MX2013008770A - Incremento de la complejidad de la fractura en formacion subterranea permeable ultra baja usando un material particulado degradable. - Google Patents

Abstract

Se proporciona un método para incrementar la complejidad de la fractura en la zona de tratamiento de una formación subterránea. La formación subterránea se caracteriza por tener una permeabilidad de la matriz menor que 1.0 microDarcy (9.869233 x 10-19 m2). El método incluye la etapa de bombear uno o más fluidos de fracturamiento en una región de campo lejano de una zona de tratamiento de la formación subterránea en una velocidad y presión por arriba de la presión de fractura de la zona de tratamiento. Un primer fluido de fracturamiento del uno o más fluidos de fracturamiento incluye un primer material particulado sólido, en donde (a) el primer material particulado solido incluye una distribución de tamaño de partícula para cerrar las gargantas de poro de un paquete de sustentante formado previamente o que se va a formar en la zona de tratamiento; y (b) el primer material particulado sólido comprende un material degradable En una modalidad, el primer material particulado sólido está en una cantidad insuficiente en el primer fluido de fracturamiento para incrementar la fracción de volumen empacada de cualquier región del paquete de sustentante a mayor que 73%. Se proporcionan métodos similares que usan los fluidos de fracturamiento en etapas y tratamientos de fracturamiento correctivos.

Description

INCREMENTO DE LA COMPLEJIDAD DE LA FRACTURA EN FORMACIÓN SUBTERRÁNEA PERMEABLE ULTRA BAJA USANDO UN MATERIAL PARTICULADO DEGRADABLE CAMPO DE LA INVENCIÓN Las invenciones se refieren generalmente al campo para producir petróleo crudo o gas natural de un pozo. De manera más particular, . las invenciones se dirigen a métodos mejorados y fluidos de pozo para uso en pozos.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Yacimientos de Aceite y Gas En el contexto de la producción de un pozo, el aceite y gas (en este contexto con referencia a petróleo crudo y gas natural) se entiende bien para, referirse a hidrocarburos de origen natural en ciertas formaciones subterráneas. Un hidrocarburo es un compuesto orgánico de origen natural que comprende hidrógeno y carbono. Una molécula de hidrocarbono puede variar de ser tan simple como metano (CH4) a una molécula sumamente compleja, grande. El petróleo es una mezcla de muchos hidrocarburos diferentes.

Una formación subterránea es un cuerpo de roca que tiene características suficientemente distintivas y es suficientemente continua para que los geólogos la describan, mapeen y nombren., En el contexto de evaluación de formación, el término se refiere al volumen de .roca observado por una medición hecha a través dé un pozo de perforación, como en un registro o una prueba de- pozo. Estas mediciones indican las propiedades físicas de este volumen de roca, tal como la propiedad de la permeabilidad.

Una formación subterránea que contiene aceite o gas es algunas veces referida como un yacimiento. Un yacimiento es un . cuerpo de roca superficial, poroso, permeable, o naturalmente fracturado en el cual se almacena aceite o gas. La mayoría de rocas de yacimiento son piedras calizas, dolomitas, piedras areniscas, o una combinación de estos. Los cuatro tipos básicos de yacimientos de hidrocarburos son aceite, aceite volátil, condensado de gas y gas. seco.

Un yacimiento de aceite contiene generalmente tres fluidos - gas, aceite, y agua - con aceite el producto dominante. En el yacimiento de aceite típico, estos fluidos se segregan verticalmente debido a sus densidades diferentes. El gas, el más ligero, ocupa la parte superior de las rocas de. yacimiento; el agua, la parte inferior; y el aceite, la sección, intermedia. Además de su ocurrencia como una cubierta o en solución el ' gas se puede acumular independientemente del aceite,- si lo hace, el yacimiento es llamado un yacimiento de gas. Asociado con el gas, en la mayoría de los casos, están el agua salada y algún aceite.

Los yacimientos de- aceite volátiles son excepcionales en que durante la producción temprana en su mayoría son productivos de aceite ligero más gas, pero, conforme se presenta el agotamiento, la producción puede llegar a ser casi completamente de gas. Los aceites volátiles son usualment.e buenos candidatos para el mantenimiento de la presión, lo cual da por resultado reservas incrementadas.

En un yacimiento de condensado de gas, los hidrocarburos pueden existir como un gas, pero, cuando se llevan a la superficie, algo de los hidrocarburos más pesados se condensan y se convierten en un líquido.

En el yacimiento de gas seco típico el gas natural existe solamente como un gas y la producción es solamente de gas más agua dulce que se condensa del yacimiento de corriente de flujo. Los yacimientos de gas natural convencionales tienen una permeabilidad de la- matriz en el intervalo de aproximadamente 500 miliDarcy (4.9346165 x 10"13 m2) a aproximadamente 1 miliDarcy (9.869233 x 10~16 m2) .

Un yacimiento está en una forma que, atrapará hidrocarburos y que se cubrirá por una roca relativamente impermeable, conocida como roca de cubierta. La roca de cubierta forma una barrera por " encima de la roca del yacimiento de modo, que los fluidos no pueden migrar más allá del yacimiento. Una roca de cubierta capaz de ser una barrera a la migración de fluido en. una escala de tiempo geológico tiene una permeabilidad que es menor que aproximadamente 1 microDarcy (9.869233 x 10~19 m2) . La roca de cubierta es comúnmente sal, anhidrita, o esquisto.

Un yacimiento convencional es un yacimiento donde los hidrocarburos fluyen al pozo de perforación en una manera en la cual el sistema se puede caracterizar por el flujo" a través del medio permeable, donde la permeabilidad puede o no haber sido alterada cerca del pozo de perforación, por el flujo a través del medio permeable a una fractura permeable (conductiva), del doble a .la colocada en la formación. Además, la ubicación, de los hidrocarburos en el yacimiento se mantiene en su lugar por una barrera impermeable, superiores y diferentes fluidos de yacimientó se localizan verticalmeríte con base en su densidad donde el movimiento de uno del fluido de yacimiento puede aplicar una fuerza de conducción a otro fluido de yacimiento. Un yacimiento de convención tendría típicamente una permeabilidad . de la matriz mayor que aproximadamente 1 miliDarcy (equivalente a aproximadamente 1, 000 microDarcy, 9.869233 x 10~16 m2) .

El gas de baja permeabilidad, sin embargo, es gas natural que . es .difícil de acceder. debido a que la permeabilidad de la matriz es relativamente baja. En general, el gas de baja permeabilidad, · está en una formación subterránea que tiene una permeabilidad de la matriz en el intervalo de aproximadamente 1 miliDarcy (9.869233 x 10-16 m2) a- aproximadamente 0.01 miliDarcy (equivalente a aproximadamente 10 microDarcy, . ·.9.869233 x 10"18 m2) . Convencionalmente,. para producir gas de baja permeabilidad es necesario encontrar un "punto dulce" donde una gran cantidad de gas es accesible, y algunas veces para usar . arios medios para crear una presión reducida en el pozo para ayudar a extraer el gas fuera de la formación.

Además, el esquisto puede incluir cantidades relativamente grandes de material orgánico comparado con otros tipos de roca. El esquisto es una roca sedimentaria derivada de lodo. La roca de esquisto es comúnmente de manera fina laminada (estratificada). Las partículas en el esquisto son comúnmente minerales' de arcilla mezclados con " granos pequeños de cuarzo erosionados de rocas preexistentes. El esquisto es un tipo de roca sedimentaria que contiene arcilla y minerales tales como cuarzo. El gas es muy difícil de producir del esquisto, sin embargo,. debido a que la permeabilidad de la matriz del esquisto es frecuentemente menor que aproximadamente 1 microDarcy (9.869233 x 10~19 m2) .

Un yacimiento se puede localizar bajo la tierra o bajo el lecho marino costa afuera. Los yacimientos de gas y aceite se localizan típicamente en el intervalo de pocos cientos de pies (yacimientos de poca profundidad a pocas decenas de miles de pies (yacimientos ultra profundos) por debajo de la superficie de la tierra o lecho marino.

Producción de Aceite y Gas Para producir aceite o gas de. un yacimiento, un pozo de perforación se perfora en una formación subterránea que puede ser el yacimiento o adyacente al yacimiento. Un pozo incluye por lo menos un pozo de perforación. El pozo de perforación se refiere al agujero perforado, que incluye cualquier porción entubada o nb entubada del pozo. El agujero se. refiere usualmente a la pared del pozo de perforación interior, es decir, la cara de la roca o pared que se une al agujero perforado. Un pozo de perforación puede tener porciones que son verticales, horizontales o cualquiera otra cosa más y puede tener porciones, que son rectas, curveadas y ramificadas. La boca del pozo es la . terminación superficial de un pozo de perforación, la superficie que puede estar sobre la tierra o sobre un lecho marino. Como se usa en este documento, "pozo arriba", "pozo abajo", y términos similares son relativos a la dirección de la boca del pozo, sin considerar si una porción del pozo de perforación es vertical u horizontal . . . .

En general, una zona se refiere a un intervalo de roca a lo largo de un pozo de perforación que¦ se diferencia de rocas circundantes . con base, en el ¦ contenido de hidrocarburo u otras características, . tales como • perforaciones u . otra comunicación fluida con el pozo de perforación, fallas o fracturas. La región cercana del pozo de perforación de una zona se considera usualmente que incluye la matriz de la roca dentro de pocas pulgadas del agujero. Como se usa en este documento, la región cercana del pozo de perforación de una zona se considera- que está en cualquier lugar dentro de aproximadamente 0.30 m (12 pulgadas) del pozo de perforación. La región de campo lejano de una zona se considera usualmente la matriz de la roca que está más allá de la región cercana al pozo de perforación.

En general, los servicios del pozo incluyen una amplia variedad de operaciones que se pueden llevar a cabo en los pozos de aceite, gas, geotérmicos o de agua, tales como perforación, cementación, terminación e intervención. Estos servicios del pozo se diseñan para facilitar o mejorar la producción de fluidos deseables de o a través de una formación subterránea.

La perforación es el proceso para perforar el pozo de perforación. Después- de . que el agujero se perfora, secciones de tubo de acero, referidas como tubería de revestimiento, que son ligeramente más pequeñas en diámetro que el agujero, se colocan en por lo menos las porciones más superiores del pozo de perforación. La . tubería de revestimiento proporciona integridad estructural al agujero recientemente perforado.

La cementación es una operación de pozo común. Por ejemplo, se pueden usar composiciones de cemento hidráulico en las operaciones, de cementación en las cuales una sarta de tubo, tal como entubado o revestimiento, se cementa en un pozo de perforación. La sarta de tubo cementada aisla diferentes zonas. del pozo de perforación una de la otra y de la superficie. Las. composiciones de cemento hidráulico se pueden usar en la cementación primaria de la tubería de revestimiento en las operaciones de terminación. Las composiciones de cemento hidráulico también se pueden usar en operaciones de intervención, tal como en el taponamiento de zonas sumamente permeables o fracturas en las zonas que pueden estar produciendo demasiada agua, taponar grietas o agujeros en las sartas de tubo y similares.

La terminación es el proceso para .hacer un pozo listo para la. producción o inyección. Esto implica principalmente preparar una zona ' del pozo de perforación a las especificaciones requeridas, metiendo la tubería de producción y el equipo pozo abajo asociado, así como perforación y estimulación como sea requerido.

La intervención es cualquier operación llevada a cabo en un pozo durante o al final de su vida productiva que altere el estado del pozo o la geometría del pozo, proporcione diagnósticos del pozo, o maneje la producción del pozo. Reparación se puede referir ampliamente a cualquier clase de intervención del pozo que implique técnicas invasivas, tales como línea de acero, tubería flexible, o frenado. Más específicamente, sin embargo, reparación se refiere al proceso de extraer y reemplazar, una terminación.

Como se usa en este documento, un "fluido de pozo" se refiere ampliamente a cualquier fluido adaptado para ser introducido en un pozo para cualquier propósito de servicio del pozo. Un fluido de pozo puede ser, por ejemplo, un fluido de perforación, un fluido de cementación, un fluido de tratamiento o un. fluido espaciador. Si un fluido de pozo se va a usar en un Volumen relativamente pequeño, por ejemplo menor que aproximadamente 200 barriles, es algunas veces referido en la técnica como un lavado, vaciado, tapón o pildora.

Como se üsa en este documento, "dentro de un pozo" significa introducido por. lo menos dentro y a través de la boca del pozo. Dé acuerdo con varias técnicas conocidas en el campo, el equipo, herramientas, o fluidos, de pozo se pueden dirigir de la boca . del pozo en cualquier porción deseada del pozo de perforación, Adicionalmente, un fluido de pozos se puede dirigir desde una porción del pozo de perforación den la matriz de roca de una zona.

Perforación y Fluidos de Perforación El pozo se crea' al perforar un agujero en la tierra (o lecho marino) con un equipo de perforación que hace girar una sarta de perforación con una barrena de perforación unida al extremo descendente. Usualmente. el agujero está en cualquier lugar entre aproximadamente 3 cm (5 pulgadas) a aproximadamente 91 cm (36 pulgadas) en diámetro. El agujero se disminuye usualmente a un diámetro más profundo del pozo de perforación como las porciones superiores se entuban o se revisten, lo cual significa que se deben usar sartas de perforación y barrenas progresivamente más pequeñas para pasar a través de entubado o revestimiento pozo arriba.

. . Mientras que se perfora un pozó de aceite o gas, un fluido de perforación se hace circular pozo abajo a través de un tubo de perforación a una barrena de perforación en el extremo pozo abajo, a través de la barrena de perforación en el pozo de perforación, y luego devuelta pozo arriba de la superficie a través de la ruta anular entre el tubo de perforación tubular y el agujero. El propósito del fluido de perforación es mantener la presión hidrostática en el pozo de perforación, para lubricar la sarta de perforación, y llevar los cortes de roca fuera del pozo de perforación.

El fluido de perforación puede ser basado en agua o basado en aceite. Los fluidos basados en aceite tienden a tener menores propiedades lubricantes que los. fluidos basados en agua, no obstante, otros factores pueden mitigar en favor de usar un fluido de peroración basado en agua.

Además, el fluido de perforación se puede viscosificar para ayudar a suspender y llevar los cortes de roca hacia afuera del pozo de perforación. Los cortes de roca pueden variar en tamaño de partículas de tamaño de sedimento a trozos medidos en centímetros. La capacidad de carga se refiere a la habilidad de un fluido de perforación circulante de transportar cortes de roca' fuera de un pozo de perforación. Otros términos para, la capacidad de carga incluyen capacidad de limpieza del agujero y levantamiento de cortes.

Cementación y Composiciones de Cemento Hidráulico En la . realización de la cementación, una composición de cemento hidráulico se bombea como un fluido (típicamente en la forma de suspensión o lechada) en una ubicación deseada eri el pozo de perforación. Por ejemplo, en la cementación de un entubado o revestimiento, la composición de cemento hidráulico se bombea en el' espacio anular · entre las superficies exteriores de- una sarta de tubos y el agujero (es decir, la pared del pozo de perforación) . A la composición de cemento se le da tiempo para endurecerse en el espacio anular, formado en consecuencia una capa anular de cemento sustancialmente impermeable, endurecido. El cemento endurecido soporta y coloca la sarta de tubería en el pozo de perforación y une las superficies exteriores de la sarta de tubería a las paredes del pozo de perforación.

El cemento hidráulico es un material que cuando se mezcla. con agua se endurece a través del tiempo debido a una reacción química con el agua. Debido a que esto es una reacción con el agua, el cemento hidráulico es capaz de endurecerse aún debajo del agua. El cemento hidráulico, agua, y cualquier otro componente se mezclan para formar una composición de cemento hidráulico en el estado inicial de una suspensión, que debe ser un fluido para un tiempo suficiente antes de endurecerse para bombear la composición dentro del pozo de perforación y para reemplazo en una ubicación pozo abajo deseada en el pozo.

Tratamientos de Pozos y Fluidos de Tratamiento Las operaciones de perforación, terminación e intervención pueden incluir varios tipos de tratamientos que se llevan a cabo comúnmente en un pozo de perforación o formación subterránea. Por ejemplo, un tratamiento para el control de pérdida de fluido se puede usar durante cualquier operación de perforación, terminación e intervención. Durante la terminación o intervención, la estimulación es un tipo de tratamiento llevado a cabo para mejorar o restaurar la productividad del aceite y gas de un pozo. Los tratamientos de estimulación se- encuentran en dos grupos principales: fracturamiento hidráulico y tratamientos de matriz. Los tratamientos de f acturamiento se llevan a cabo' arriba de la presión de fractura de la formación subterránea para crear, o prolongar una ruta de flujo sumamente permeable entre la formación y el pozo de' perforación.' Los tratamientos de matriz se llevan a cabo por debajo de' la presión de fractura de la formación. Otros tipos de tratamientos de terminación o intervención pueden incluir, por ejemplo, empacado con grava, consolidación, y control de producción de agua excesiva.

Como se usa en este documento, la palabra "tratamiento" se refiere a cualquier tratamiento para cambiar una condición de un pozo de perforación o una formación subterránea adyacente. Ejemplos de tratamientos incluyen control de pérdida de fluido, aislamiento, estimulación, o control de . conformación; · sin embargo, la palabra "tratamiento" no. implica, necesariamente ningún propósito de tratamiento particular.

Un tratamiento implica usualmente introducir un fluido de tratamiento en un pozo. Como se usa en este documento, un "fluido de tratamiento" es un fluido usado en un tratamiento. A menos que el contexto lo requiera de otra manera, la palabra "tratamiento" en él término "fluido de tratamiento" no implica necesariamente ningún tratamiento o acción particular pór el fluido. Si un fluido de tratamiento se va a usar en un volumen relativamente pequeño, por ejemplo menor que aproximadamente 200 barriles, es algunas veces referido en la técnica como un tapón o pildora.

Como se usa en este documento, una "zona de tratamiento" se refiere a un intervalo de roca a lo largo de un pozo de perforación en el cual un fluido de tratamiento se dirige para fluir, desdé el pozo de perforación. Además, como se usa en este documento, "dentro de una zona de tratamiento" significa dentro y través de la boca del pozo y, adicionalmente, a través del pozo de perforación y dentro de la zona de tratamiento.

Lo siguiente son algunas descripciones generales de tratamientos de pozos comunes y fluidos de tratamiento asociados. Por su' puesto, otros tratamientos de pozos y fluidos de tratamiento son conocidos en el campo.

Tratamiento de Pozos - Control de Pérdida de Fluido La pérdida de fluido se refiere, a la fuga indeseable de una fase de fluido de un fluido de pozo en la matriz permeable de una zona, la. zona que puede o no ser una zona de tratamiento. Control de pérdida de fluidos se refiere a tratamientos diseñados para reducir tal fuga indeseable. La provisión de. control .de pérdida de. fluido efectivo para fluidos de pozo durante ciertas etapas de operaciones del pozo es usualmente en gran medida deseable.

El procedimiento usual para el control de pérdida de fluido es reducir sustancialmente la permeabilidad de la matriz de la zona con un material, de control de pérdida de fluido que bloquea la permeabilidad en o cerca de la cara de la matriz de roca de la zona. Por ejemplo, un material de control de pérdida de fluido puede ser un material particulado que tiene un tamaño seleccionado para cerrar y taponar las gargantas .de poro de la matriz. En igualdad de condiciones, mientras más alta es la concentración del material particulado, se presentará más rápido el cierre. Conforme la fase de. fluido que lleva el material de control de pérdida de fluido se fuga en la formación, el material de control de pérdida- de fluido cubre las gargantas de poro de la matriz de la formación y se acumula sobre la superficie del agujero o cara de la fractura o penetra solamente un poco en la matriz. La acumulación del material particulado sólido u otro material dé pérdida de fluido en las paredes de un pozo de perforación o una fractura es referida como una torta de filtro. Dependiendo de la naturaleza de una fase de fluido y la torta de filtro,, tal torta de filtro puede ayudar a bloquear la pérdida adicional de una fase de fluido (referida como un filtrado) en la formación subterránea. Un material de control de pérdida de fluido se diseña específicamente para reducir el volumen, de un filtrado que- pasa a través de un medio de filtro. ' Después de la aplicación de una torta de filtro, sin embargo, puede ser deseable restaurar la permeabilidad dentro de la formación. Si la permeabilidad de la formación de la zona de producción deseada no se restaura, los niveles de producción de la formación se pueden reducir significativamente. Cualquier torta de filtro o cualquier sólido o filtración de polímero en la matriz de la zona que resulte de un tratamiento de control de pérdida de fluido se debe remover para restaurar la permeabilidad de la formación, de manera preferente a por lo menos su nivel original. Esto se refiere frecuentemente como limpieza.

Una variedad de materiales de control de pérdida de fluido se han usado y evaluado para el control de pérdida de fluido y acumulación, incluyendo espumas, resinas solubles en aceite, materiales particulados sólidos solubles en ácido, suspensiones de sal graduadas, polímeros viscoelásticos lineales, y polímeros reticulados con metal pesado. Sus efectos comparativos respectivos están bien documentados.

Los materiales de control · de pérdida de fluido algunas veces se usan en fluidos, de perforación o en tratamientos que se han desarrollado para controlar la pérdida de fluido. Una pildora de control de pérdida de fluido es un fluido' de tratamiento que se diseña o se' usa para proporcionar algún grado de control de pérdida de fluido. A través de una combinación de viscosidad, puenteo de sólidos, y acumulación de la torta sobre la roca porosa, estas pildoras algunas veces . son capaces- de reducir sustancialmente la permeabilidad de una zona de la formación subterránea a la pérdida de fluido. También mejoran generalmente la acumulación de la torta de filtro sobre la cara de la formación para inhibir el flujo de fluido en la formación del pozo de perforación.

Las pildoras de control de pérdida de fluido comprenden típicamente un fluido base acuoso y una •concentración alta, de un polímero de agente gelificante (usualmente reticulado) , y algunas veces, partículas de cierre, como arena graduada, material particulado de sal graduado o material particulado de ¦ carbonato de calcio dimensionado . Unas pildoras de control de pérdida de fluido comúnmente usadas contienen altas concentraciones (100 a 150 lbs/1000 gal) de hidroxietilcelulosa derivada ("HEC") . La HEC se acepta generalmente como un agente gelificante que permite el daño mínimo de permeabilidad durante las operaciones de terminación. Normalmente, las 'soluciones de polímero HEC no forman geles rígidos, sino controlan. la pérdida de fluido por un mecanismo regulado por viscosidad o de filtración. Algunos otros polímeros de agente gelificante que se han usado incluyen xantano, guar, derivados de guar, carboximetilhidróxietilcelulosa ("CMHEC"), y almidón. También se pueden usar surfactantes viscoelásticos .

Como una alternativa para formar geles poliméricos lineales para el control de pérdida de fluido, se usan frecuentemente. geles- reticulados. La reticulación del polímero de. agente gelificante crea una estructura de gel que puede soportar sólidos así como proporcionar control de pérdida de fluido. Además, las pildoras de control de pérdida de fluido reticuladas han mostrado que requieren invasión relativamente limitada de la cara de la formación que totalmente efectiva. Para reticular los polímeros de agente gelificante, se usa un agente de reticulación adecuado que comprende iones de metal polivalentes. Aluminio, titanio y zirconio son ejemplos comunes.

Un agente gelificante reticulable preferido para pildoras de control de pérdida de fluido son los copolímeros de injerto . de una ' hidroxialquil-celulosa, guar o hidroxipropil guar que se prepara por una reacción redox con ácido vinil fosfónico. El gel se forma al hidratar el copolimero de injerto en una solución acuosa que contiene por lo menos una cantidad traza de por lo menos un catión divalente. El gel se retícula por la adición de una base Lewis o una base Bronsted-Lowrey de modo que el pH de la solución acuosa se. ajusta de ligeramente ácida a ligeramente básica. De manera preferente, la . base elegida está sustancialmente libre de iones de metal polivalentes. El gel reticulado resultante muestra adelgazamiento por esfuerzo cortante y propiedades de regeneración que proporcionan un bombeo relativamente fácil, mientras que el gel regenerado proporciona buen control de pérdida de fluido en la colocación. Este gel se puede romper reducir el pH del fluido o por el uso de oxidantes. Algunas pildoras de pérdida de fluido de este tipo se- describen en la Patente de E.U.A No. 5,304,620, asignada a Halliburton Energy Services, la descripción relevante de la cual se incorpora en este documento a manera de referencia. Las pildoras de control de pérdida de fluido de este tipo son comercialmente disponibles bajo el nombre comercial "K-MAX" de Halliburton Energy Services Inc. en Duncan, Oklahoma.

Tratamiento de Pozos - Acidificación Una técnica de estimulación ampliamente usada es la acidificación, en la cual un fluido de tratamiento que incluye una solución ácida acuosa ' se introduce en la formación para disolver los materiales solubles en ácido. De esta manera, los fluidos de hidrocarburos pueden fluir , más fácilmente de la formación en el pozo. Además, un tratamiento con ácido puede facilitar el flujo de los fluidos de tratamiento inyectado del pozo en. la formación.

Las técnicas de acidificación se pueden llevar a cabo como procedimientos de acidificación de la,' matriz o como procedimientos de fracturamiento ácido..

En la acidificación de la matriz, ' .un fluido de acidificación se inyecta desde el pozo dentro de la formación a una velocidad y presión por debajo de la presión suficiente para crear una fractura en la formación. En las formaciones de piedra arenisca, el ácido remueve o disuelve principalmente el daño soluble en ácido en la región cercana al pozo de sondeo y se considera clásicamente una técnica de remoción de daño y no una técnica de estimulación. En las formaciones carbonato, ¦ el objetivo es actualmente un tratamiento de estimulación donde en las forma acidas . los canales conducidos llamados agujeros de gusano en la roca de formación. Mayores detalles, metodología y excepciones se pueden encontrar en ¦ "Productión Enhancement with Acid Stimulation" 2nd edición por Leonard Kalfayan (Perm Well 2008), SPE 129329, SPE 123869, SPE 121464, SPE 121803, SPE 121008,, IPTC 10693, 66564-PA, y las referencias . contenidas en este documento.

En el ' fracturamiento ácido, un fluido de acidificación se bombea en una formación de carbonato a una presión suficiente para provocar el fracturamiento de la formación y crear conductividad de. la fractura por. decapante (no uniforme) diferencial'. Mayores detalles, metodología, y excepciones se pueden encontrar en "Production Enhancement with Acid Stimulation" 2a edición por Leonard Kalfayan (PennWell 2008), SPE 129329, SPE 123869, SPE 121464, SPE 121803,. SPE 121008, .IPTC 10693, 66564-PA, y referencias contenidas' en la misma.

Desviación de la Matriz Los tratamientos de la matriz en los yacimientos convencionales pueden usar desviación. La desviación de la matriz real no aplica, sin embargo, a formaciones permeables ultra bajas.

Por ejemplo, en tratamientos subterráneos en yacimientos convencionales, se desea frecuentemente tratar un intervalo de. una formación subterránea que tenga secciones de permeabilidad variante-, presiones de yacimiento y/o grados variantes de daño . de formación y de esta manera puede aceptar cantidades variantes de ciertos fluidos de tratamiento. Por ejemplo, la presión baja de yacimiento en ciertas áreas de una formación subterránea o una matriz de roca o un paquete de sustentante, de '¦ alta permeabilidad puede permitir que la porción acepte grandes . cantidades dé ciertos fluidos de tratamiento. Puede ser difícil obtener una. distribución uniforme del fluido de tratamiento por todo el intervalo completo. Por ejemplo, el fluido de tratamiento puede entrar de manera preferente a porciones del intervalo con baja resistencia al flujo de fluido a costa de las porciones del intervalo con mayor resistencia de flujo de fluido. En algunos casos, estos intervalos con la resistencia de flujo variable pueden ser intervalos productores de agua. Esto es diferente de la desviación entre las diferentes zonas. Véase la . solicitud de E.U.A No. de Serie 12/512,232, presentada el 30 de Julio del 2009, titulada "Methods of Fluid Loss Control and Fluid Diversión in Subterranean Formations", que se incorpora a manera de referencia.

Además, los modificadores de permeabilidad relativa (RPMs) se puede considerar otro procedimiento para la desviación de la matriz.

Tratamiento de Pozos - Fracturamiento Hidráulico El fracturamiento hidráulico, algunas veces referido como fracturamiento o fractura, es un tratamiento de estimulación común. Un fluido de tratamiento adaptado para este propósito es algunas veces referido como un fluido de fracturamiento. El fluido de fracturamiento se bombea en una velocidad y. presión de flujo suficientemente altas en el pozo de perforación y dentro · de la formación subterránea para crear o mejorar una fractura en la formación subterránea. La creación de una fractura significa hacer una nueva fractura en la formación. El aumento de una fractura significa agrandar una fractura pre-existente en la formación.

Se usa una bomba de fracturamiento para el fracturamiento hidráulico. Una bomba de fracturamiento es una bomba de alto volumen, de alta presión. Típicamente, una bomba de fracturamiento es una bomba de vaivén de desplazamiento positivo. La estructura ·" de tal bomba es resistente a los efectos de los fluidos abrasivos de bombeo, y la bomba se construye de materiales que son resistentes . a los efectos de los fluidos corrosivos de bombeo. Los fluidos abrasivos son suspensiones de materiales particulados sólidas, duros, ' tal -como arena. Los fluidos corrosivos incluyen, por ejemplo, ácidos. El fluido de fracturamiento se puede bombear hacia abajo en el pozo de perforación a altas velocidades y presiones, por ejemplo,- en una velocidad de flujo por arriba de 50 barriles por minuto (2,100 galones U.S. por minuto, ;8.0 m3) en una . :.presión superior a 5,000 libras por pulgada cuadrada ("psi", 34,470 kPa) . La velocidad y presión del bombeo del fluido de' fracturamiento puede ser aún mayor, por ejemplo, son comunes las velocidades de flujo superiores de 100 barriles por minuto y presiones superiores a 10, 000 psi (68, 950 kPa) .

El fracturamiento de una formación subterránea usa frecuentemente cientos, de miles . de galones de fluido de fracturamiento o .más. Además, es frecuentemente deseable fractura más de una zona de tratamiento de un pozo. De esta manera,, un volumen . alto de fluidos de fracturamiento se usa frecuentemente en el : fracturamiento de un pozo, lo cual significa que es deseable un fluido de fracturamiento de bajo costo. Debido a la fácil disponibilidad y costo relativamente bajo de agua comparado con otros líquidos, entre otras consideraciones, un fluido de fracturamiento es usualmente basado en agua.

La creación o extensión de una fractura en él fracturamiento hidráulico se presenta súbitamente. Cuando esto sucede, el fluido de fracturamiento tiene súbitamente una ruta de flujo de fluido a través de la fractura para fluir más rápidamente lejos del pozo dé perforación, lo cual se puede detectar como un cambio en la presión de la velocidad de flujo de fluido.

Una fractura recientemente creada o recientemente extendida tenderá a cerrarse después de que se detiene el bombeo del fluido de' fracturamiento . Para evitar que la fractura se cierre, se coloca usualmente un material en la fractura para mantener la fractura apuntalada abierta y proporcionar mayor conductividad del fluido que la matriz de la formación. Un material usado para este . propósito es referido como un sustentante.

Un sustentante está en la. forma · de un material particulado sólido, el cual se puede suspender en el fluido de f acturamiento, llevado pozo abajo, y ser depositado en la fractura para formar un paquete de sustentante. El paquete de sustentante apuntala la fractura en . una condición abierta mientras que permite el flujo de fluido a través de la permeabilidad del paquete. El paquete de sustentante en la fractura proporciona una ruta de flujo de mayor, permeabilidad para el aceite o gas para que alcancen el pozo de perforación comparada con la permeabilidad de la matriz de la formación subterránea circundante. Esta ruta de flujo de mayor permeabilidad incrementa la producción de aceite y gas de la formación subterránea.

Un material particulado para uso como un sustentante se selecciona usualmente con base en las características de intervalo de tamaño, resistencia a la trituración y estabilidad sólida · en los tipos de fluidos que se encuentran o se usan en los pozos. De manera preferente, un. sustentante no debe fundirse, disolverse o de otra manera degradarse del estado sólido bajo las condiciones pozo abajo.

El sustentante se selecciona .para ser de un tamaño apropiado para mantener abierta la fractura y serrar el ancho de la fractura que se espera que se cree por las condiciones de fracturamiento y . el fluido de fracturamiento . Si el sustentante en muy grande, no pasará fácilmente en una fractura y se taponará demasiado pronto. Si el sustentante es muy pequeño, no proporcionar la conductividad del fluido para aumentar la producción. Véase, por ejemplo, McGuire y Sikora, 1960. En el caso del ' fracturamiento relativamente permeable o aún en yacimientos .herméticos al gas, un paquete de sustentante proporcionará mayor permeabilidad que la matriz de formación. En el caso del fracturamiento de formaciones permeables ultra bajas, tales como formaciones de esquisto, un paquete de sustentante debe . proporcionar mayor permeabilidad que las fracturas de origen natural u otras microfracturas de la complejidad de la fractura.

Los tamaños apropiados de material particulado para su uso como un sustentante son típicamente en el intervalo de aproximadamente Malla S a aproximadamente 100 Norma de E.U.A. Un sustentante- típico es de . tamaño de arena . que geológicamente se.' define por tener una dimensión más grande que varía de aproximadamente. 0.06 milímetros hasta aproximadamente 2. milímetros (MI) . (La siguiente clase de tamaño de partícula más pequeña por debajo del tamaño de la arena es sedimento, que se define por tener una dimensión más grande que varía de menor que aproximadamente 0.06 mm debajo de aproximadamente 0.004 mm) . Como se usa^ en este documento, sustentante no significa o se refiere a sólidos suspendidos, sedimento, finos, u otros tipos, de material particulado sólido insolubles más pequeños que aproximadamente 0.06 mm (aproximadamente Malla 230 Norma de E.U.A). Además, no se propone o se refiere a materiales particulados más grandes que aproximadamente 3 mm (aproximadamente Malla 7 Norma de E.U.A) .

El sustentante es suficientemente fuerte, es decir, tiene suficiente resistencia a la compresión o trituración, para mantener la fractura abierta sin ser. deformado o triturado por el esfuerzo de cierre de la fractura en la formación subterránea. Por ejemplo, para un material sustentante que se triture bajo- el esfuerzo de cierre, un sustentante de malla 20/40 tiene de manera preferente una resistencia a la trituración API de por lo menos 4, 000 psi (27,580 kPa) de esfuerzo de cierre con base en 10% de finos de trituración de acuerdo con el procedimiento API RP-56. Un material sustentante de malla 12/20 tiene de manera preferente una resistencia a la trituración API de por lo menos 4, 000 psi (2.7,580 kPa) de esfuerzo de cierre con base en 16% de finos de trituración de acuerdo con el procedimiento API RP-56. Este desempeño es aquel de un sustentante de resistencia media a. la trituración, mientras que un sustentante de resistencia alta a la trituración tendría una resistencia a la trituración de aproximadamente 10,000 psi. (68,950 kPa) . En comparación, por ejemplo, un material sustentante de malla 100 para el- uso en una formación permeable . ultra baja tal como esquisto tiene de manera preferente una resistencia a la trituración API de por lo menos 5, 000 psi (34, 470 kPa) de esfuerzo de cierre con base en 6% de finos de trituración. Mientras es mayor la presión de cierre de la formación de la aplicación de fracturamiento, se, necesita mayor resistencia de sustentante. El esfuerzo de cierre depende de una . variedad de factores conocidos en el campo, incluyendo la profundidad de la formación.

Además, un sustentante adecuado debería ser estable a través del tiempo, y no disolverse en fluidos encontrados comúnmente en un .entorno de pozo. De manera preferente, se selecciona un material sustentante que no se · disolverá en agua o petróleo crudo.

Los materiales sustentantes adecuados incluyen, pero no se limitan a, · arena (sílice) , cáscaras de nuez molidas o semillas de frutas, bauxita. sinterizadá, Vidrio, plásticos, materiales de cerámica, madera procesada, arena recubierta con resina o cáscaras de nuez molidas o semillas de frutas u otros compuestos, y cualquier combinación de lo anterior. Las mezclas de diferentes clases o tamaños de sustentante se pueden usar también. En yacimientos convencionales, si se usa arena, tiene comúnmente un tamaño medio en cualquier lugar dentro del intervalo de aproximadamente Malla 20 a aproximadamente 100 Norma de E.U.A. Para un sustentante sintético, tiene comúnmente un tamaño medio en cualquier lugar dentro del' intervalo de aproximadamente malla 8 a aproximadamente 100 Norma de E.U.A.

La concentración de sustentante en el fluido de tratamiento depende de la naturaleza de .la formación subterránea. Ya que la naturaleza de formaciones subterráneas difiere ampliamente, la concentración de sustentante en el fluido de tratamiento puede estar en el intervalo de aproximadamente 0.03 kilogramos a aproximadamente 12 kilogramos de sustentante por litro de, fase liquida (de aproximadamente 0.1 lb/gal a aproximadamente 25 lb/gal) .

Taponamiento de Punta en- el Fracturamiento de las Formaciones Permeables La conductividad de ' las fracturas apropiadas depende en, entre otras . cosas, el ancho- de la fractura y permeabilidad de la fractura. La permeabilidad se puede estimar con base en' el tamaño del sustentante. El ancho de una fractura depende de la naturaleza de la formación y las condiciones de fracturamiento especificas.

En las formaciones relativamente permeables, es deseable frecuentemente maximizar la longitud de las fracturas creadas por los tratamientos de fracturamiento hidráulico, de modo que el área dé superficie de las fracturas, y por lo tanto el área ' arreglada por el pozo, se pueden maximizar. En ciertos tratamientos de empaquetamiento de fracturamiento, particularmente, en formaciones de arena sumamente permeables débilmente consolidadas, puede ser más deseable formar fracturas anchas, cortas que altas conductividades de fractura.

Una forma de crear tales fracturas anchas, cortas es con un taponamiento de punta. En un taponamiento de punta, el crecimiento, de la longitud de la fractura se detiene cuando . la concentración de sustentante en la punta, de la fractura se concentra sumamente, típicamente debido a la fuga de fluido en la formación circundante. En un taponamiento de punta de la fractura, el sustentante cierra ¦ los espacios reducidos en la punta de la fractura y se empaca en la fractura, restringiendo de. esta manera el flujo a la punta de la fractura, lo cual- puede terminar la extensión de la fractura en la formación, entre otras cosas, debido a que la presión hidráulica del fluido de estimulación no se puede transmitir desde el pozo de perforación hasta la punta de la fractura. La suspensión de sustentante concentrada tapona la fractura y evita el agrandamiento adicional de la fractura. Cualquier bombeo adicional de la suspensión de sustentante más allá de este. punto provoca que la fractura, de ensanche o crezca y empaque la longitud de la fractura existente con sustentante adicional.' Esto da por resultado, una fractura ancha, relativamente' corta que tiene tanto alta conductividad a la fractura como una alta concentración de sustentante.

Ser capaz de controlar el inicio de un taponamiento de punta de la fractura puede ser un aspecto importante de una operación de fracturamiento exitosa. Sin el control del taponamiento de punta de la fractura, una fractura no se puede empacar con sustentante como sea necesario, por ejemplo, teniendo el ancho de la fractura deseado cerca del pozo de perforación.

Convencionalmente, para iniciar . un taponamiento de punta de la fractura,, la velocidad de flujo del fluido de fracturamiento se reduce mientras que se incrementa la concentración de sustentante en el mismo, con anticipación de que esta combinación provocará un taponamiento de punta de la fractura. Las características de diseño típicamente empleadas en situaciones en las cuales se desea un taponamiento de punta implican frecuentemente métodos para asegurar que la fuga de fluido sea alta relativa con la velocidad y cantidad de la inyección de sustentante. Esto se puede lograr en una variedad de formas, incluyendo, pero no limitado a, usar una pequeña, cantidad de fluido de relleno para iniciar la fractura, usar poco o nada de aditivo de pérdida de fluido, usar altas concentraciones de sustentante temprana en los tratamientos, bombear más lentamente durante la operación de fracturamiento, o alg.una combinación de los mismos. Sin embargo, esta metodología no provoca consistentemente taponamientos de punta de la fractura. Mientras que se incrementa la concentración de sustentante y se disminuye la velocidad de flujo se incrementa la probabilidad de que se puede presentar un taponamiento de... la punta de la fractura, esta metodología asume que hay una fractura que toma todo el fluido. Pero, donde existan fracturas de competición, el inicio de un taponamiento de punta de la fractura puede ser difícil de controlar y/o predecir usando metodologías convencionales. Las transciente de presión recolectadas por marcadores de presión pozo abajo durante los tratamientos de empaquetamiento de fracturamiento indica que los taponamiento de punta nos e presentan frecuentemente cuando y donde se desee o se propongan. En cambio, el fluido en la punta de la fractura permanece frecuentemente . móvil, la punta de la fractura continúa creciendo por todo él tratamiento, y la concentración sustentante deseada en la fractura no se alcanza. Debido a esto, no se puede obtener la alta conductividad de la fractura.- ' Por¦ ejemplo, en pozos de perforación desviados, donde solamente una porción de las perforaciones se comunica con la fractura dominante que está siendo extendida (cuando se usan tecnologías convencionales) , el fluido se pierde (por ejemplo, se fuga) en otras porciones o fracturas en el pozo además de la fractura dominante. Dependiendo de la velocidad de la pérdida de fluido en la formación, estas metodologías convencionales no pueden generar exitosamente un taponamiento de punta en la fractura.

Adicionalmente, los métodos convencionales no pueden predecir cuando se presenta el taponamiento, y, por lo tanto, mientras que es deseable para el sustentante cerrar la punta de la fractura y. empacarla en la misma, él cierre del sustentante y de esta manera el taponamiento puede presentarse en cualquier lugar en la fractura. Algunas veces, esto puede presentarse c rea del pozo de perforación, antes de que sustentante .de alta concentración alcance la fractura, provocando un taponamiento indeseable dentro del pozo de perforación. Si el taponamiento no se presenta en la punta, y la fractura no se llena gradualmente con sustentante más tarde, la fractura no se puede empacar con sustentante como se desea. ' Un método para inducir y controlar el taponamiento de punta incluye bombear un fluido de anillo en un anillo, entre la formación subterránea y una sarta de trabajo colocada dentro de un pozo de perforación que penetre la formación subterránea, en una velocidad de flujo de anillo; y reducción la velocidad de flujo de anillo por debajo de .un punto de flujo de iniciación de la fractura de modo que él taponamiento de punta de · la fractura se inicia en una o más de las fracturas en la formación subterránea. La Patente de E.U.A No. 7,237,612, ' expedida el 3 de Julio del 2007, titulada "Methods of Initiating a fracture Tip Screenout" que tiene un los inventores nombrados Jim B. Surjaatmadja, Billy W. McDániel, Mark Farabee, David Adams . y Loyd. East, que se incorpora a manera de referencia.

Otro método para inducir y controlar el taponamiento de . punta durante un tratamiento de fracturamiento-empaque que comprende inyectar una suspensión de sustentante en una formación subterránea,.' en donde .la suspensión de sustentante comprende un. material sustentante, un fluido de fracturamiento , y materiales particulados biodegradables y' en donde los materiales particulados degradables interactúan físicamente entre si y con el material sustentante para ayudar en la inducción del taponamiento de punta. La Patente de E.U.A 7,413,017, expedida el 19 de Agosto del 2008, titulada- " ethods. and Compositions for . Inducing Tip-Screenouts in Frac-Packing Operations" que tiene los inventores nombrados Philip D. Nguyen y Anne M.. Culotta, se incorpora a manera de referencia.

El taponamiento de punta requiere pérdida de fluido considerable mientras está en velocidades de fracturamiento . Esto necesita una formación altamente permeable y no se puede presentar en formaciones de baja permeabilidad que tengan una permeabilidad de la · matriz menor que 1,000 microDarcy (equivalente a l' miliDarcy, 9.869233 x 10~16 m2) , mucho menos en formaciones permeables ultra bajas que tengan una permeabilidad de la matriz menor que 1 microDarcy (equivalente a 0.001 miliDarcy, 9.869233 x 10"19 m2) .

Tratamiento de Pozos - Fracturamiento en Etapas y Desviación de Zona El fracturamiento múltiple o en etapas implica fracturar dos o. más zonas diferentes de un pozo de perforación en sucesión. Las operaciones de fracturamiento hidráulico en etapas se llevan a cabo comúnmente de pozos de p.erforación horizontales colocados en yacimientos vde gas . de esquisto .

En el contexto de fracturamiento en etapas, se usan técnicas de desviación para ' desviar un fluido de fracturamiento de una zona a una zona diferente. Las técnicas de desviación se encuentran en dos categorías principales: desviación mecánica y desviación química. La desviación mecánica incluye, el uso de dispositivos mecánicos, tales como selladores de bola o empacadores, para aislar una zona de otra y desviar un fluido de tratamiento á la zona deseada. La desviación química incluye el uso de químicos para desviar un fluido de tratamiento para que entre a uña zona en favor de que entre a una zona diferente.

En métodos convencionales para tratar formaciones subterráneas, una vez que la zona menos resistente al flujo de fluido de una formación subterránea se ha tratado, la zona se puede sellar usando una variedad de técnicas para desviar los fluidos dé tratamiento a una zona más resistente al flujo de fluido del pozo. Tales técnicas pueden han implicado, entre otras cosas, la inyección de materiales particulados, espumas, emulsiones/ tapones, empacadores, o polímeros de bloqueo {por ejemplo, geles acuosos reticulados) en el intervalo para taponar .las porciones de alta permeabilidad de la formación subterránea una vez que se han tratado, desviando en consciencia los fluidos subsecuentemente inyectados a las porciones más resistentes al flujo de fluido de la formación subterránea.

Por ejemplo, cerca de la desviación del pozo de perforación está un tratamiento cercano al pozo de perforación que provoca que una zona reduzca gradualmente . o detenga la toma de fluido de modo que el fluido entonces .se desvia para entrar a otra zona. Esto se puede lograr, por ejemplo, al taponar las perforaciones . del pozo de perforación o al taponar un paquete de sustentante cerca del pozo de perforación. De acuérdo con algunas técnicas conocidas en el campo, la desviación de una zona a otra se puede lograr sin detener el bombeo, de uno o más fluidos, de fracturamiento en el pozo.

Una etapa de fracturamiento incluye bombera uno o más .fluidos de fracturamiento en la zona de tratamiento a una velocidad y presión por arriba de la presión de fractura de la zona de tratamiento. El diseño:, de una etapa de fracturamiento incluye usualmente determinar un tiempo de bombeo total designado para la etapa o determinar un volumen de bombeo total designado del fluido de fracturamiento para la etapa de fracturamiento . El extremo de cola de una etapa de fracturamiento , es la última porción . del tiempo de bombeo en la zona o la última porción del volumen del fluido de fracturamiento bombeado en la zona. Esto, es aproximadamente de manera usual el último- minuto del tiempo de bombeo total o aproximadamente el último volumen del pozo de perforación de un fluido de fracturamiento que se bombea en la zona. La porción del tiempo de bombeo o el volumen de fluido de fracturamiento que se bombea antes de que . el extremo de cola de una etapa de fracturamiento se alcance en una región de campo lejano de la zona.

Una. persona de experiencia en el campo será capaz de planear cada etapa de fracturamiento con detalle, sujeto a el taponamiento temprano inesperado e indeseado u otros problemas que se podrían encontrar en el fracturamiento de un pozo. Una persona de experiencia en el campo es capaz de determinar el volumen del pozo de perforación entre la boca del pozo y la zona. Además, una persona de experiencia en el campo es capaz de déterminar el tiempo dentro de pocos segundos en los cuales un fluido de pozo bombeado en un pozo debe tomar para alcanzar una zona.

Además , de ser diseñado con anticipación, el punto actual en el cual un fluido de fracturamiento se desvía de una zona se puede determinar por una persona de experiencia en el campo, incluyendo con base en los cambios observados en las presiones de pozo o las velocidades de flujo.

Tratamiento . de Pozos - Empacado con Grava Un material particulado sólido también se puede usar para operaciones de empacado con grava. El empacado con grava se usa comúnmente como un método de control de arena para evitar la producción de arena de formación de una formación subterránea deficientemente consolidada. En el empacado con grava, se coloca una criba mecánica en el pozo de perforación y se empaca el ¦ anillo circundante con un. material particulado de un tamaño especifico diseñado para evitar el pasaje de arena de formación. El objetivo primario es estabilizar la formación mientras · que se provoca el deterioro mínimo a la productividad del pozo.

El material . particulado usado para este propósito es referido como "grava". En el campo de petróleo y gas, y como se usa en este documento, el. término "grava" se refiere a partículas relativamente grandes en la clasificación de tamaño de arena, es decir, partículas que varían en diámetro de aproximadamente 0.1 mm hasta aproximadamente 2 mm. Generalmente, un material particulado que tiene las propiedades, incluyendo' estabilidad química, de un sustentante de baja' resistencia sé usa en el; empacado' con grava. Un ejemplo de un material de empacado con grava comúnmente usado.es arena.

Un taponamiento es una condición encontrada durante algunas operaciones de empacado con grava en donde el área de tratamiento . no puede aceptar grava de empacado adicional (arena más grande) . Bajo condiciones ideales, esto significaría que .el- área de hueco completa se ha empacado exitosamente con la grava. Sin embargo, se presenta temprano antes de lo. esperado el taponamiento en el tratamiento, puede indicar un tratamiento incompleto y la presencia de huecos indeseables dentro de la zona de tratamiento.

Incremento de ' la Viscosidad . del Fluido para Suspender el Material Particulado Varios materiales particulados se pueden emplear en un fluido para el uso en un pozo o un fluido se puede usar para ayudar a remover los materiales particulados de un pozo.

Por ejemplo, durante la perforación, los cortes de roca se deben llevar por el fluido de perforación y hacer que fluyan fuera del pozo de perforación. Los cortes de roca tienen típicamente gravedad específica mayor que 2, lo cual es mucho más alto que aquella de- muchos fluidos de perforación Similarmente,. un sustentante usado en el fracturamiento puede tener una densidad muy diferente que el fluido de f acturamiento . Por ejemplo, la arena tiene, una gravedad específica dé aproximadamente 2.7 , donde el agua tiene una gravedad específica de 1.0. en condiciones de Laboratorio Estándares de temperatura y presión. Un sustentante que tiene una densidad diferente que el agua tenderá separarse del agua muy rápidamente.

Ya que muchos fluidos de pozo se basan en agua, en parte para el propósito de ayudar a suspender el material particulado de densidad más alta', y por otras razones conocidas en el campo, la densidad del fluido usado en un pozo se puede incrementar por sales sumamente soluble en el agua, tales como, cloruro de · potasio.. Sin embargo, el incremento de la densidad .de un fluido de pozo será raramente suficiente para igualar la densidad del material particulado.

El incremento de la viscosidad de un fluido de pozo puede ayudar a prevenir que un material particulado tenga una gravedad especifica diferente que aquella de una fase externa del fluido que se separa rápidamente de la fase externa.

Emulsión para Incrementar la Viscosidad Las gotitas de fase interna de una emulsión alteran las lineas de corriente y requieren más esfuerzo para obtener la misma velocidad de flujo. De esta manera, una emulsión tiende a tener una mayor viscosidad qüe la fase externa de la emulsión que de otra manera tendría por sí misma. Esta propiedad de una' emulsión se puede usar para ayudar a suspender un material particulado en', una emulsión. Esta técnica para incrementar la viscosidad de un líquido se puede usar separadamente o en combinación con otras técnicas para incrementar la viscosidad de un fluido.

Como se ..usa en este documento, "romper" una emulsión significa provocar el espesamiento y coalescencia de las gotitas emulsionadas' de la fase dispersada interna de modo que la fase interna se separa de la fase externa. El rompimiento de una. emulsión se puede lograr mecánicamente (por ejemplo, en decantadores, ciclones o centrifugas) o con aditivos químicos para incrementar la tensión superficial de las gotitas internas.

Agente de Incremento de Viscosidad Un agente de. incremento de viscosidad es algunas veces referido en el campo como un espesante, agente gelificante o agente de suspensión. Existen varias clases de agentes, . de incremento de viscosidad y ' técnicas relacionadas para incrementar la viscosidad de un fluido.

En general, debido al alto volumen del fluido de fracturamiento usado típicamente en una operación de fracturamiento, es deseable' incrementar eficientemente la viscosidad de los fluidos de fracturamiento a la viscosidad deseada usando tan poco agente de incremento de viscosidad como sea posible. Además-, son preferidos los materiales relativamente económicos. Siendo capaces de usar solamente una pequeña concentración del agente de incremento de viscosidad se requiere una menor cantidad del agente de incremento de viscosidad a fin de lograr la viscosidad de fluido desea en un volumen grande de volumen de fracturamiento .

Polímeros para Incrementar la Viscosidad Ciertas, clases¦ de polímero se pueden usar para incrementar la viscosidad de un fluido. En general,, el propósito de usar un polímero es para incrementar la capacidad del fluido de suspender y-, llevar un material particulado. Los polímeros para incrementar la viscosidad de un fluido son de manera preferente solubles en la fase externa de un fluido. Los polímeros, para incrementar la viscosidad de un fluido pueden ser polímeros de origen natural tale como polisacáridos,. derivados de polímeros .de origen natural o polímeros sintéticos.

Polisacáridos Solubles en Agua o Derivados para Incrementar la Viscosidad Los fluidos ' de fracturamiento son usualmente basados en agua.' Los agentes de incremento de viscosidad eficientes y económicos para el agua incluyen ciertas clases de polímeros solubles en agua.

Los polisacáridos solubles en agua se usan frecuentemente al grado de por lo menos .10 mg por litro en agua a 25°C. De manera más preferente,, el polímero soluble en agua también se usa al grado de por lo menos 10 mg por litro en una solución de cloruro de sodio, acuoso de 32 gramos de cloruro de sodio por litro de agua a 25°C. Como se apreciará por una persona de. experiencia en el campo, la solubilidad o dispersabilidad en agua de una cierta clase de material polimérico puede ser dependiente- de la salinidad o pH del agua. Por consiguiente, la salinidad o pH del agua se puede modificar para facilitar la solubilidad ó dispersabilidad del polímero soluble en agua. En algunos casos, el polímero soluble en agua se puede mezclar con surfactante para facilitar su solubilidad en el agua o solución de sal usadas.

El polímero soluble- en agua puede tener un peso molecular promedio . en el intervalo de aproximadamente 50,000 a 20,.000, 000, de manera mucho más preferente de aproximadamente 100,000 a aproximadamente 3,000,000.

Los polímeros solubles en agua típicos' usados en los tratamientos de pozos son polisacáridos solubles en agua y polímeros sintéticos solubles en agua (por ejemplo, poliacrilamida ) .. El po.lisacárido .soluble, en agua más común empleado en los tratamientos de pozos es guar y sus derivados.

Un polisacárido se · puede clasificar por ser no helicoidal o helicoidal (o tipo de espiral aleatorio) con base en su estructura de solución en medio liquido acuoso. Ejemplos de polisacáridos no helicoidales incluyen guar, derivados de guar, y derivados de celulosa. Los ejemplos de polisacáridos helicoidales incluyen xantano, diutan, y escleroglucano, y derivados de cualquiera de estos.

Como se usa en este documento, un "polisacárido" puede incluir ampliamente un polisacárido modificado o derivado. Como se usa en este documento, "modificado" o "derivado" significa un compuesto o sustancia formada por un proceso químico de un compuesto ó sustancia precursora, en donde el esqueleto químico del . precursor existe en el derivado. El proceso químico incluye de manera preferente ' a lo mucho pocas etapas de reacción química, y de manera más preferente solo una o dos etapas de reacción química. Como .se usa en este documento, una "etapa dé reacción química" es una reacción química entre dos especies reactivas químicas para producir por lo menos una especie químicamente diferente de los reactivos (sin considerar el número de especies químicas transciente que se, pueden formar durante la reacción). Un ejemplo de una etapa química es una reacción de sustitución. La sustitución en un material polimérico puede ser parcial, o completa.

Un derivado de guar se puede seleccionar' del grupo que consiste de, por ejemplo, un derivado de carboxialquilo de guar, un derivado de hidroxialquilo de guar, y cualquiera combinación de los mismos. De manera preferente, el derivado de guar se selecciona del grupo que consiste de carboximetilguar, carboximétilhidroxietilguar , hidroxietilguar , carboximetilhidroxipropilguar , etil- carboximetilguar e- hidroxipropilmetilguar .

Un derivado de celulosa se puede seleccionar del grupo que consiste de, por ejemplo, un derivado de carboxialquilo de celulosa, un derivado de hidroxialquilo de celulosa, y cualquier combinación de los mismos. De manera preferente, el derivado de celulosa se selecciona . del grupo que consiste de carboximetilcelulosa , carboximetilhidroxietilcelulosa, hidroxietilcelulosa, metil-celulosa, etilcelulosa, etilcarboximetilcelulosa, e hidroxipropilmetilcelulosa.

Reticulación -del Polisacárido para Incrementar la Viscosidad de un Fluido o para Formar un Gel La viscosidad de un fluido en una concentración dada del agente de incremento de viscosidad se puede incrementar en gran¦ medida al reticular el agente de incremento de viscosidad.. Un agente de . reticulación, algunas veces referido como un re'ticulador , se puede usar para este propósito. Un ejemplo de un agente de reticulación es el ión de' borato. Si un polisacárido se retícula, a un . grado suficiente, puede formar un gel con agua. La formación de gel se basa en un número -de factores que incluyen el polímero particular y la ; concentración del mismo, el reticulador particular y la concentración del mismo, el grado de reticulación, temperatura, y una variedad de otros factores conocidos por aquellas personas de experiencia ordinaria en el campó. . - · . ' _ Un gel base es un fluido que incluye un agente de incremento de viscosidad, tal como guar, pero que excluye agentes de reticulación. Típicamente, un gel base es un fluido que se mezcla con otro fluido que contiene un reticulador, en donde el fluido mezclado se adapta para formar un gel después de la inyección pozo abajo en un tiempo deseado en un tratamiento de pozos. Un gel base se puede usar, por ejemplo, como la fase externa de una emulsión.

Reducción de Viscosidad para el Polisacárido o Polisacárido Reticulado.' Los fluidos de perforación o tratamiento también incluyen comúnmente un reductor de viscosidad para un polisacárido o polisacárido reticulado. En este contexto del incremento de viscosidad proporcionado por el uso de un polisacárido, el término reducir viscosidad o reductor de viscosidad como se usa en este documento se refiere a una reducción en la viscosidad de un fluido o gel por alguna ruptura de las cadenas principales de polímero o alguna ruptura o inversión de las reticulaciones entre las moléculas de polímero. No se .implica necesariamente un mecanismo particular por el término. Un reductor de viscosidad para este propósito puede ser, por ejemplo, un ácido, una base, un oxidante, una enzima, un agente quelante para un reticulador de metal, un compuesto azo, o una combinación de estos. Los ácidos,, oxidantes,' o enzimas · pueden estar en la forma de reductores de viscosidad de liberación retardada o encapsulados .

Los ejemplos de tales reductores de viscosidad adecuados para fluidos de' tratamiento de la presente invención incluyen, pero no se limitan a, cloritos de sodio, hipocloritos, perborato, persulfato y peróxidos (incluyendo peróxidos orgánicos). Otros reductores de viscosidad adecuados incluyen, pero no se limitan a, ácidos adecuados y reductores de viscosidad de peróxido,, desenlazadores , asi como enzimas que pueden ser efectivas en la separación de fluidos de tratamiento viscosificadós . El reductor de viscosidad puede ser ácido cítrico, EDTA de tetrasodio, persulfato de amonio, o enzimas de celulosa. Un reductor de viscosidad se puede incluir en un fluido de tratamiento de la presente invención en una cantidad y forma suficiente para lograr la reducción de viscosidad . deseada en un tiempo deseado. El reductor de viscosidad se puede formular para proporcionar una separación retardada, si se desea. Por ejemplo, un reductor de viscosidad adecuado se puede enc psular si sé desea. Los métodos de .' encapsulación adecuados son conocidos por aquellas personas expertas en el campo. Un método de encapsulación adecuado, implica recubrir el reductor de viscosidad seleccionado en un material poroso que permita la liberación del reductor de viscosidad en una velocidad controlada. Otro método de encapsulación adecuado que se puede usar implica recubrir los reductores de viscosidad elegidos con un material que se degradará cuando estén pozo abajo para liberar el reductor de viscosidad cuando se desee. Las resinas que pueden ser adecuadas incluyen, pero no se limitan a, materiales poliméricos que se degradarán cuando estén pozo abajo.

Un fluido de tratamiento puede comprender opcionalmente un activador o retardante para, entre otras cosas, optimizar la velocidad de separación proporcionada por un reductor de viscosidad. Cualquier activador conocido o retardante que sea compatible con el reductor de viscosidad particular usado es adecuado para el uso en la presente invención. Los ejemplos de tales activadores adecuados incluyen, pero no se limitan a, materiales generadores de ácido, hierro quelado, cobre, cobalto y azúcares reductores. Los ejemplos de retardantes adecuados incluyen tiosulfato, metanol y dietilenétriamina .

En el caso de un agente de incremento de viscosidad reticulado, por ejemplo, una forma de disminuir- la viscosidad es al romper la reticulación. Por ejemplo, la reticulación de borato en un gel , r'eticulado con borato se puede separar al disminuir el pH del fluido. En un pH arriba de 8, el ión de borato existe y es disponible para reticular y provocar la gelificación . En un pH más bajo, el ion de borato reacciona con el protón y no es disponible para la reticulación, de esta manera, es- reversible un incremento en la viscosidad debido a la reticulación con borato.

Surfactantes Viscosificantes (es decir Surfactantes Viscoelásticos) Se debe entender que incrementar simplemente la viscosidad de un fluido puede solo reducir la velocidad de asentamiento o separación de distintas fases y. no gelifican necesariamente el fluido.

Ciertos agentes- de incremento de viscosidad también pueden ayudar a suspender un material particulado al incrementar el módulo elástico del fluido. El módulo elástico es la medida de l tendencia de una sustancia a ser deformada no permanentemente cuando se aplica una fuerza a la misma. El módulo elástico de un fluido, referido comúnmente cómo G', es una expresión matemática y define tanto la inclinación de una curva de tensión versus deformación en la región de deformación elástica, G' se expresa en unidades de presión, por ejemplo, Pa (Paséales) o dinas/cm2. Como un punto de referencia, el módulo elástico del agua es insignificante y se considera que es cero. Un ejemplo de un agente de incremento de viscosidad que también incrementa el módulo elástico de un fluido es un surfactante viscoelástico.

Un ejemplo de un agente de incremento de viscosidad que es capaz de incrementar la capacidad, de suspensión de un fluido es usar un surfactante viscoelástico. Como se usa en este documente, : el término "surfactante viscoelástico" se refiere a un surfactante que imparte o . es capaz de impartir un compartimiento viscoelástico a un fluido debido, a menos en parte, a la asociación de moléculas surfactantes para formar micelas viscosificantés . Estos surfactantes viscoelásticos pueden. ser catiónicos, aniónicos, .o anfotéricos en carácter. Los surfactantes viscoelásticos pueden comprender cualquier ' variedad de diferentes compuestos, incluyendo s.ulfonatos de éster de metilo (por ejemplo,' como se describe en las Solicitudes de Patente de E.U.A., Nos. De Serie ??/058,660, 11/058,475, 11/058,612, y 11/058,611, presentadas el 15 de Febrero de 2005, las descripciones relevantes de las cuales se incorporan en este documento a manera de referencia), queratina hidrolizada (por ejemplo, como se describe en la Patente de E.U.A. No. 6,547,871, la descripción relevante de la cual se incorpora en este documento.. a manera de referencia), sulfosuccinatos , tauratos, óxidos de amina, aminas etoxiladas, alcoholes grasos alcoxilados,. alcoholes alcoxilados (por ejemplo, etoxilato de alcohol laurílico, nonil-fenol etoxiladoj , aminas grasas etoxiladas algunas' de las cuales se describen en las patentes de E.U:A: Nos. 4,061,580, 4,324,669, y 4,215,001 las descripciones relevantes de las cuales se incorporan en este documento a manera de referencia, aminas de alquilo etoxiladas (por ejemplo, etoxilato de cocoalquilamina) , betainas, betainas modificadas, alquil-amidobetainas (por ejemplo, cocoamidopropil-betaina) > compuestos de amonio cuaternario (por ejemplo, cloruro de trimetilseboamonio, . cloruro de trimetil-cocoamonio) , derivados de los mismos, y combinaciones de los mismos.

Los surfactantes viscoel.ásti.cos adecuados pueden comprender mezclas de diferentes compuestos, que incluyen, pero no se limitan a: mezclas de una sal de amonio de un sulfato de éter alquilico, un surfactante de cocoamidopropil-betaina, un surfactante de óxido de cocoamidopropil-dimeti-lamina, · cloruro de sodio y agua; mezclas de una sal de amonio de un surfactante de sulfato de éter alquilico, un surfactante de cocoamidopropil-hidroxisultaina , un surfactante de óxido de cocoamidopropil-dimetilamina, cloruro de sodio y agua; mezclas de un surfactante de sulfato de éter alcohólico etoxilado, un. surfactante de amidopropil-betaina de alquilo o alqueno, ' y un surfactante de óxido de dimetilamina de alquilo o alqueno soluciones acuosas de un surfactante de sulfonato alfa-olefinico y un surfactante de betaina; y combinaciones de los mismos. Ejemplos de mezclas adecuadas de un surfactante de , sulfato de éter alcohólico etoxilado, un surfactante de amidopropil-betaina de alquilo o alqueno, y un surfactante de óxido de dimetilamina de alquilo o alqueno se describen en la Patente de E.U.A No. 6,063,738, la descripción relevante de la cual se incorpora en este documento a manera de referencia. Los ejemplos de soluciones acuosas adecuadas de un surfactante de sulfonato alfa-olefínico y un surfactante de betaina se describen en la Patente de E.U.A. No. 5,879,699, la descripción relevante de la cual se incorpora en ' este . documento a manera de referencia.

Los ejemplos de surfactantes viscoelásticos comercialmente disponibles adecuados para el uso en la presente invención pueden incluir, pero no se limitan a, irataine BET-0 30MR (un surfactante de oleamidopropil-betaina disponible de Rhodia Inc., Cranbury, N.J.), Aromox APA-T (surfactante de ¦ óxido de amina disponible de Akzo Nobel Chemicals, Chicago, HI.), Ethoquad 0/12 PGMR (un surfactante quat de etoxilato de amina grasa disponible de Akzo Nobel Chemicals, Chicago,. 111.), Ethomeen T/I2MR (un surfactante de etoxilato de amina grasa disponible de Akzo Nobel Chemicals, Chicago, 111.), E'thorneen S/12MR (un surfactante de etoxilato de amina grasa disponible de Akzo Nobel Chemicals, Chicago, III) , y Rewoteric AM TEGMR (un surfactante anfotérico de dihidroxietil-betaína de cebo disponible de Degussa Corp., Parsippany, N.J.). Véase, por ejemplo, . la Patente de E.U.A. No. 7,727,935, expedida el 1 de Junio de 2010, incorporada en este documento a manera de referencia.

Daño del Fluido Viscoso a la Permeabilidad En el fracturamiento de los yacimientos convencionales que. tienen permeabilidad relativamente alta, los fluidos viscosos usados para llevar un sustentante pueden dañar la permeabilidad del paquete de sustentante o la formación subterránea cercana a la fractura. Por ejemplo, un fluido de fracturamiento puede ser o incluye un gel que se deposita en la fractura. El fluido puede incluir surfactantes que dejan micelas sin romper en la fractura o cambian la humectabilidad de la formación en la región de' la fractura. Mientras es más alta la viscosidad del fluido de fracturamiento, es más probable que dañe la permeabilidad de un paquete de sustentante o formación.

Los reductores de viscosidad se usan en muchos tratamientos para mitigar el daño del fluido en la fractura. Sin embargo, los reductores de viscosidad y otros tratamientos se someten a variabilidad de resultados, agregan costos y complicación a. un tratamiento de fractura, y en todos los casos dejan aún por lo menos algo de daño del fluido en la fractura.

Además, la química de los geles de fracturamiento que incluye la reticulación de los geles, crea complicaciones cuando se diseñan tratamientos de fractura para un amplio intervalo de temperaturas. Después de ; un tratamiento de fractura, el fluido de fracturamiento que fluye de vuelta- a la superficie se debe eliminar, y si se usa más fluido en el tratamiento es mayor el riesgo y costo de eliminación. Por consiguiente, en el fracturamiento de los yacimientos convencionales donde la permeabilidad de la matriz permite que el fluido de. fracturamiento entre a . la matriz de la roca de formación, es frecuentemente deseable minimizar la pérdida de fluido en la formación.

Otros Usos, de Polímeros en los Fluidos de Pozo, Por Ejemplo, Como Reductor de Fricción Existen otros usos para los polímeros en un fluido de pozo. Por ejemplo, un polímero se puede usar como un reductor de fricción.

Durante la. perforación, terminación y estimulación de pozos subterráneos, los fluidos, de' pozos se bombean frecuentemente a través de estructuras tubulares (por ejemplo, tuberías, tubería flexible, etc.) . Una' cantidad de energía considerable se puede perder debido a la turbulencia en el fluido de tratamiento. Debido a estas pérdidas de energía, puede ser necesario potencia adicional para lograr el tratamiento deseado. Para reducir estas pérdidas de energía, ciertos polímeros (referidos en este documento como "polímeros reductores de fricción") se han incluido en estos fluidos de tratamiento.

Por ejemplo, un tipo de tratamiento de fracturámiento que puede usar polímeros reductores de fricción se refiere comúnmente como "fracturámiento con agüa de alta velocidad" o " fracturámiento con lechada". Como se apreciará por aquellas personas de experiencia ordinaria en el campo, los fluidos de fracturámiento usados en estos sistemas de fracturámiento con agua de alta velocidad no son en general geles. Como tal, en el fracturámiento con agua de alta velocidad, la velocidad del fluido antes que la velocidad se libera en el transporte de sustentante. Adicionalmente, mientras que los fluidos usados en el fracturámiento con agua de alta velocidad' pueden contener -un polímero reductor de fricción, el polímero reductor de fricción se incluye generalmente en el fluido de fracturámiento en una cantidad suficiente para proporcionar la reducción de fricción deseada sin formación de gel. La formación de gel provocaría un incremento indeseable en la viscosidad del fluido que daría por resultado requisitos de potencia de bombeo incrementados. De manera más preferente, se usa un polímero, reductor de fricción en una cantidad que sea suficiente para proporcionar la reducción de fricción deseada sin viscosificar apreciablemente el fluido y sin usualmente un reticulador. Como resultado, los fluidos de fracturamiento usados en estas operaciones de fracturamiento con agua de alta velocidad tienen generalmente una menor viscosidad que los fluidos de f acturamiento convencionales. Típicamente, un fluido de pozo en el cual un polímero se usa como un reductor de fricción tiene una viscosidad en el intervalo de aproximadamente 0.7 cP (0.0007 Pas) a aproximadamente 10 cP (0.01 Pas). Para los propósitos de esta descripción, las viscosidades se miden a temperatura ambiente usando un viscosímetro FANNMR Modelo .35 a 300 rpm con un resorte de 1/5.

Un ejemplo de una operación de estimulación que puede usar polímeros reductores de fricción es el fracturamiento hidráulico. El fracturamiento hidráulico es un proceso usado comúnmente para incrementar el flujo de fluidos deseables, tales como aceite y gas, de una porción de una formación subterránea. En el fracturamiento hidráulico, el fluido de fracturamiento se puede introducir en la formación subterránea en o' arriba de una presión suficiente para crear o aumentar una o más fracturas en la formación. El aumento de una fractura puede incluir agrandar una fractura preexistente en la formación. . Para reducir' las pérdidas de energía fricciónales dentro del fluido de fracturamiento, los polímeros reductores de fricción se pueden incluir en el fluido de fracturamiento . Un tipo de tratamiento de fracturamiento , hidráulico que puede usar polímeros reductores de fricción es referido comúnmente como "fracturamiento con agua de alta velocidad" o "fracturamiento con lechada". Como se apreciará por aquellas personas de experiencia ordinaria en el campo, los fluidos de fracturamiento usados en estos sistemas de fracturamiento con agua dé alta velocidad no son generalmente geles. Como tal, en el fracturamiento con agua de alta velocidad, se depende de la velocidad antes que la viscosidad del fluido en el transporte del- sustentante. Adicionalmente, mientras, que los fluidos usados en el fracturamiento con agua de alta velocidad pueden contener un polímero reductor de fricción, el polímero reductor de fricción se incluye generalmente en el' fluido de fracturamiento en una cantidad suficiente para proporcionar la reducción de fricción deseada sin formación de gel. La formación de gel provocaría un incremento indeseable en la viscosidad del fluido que a su vez, daría por resultado requisitos de potencia incrementados.' . . .

Los polímeros reductores de fricción adecuados deben reducir las pérdidas de energía debido a la turbulencia dentro del fluido de tratamiento. Aquellas personas de experiencia ordinaria en el campo apreciarán que el polímero (s) reductor de fricción incluido en el fluido de tratamiento debe tener un peso molecular suficiente para proporcionar un nivel deseado de reducción de: fricción. En general, los polímeros que tienen pesos moleculares más altos pueden ser necesarios para proporcionar un nivel deseado de reducción de fricción. A manera de ejemplo, el peso molecular promedio de los polímeros reductores de fricción adecuados pueden ser por lo menos aproximadamente 2,500,000, como se determina usando viscosidades intrínsecas. El peso molecular promedio de polímeros reductores de fricción adecuados puede estar en el intervalo- de aproximadamente 7,500,000 a aproximadamente 20, 000, 00.0. Aquellas personas de experiencia ordinaria en el campo reconocerán que los polímeros reductores de fricción que tienen pesos moleculares fuera de intervalo listado aún pueden proporcionar algún grado de reducción de fricción. Típicamente, los polímeros reductores de fricción son lineales y flexibles, por ejemplo, tienen una lohgitud de persistencia <10 nm.

Una amplia variedad de ¦ polímeros reductores de fricción pueden ser adecuados para el uso con la presente invención. El polímero reductor de fricción puede ser un polímero sintético. Adicionalmente, por ejemplo el polímero reductor de fricción puede ser un polímero aniónico . o un polímero catiónico. " A manera de ejemplo, los polímeros sintéticos adecuados pueden comprender cualquiera de una variedad de unidades monoméricas. que incluyen acrilamida, ácido acríl.ico, ácido 2-acrilamido-2-metilpropano-sulfónico, N,N-dimetilacrilamida, ácido vinilsulfónico, ' N-vinil-acetamida , N-vinil-formamida, ácido itacónico, ácido metacrílico, ésteres de ácido acrílico, esteres de ácido metacrílico, acrilato de aminoalquilo cuaternizado, tal como un copolímero de acrilamida y dimetilaminoetil-acrilato cuaternizado con cloruro de beneilo.y mezclas de los mismos.

Los ejemplos, de polímeros reductores de fricción adecuados se describen en. la Patente de E.U.A. No. 6, 784, 141, Solicitud de Patente de E.U.A.. No. de Serie 11/156,356, Solicitud de Patente de E.U.A. No. de serie 11/300,614, y solicitud de Patente de E.U.A. No. de Serie 11/300,615, las descripciones de las cuales se incorporan en este documento a manera de referencia. Las combinaciones de los polímeros reductores de fricción adecuados también pueden ser adecuadas para el uso.

Un ejemplo de un polímero reductor de fricción aniónico adecuado es un polímero que contiene acrilamida y ácido acrílico. La acrilamida y el ácido acrílico pueden estar presentes en el polímero en cualquier concentración adecuada. Un ejemplo de un polímero reductor de fricción aniónico adecuado puede comprender acrilamida en una cantidad en el intervalo de aproximadamente 5% a aproximadamente 95% y ácido acrílico en una cantidad en el intervalo de aproximadamente 5% a aproximadamente 95%. Otro ejemplo de un polímero reductor de fricción aniónico adecuado puede comprender acrilamida en una cantidad en el intervalo de aproximadamente 60% a aproximadamente 90% en . peso y ácido acrílico en una cantidad en el intervalo de aproximadamente 10% a aproximadamente 40% en peso. Otro ejemplo de un polímero reductor de fricción aniónico adecuado puede comprender acrilamida en . una cantidad en el intervalo de aproximadamente .80% a ' aproximadamente 90% en peso y ácido acrílico en una cantidad en el intervalo de aproximadamente 10% a aproximadamente 20% en peso. Todavía otro ejemplo de un polímero reductor de fricción aniónico adecuado puede comprender acrilamida en una cantidad de aproximadamente 85% en. peso y ácido acrílico en una cantidad de aproximadamente 15% en peso. Como se menciona previamente, uno o más monómeros adicionales se pueden incluir en el . polímero de fricción reductor aniónico que comprende acrilamida y ácido acrílico. A manera de ejemplo, el monómero(s) adicional puede estar presente en el polímero reductor de fricción aniónico en una cantidad de hasta aproximadamente 20% en peso del polímero.

Los polímeros reductores de fricción adecuados pueden estar en una forma ácida o en una: forma de sal. Como se apreciará, una variedad de sales se pueden preparar, por ejemplo, al neutralizar la forma ácida del monómero de ácido acrílico o el monómero de ácido 2-acrilamido-2-metilpropano-sulfónico. Además,, la forma . ácida del polímero se puede neutralizar por iones presentes en el fluido de tratamiento. Como se usa en este documento, el término "polímero" se propone para referirse a la forma ácida del polímero reductor de fricción, así como sus diversas sales.

Como se apreciará, los polímeros reductores de fricción adecuados para el uso en la presente técnica se pueden preparar mediante cualquier técnica adecuada. Por ejemplo, el polímero reductor de fricción aniónico que comprende acrilamida y ácido acrílico se puede preparar a través de polimerización de la acrilamida y ácido acrílico a través de la hidrólisis de la poliacrilamida (por ejemplo, poliacrilamida parcialmente hidrolizada). Véase, por ejemplo, la Patentes de E.U.A. Nos. 7,846,878 y 7,806,185, las cuales se incorporan a manera de referencia.

Fluidos Espaciadores Un fluido espaciador es un . fluido usado para separar físicamente un fluido de propósito especial de otro. Los fluidos de propósito especial son típicamente propensos a la contaminación, de modo que un fluido espaciador compatible con cada uno se usa entre los dos. Un fluido . espaciador se usa cuando se cambian los fluidos de pozo usados en un pozo. Por ejemplo, un fluido espaciador se usa para cambiar de un fluido de perforación durante la perforación de un pozo a una suspensión de cemento durante las operaciones de cementación en el pozo. En casos de . un fluido de perforación basado en aceite, se debe mantener separado de un fluido de cementación basado en agua. En el cambio de la última Operación, un fluido espaciador basado en agua, químicamente tratado se usa usualmente para separar el fluido de perforación de la suspensión de cemento. Otro ejemplo es el uso de un fluido espaciador para separar dos fluidos de tratamiento diferentes.

Aditivos de Fluido de Pozo .

Un fluido de pozo puede contener aditivos que se usan comúnmente en aplicaciones de. pozo de aceite, como es conocido por aquellas personas expertas en el campo. Estos incluyen, pero no se limitan necesariamente a, sales solubles en agua inorgánicas, auxiliares de separación, surfactantes , depuradores de oxígeno, alcoholes, inhibidores de incrustación, inhibidores de corrosión,: aditivos de pérdida de fluido, oxidantes, .agentes de control de agua (tal como modificadores de permeabilidad relativos), agentes consolidantes, agentes de control de . flujo posterior de sustentante, agentes mejoradores de conductividad y bactericidas.

Variaciones, en los Fluidos de Pozo a Través del Tiempo A menos que el contexto específico lo requiera de otra manera, un "fluido de pozo" se refiere a las propiedades y composición específica de un fluido en el momento en que el fluido está siendo introducido en un pozo. Además, se debe entender que, durante el curso de una . operación de pozo tal como perforación, cementación, terminación, o intervención, o durante un tratamiento específico tal como control de pérdida de fluido, fracturamiento hidráulico, o un tratamiento de matriz, las propiedades y composición específicas de un tipo de fluido de pozo pueden ser variadas o se pueden usar diversos tipos diferentes de fluidos de pozo. Por ejemplo, las composiciones se pueden variar para ajusfar la viscosidad o¦ elasticidad de los fluidos de pozo para adaptar cambios en las concentraciones del sustentante que es llevado hacia abajo a la formación subterránea del empacado inicial de la fractura al extremó de cola. También puede ser deseable adaptar cambios esperados en las temperaturas encontradas por los fluidos de pozo durante el curso del tratamiento. A manera de otro ejemplo, puede ser deseable adaptar la duración más prolongada que el primer fluido de tratamiento puede necesitar para mantener la viscosidad antes de la separación comparado con la duración más corta que puede necesitar un fluido de 'tratamiento introducido posteriormente para mantener la viscosidad antes de la separación. Los cambios en la concentración del sustentante,, agente de incremento de viscosidad, u otros aditivos en los diversos fluidos de tratamiento de una operación de tratamiento se puede hacer en cambios escalonados, de concentraciones o cambios aumentados de concentraciones.

Mecánica de Medios Continuos y Reología Uno de los propósitos para identificar el estado físico de una sustancia y medir la viscosidad u otras características físicas de un fluido es establecer si es bombeable. En el contexto de la producción de aceite y gas, la capacidad de bombeo de un fluido es con referencia particular a los intervalos de condiciones físicas que se pueden encontrar en una boca de pozo y con los tipos y tamaños de bombas disponibles para ser usadas para bombear los fluidos en un pozo. Otro propósito es determinar que -el estado físico de la sustancia y sus propiedades físicas será durante el bombeo a través de un pozo de perforación y bajo otras condiciones pozo abajo en el pozo, incluyendo a través del tiempo y cambio de temperaturas, presiones, y velocidades de esfuerzo cortante. Por- ejemplo, en algunas, aplicaciones, un fluido de pozo se forma o es un fluido de mayor viscosidad o gel bajo condiciones de fondo de pozo que después se "rompe" de nuevo a un fluido de viscosidad más baja.

La mecánica de medios continuos es una rama de la mecánica que trata con él análisis de la cinemática y el comportamiento mecánico de los materiales' modelados como una masa continua sobre una escala grande antes que como partículas distintas. La mecánica de fluido es una rama de las mecánicas de medios continuos .. que estudia la física de los materiales continuos que toman la forma de su contenedor. La reología es el estudio del flujo de la materia: principalmente en el estado líquido, pero también como "sólidos blandos" o sólidos bajo condiciones en las cuales responden con flujo .de plástico antes que se deformen elásticamente en respuesta a una fuerza aplicada. Aplica las sustancias que tienen una estructura compleja, tal como suspensiones fluidas, geles, etc. El flujo de tales sustancias no se puede caracterizar completamente por un valor individual de. viscosidad,., lo cual varía con la temperatura, presión, y otros factores. Por ejemplo, la salsa de tomate puede tener su viscosidad reducida al agitarla (u otras formas de agitación mecánica) pero el agua no.

Estados Físicos (Fases) Los estados físicos comunes de la materia incluyen sólido (forma fija y volumen), liquido (volumen fijo y formado por un. contendor) , y gas (dispersándose en un contenedor). Las distinciones entre esos estados físicos se basan en diferencias en atracciones intermoleculares. El sólido es el estado en el cüal las atracciones intermoleculares mantienen las moléculas en relaciones espaciales fijas. El líquido es el estado en el cual las atracciones intermoléculares mantienen las moléculas en proximidad (baja tendencia a dispersarse), pero no mantiene las moléculas en relaciones fijas. El gas es el estado en el cual las moléculas se separan comparativamente y las atracciones intermoleculares tienen relativamente poco efecto en sus movimientos respectivos · (alta tendencia a dispersarse) . .

Además, como se usa en este documento, un sólido incluye un material de plástico, es decir, un material que tiene plasticidad. La plasticidad describe la deformación de un material que se somete a cargas no reversibles de forma en respuesta a las fuerzas aplicadas.' Como se usa en este documento,, "fase" se usa en el mismo sentido como el estado fisico, sin considerar el grado geométrico de la fase o tamaño de una partícula.

El estado fisico de una sustancia se basa en la termodinámica. La termodinámica es la ciencia de conversión de energía que implica calor, trabajo mecánico, y otras formas de energía. Estudia e interrelaciona variables, tales como temperatura, volumen, presión, . y fricción, que describen los sistemas termodinámicos, físicos. . . .

Como se usa en¦ este documento, si no se establece de otra manera específicamente, el estado físico (fase), u otras propiedades físicas de un material . se determinan en una temperatura de 25°C (77°F) y una presión de una atmósfera (Condiciones de Laboratorio Estándares, 101.325 kPa) y no se aplica la fuerza de deformación o esfuerzo . cortante (es decir, tampoco otra. fuerza que aquella de gravedad natural).

Partículas Como se usa en este documento, una "partícula" se refiere a un cuerpo que tiene una masa limitada y cuestión suficiente tal que se puede considerar como una entidad pero que" tiene dimensiones relativamente pequeñas. Como se usa en este documento, una partícula puede ser de cualquier tamaño variando de partículas de escala molecular a partículas macroscópicas, dependiendo del contexto. Una partícula puede estar en cualquier estado físico. Por ejemplo, una partícula de una sustancia en un estado sólido puede ser tan pequeña como pocas moléculas en escala de nanómetros hasta una partícula grande en la escala de pocos milímetros, tal como granos grandes de arena. Similarmente, una partícula de una sustancia en un estado líquido puede ser tan pequeña como pocas moléculas en escala de nanómetros o. una gota grande en la escala de pocos , milímetros . Una partícula de una sustancia en el estado gaseoso es · un solo átomo o molécula que se separa de otros átomos o moléculas' tal que las atracciones intermoleculares tienen relativamente poco efecto en sus movimientos respectivos.

Material- Particulado Como se usa en este documento, "particulado" o "material particulado" se refiere a la materia en la forma física de partículas distintas. Un material particulado es un agrupamiento de partículas con base en las características comunes, que incluyen composición: química e intervalo de tamaño de partícula, distribución del tamaño de partícula, o tamaño de partícula medio. Como se usa en este documento, un material particulado es un agrupamiento de partículas que tienen una composición¦ química similar e intervalos de tamaño de partícula en cualquier lugar en el intervalo, de aproximadamente 1 micrómetro (por ejemplo, partículas de arcilla o sedimento . microscópico) a aproximadamente 3 milímetros (por ejemplo, granos grandes de arena) .

Un material particulado tendrá una distribución de tamaño de partícula ("PSD"). Como se usa en este documento, "el tamaño" de un material particulado se puede determinar por métodos conocidos por las personas expertas en el campo.

Material Particulado Sólido Un material particulado . puede ser de partículas sólidas o líquidas. Como se usa en este documento, sin embargo, a menos que el contexto lo requiera de otra manera, el material particulado se refiere a un material particulado sólido. Por supuesto, un material particulado sólido es un material particulado de partículas que están en el estado físico sólido, es decir, los átomos constituyentes, iones, o moléculas se restringen suficientemente en su movimiento relativo para dar por resultado una forma fija para cada una de las partículas.

Una forma para medir la distribución de tamaño de partícula aproximada de un material particulado sólido es con cribas graduadas. Un material particulado sólido pasará a través de alguna malla específica (es decir, tienen un tamaño máximo; las piezas más grandes no ajustarán a través de esta malla) pero serán retenidas por alguna malla más ajustada específica (es decir, un tamaño mínimo; las piezas más ¦pequeñas que estas pasarán a través de la malla. Ese tipo de descripción establece un intervalo de tamaños de partícula. Una "+" antes del tamaño de la malla indica que las partículas serán retenidas por la criba, mientras que un "-" antes del tamaño de la, malla indica' que las partículas pasaran a través de la criba. Por ejemplo, -70/+140 significa que 90% o más de las partículas tendrá tamaños de malla entre los dos valores.

Los materiales particulados se describen algunas veces por un solo tamaño de malla, por ejemplo, malla 100 Norma de E.U.A. Si no se establece de otra manera, una referencia a un' . solo tamaño de partícula significa aproximadamente el punto medio del intervalo de tamaño de malla aceptado por la industria para el material particulado.

El material particulado · más pequeño que aproximadamente' malla .400 Norma de E.U.A. , se mide usualmente o se separa de acuerdo con otros métodos debido a que las fuerzas pequeñas tales como fuerzas electrostáticas pueden interferir con la separación de. los tamaños de partícula pequeñas, usando una malla de alambre.

Escala de Udden-Wentworth para Sedimentos particulados La escala de grado más comúnmente usada para clasificar los diámetros de sedimentos en la geología es la escala de Udden^Wentworth . De acuerdo con esta escala, un material particulado sólido que tiene partículas más pequeñas que 2 mm en diámetro se clasifica como arena, sedimento o arcilla. La arena es un grano de detrítico entre 2 mm (equivalente a 2,000 micrómetros) y 0.0625 mm (equivalente a 62.5 micrómetros) en diámetro. (La arena también es un término algunas veces- usados para referirse a granos de cuarzo o para piedra arenisca) . Sedimento se refiere a un material particulado entre 74 micrómetros (equivalente a aproximadamente malla -200 Norma de E.U.A..) y aproximadamente 2 micrómetros. La arcilla es un material particulado más pequeño que 0.0039 mm (equivalente a 3.9 u'm) .

Dispersiones Una sustancia puede tener más de una fase. Una dispersión es un sistema en el cual las partículas de una sustancia de un estado se dispersan en otra sustancia de una composición o estado fásico diferente. Además, las fases se pueden subdividir. Si una sustancia tiene más de una fase, la fase más externa es referida como la fase continua de la sustancia en conjunto, sin considerar el número de diferentes fases internas o fases subdivididas .

Una dispersión se puede clasificar como una variedad de formas diferentes, que incluyen con base en el tamaño de las partículas dispersadas, la uniformidad o falta de uniformidad de la dispersión, si se presenta o no la precipitación, y la presencia de .movimiento Browniano. Por ejemplo, una dispersión se puede- considerar que es homogénea o heterogénea con base en que es una solución o no, y si no es una solución, con base en el tamaño de las partículas dispersas (que puede referirse al tamaño de gotita como el caso de una fase líquida dispersa).

Clasificación de las Dispersiones : . Homogéneas y Heterogéneas Una dispersión se considera que es homogénea si las partículas dispersadas se disuelven en solución o las partículas son menores que aproximadamente 1 nanómetro en tamaño.

Una solución es un tipo especial de mezcla homogénea. La solvatación es el proceso de atracción y asociación de moléculas de un solvente con moléculas o iones de un soluto. Una solución es homogénea debido a que la relación de soluto a solvente al mismo por toda la solución debido a que el soluto nunca se asentará en la solución, aún bajo centrifugación potente. Esto es debido a la atracción intermolecular entre el solvente y el soluto. Una solución acuosa, por ejemplo, agua salada, es una solución homogénea en la cual el agua es el solvente' y la sal- es el soluto.

Aún si no se disuelve, una dispersión se' considera que es homogénea si las partículas dispersas son menores que aproximadamente 1 nanómetro en tamaño.

Una dispersión se considera que es heterogénea si las partículas dispersas no se disuelven o son mayores que aproximadamente 1' . nanómetro en tamaño. (Para referencia, él diámetro de una molécula de tolueno es dé aproximadamente 1 nm) .

Las dispersiones heterogéneas pueden tener gas, líquido, o sólido , como una fase externa. Un ejemplo de una suspensión de material particulado sólido dispersado en una fase gaseosa sería un aerosol, tal como humo. En caso de que las partículas de fase dispersada sean líquidas en una fase externa es decir otro líquido, esta clase de dispersión heterogénea se refiere más particularmente a una emulsión. Las suspensiones y, emulsiones se usan comúnmente como fluidos de pozo . .

Clasificación de Dispersiones Heterogéneas : Coloides y Suspensiones Las dispersiones heterogéneas se pueden clasificar adicionalmente con base en el tamaño de la partícula dispersada.

Una dispersión heterogénea es un "coloide", donde las partículas dispersadas varías de hasta aproximadamente .1 micrómetro (1,000 nanómetros) en tamaño. Típicamente, las partículas dispersas de un coloide tienen un diámetro de entre aproximadamente 5 a aproximadamente 200 nanómetros. Tales partículas son normalmente invisibles a un microscopio óptico, aunque su presencia se puede confirmar con el uso de un ultramicroscopio o un microscopio electrónico. En los casos en que la ' fase externa de una dispersión sea un líquido, para un fluido coloidal las partículas dispersas son tan pequeñas que no se asientan.

Una dispersión, heterogénea es una "suspensión", donde las partículas dispersas son más grandes . que aproximadamente 1 mic'rómetro. Tales partículas se pueden observar con un microscopio, o si son más grandes que aproximadamente 100 micrómetros (0.1 mm) , con el ojo humano sin ayuda. Diferente a los coloides, sin embargo, las partículas dispersadas de una suspensión en una fase externa líquida pueden separarse eventualmente o permanecer, por ejemplo, asentarse en casos en donde las partículas tienen una mayor densidad que la fase líquida. Las suspensiones que tienen una fase externa líquida son esencialmente inestable desde el punto de vista termodinámico, sin embargo, pueden ser cinéticamente estables durante un periodo prolongado dependiendo de la temperatura y otras condiciones.

Gel y Deformación La sustancia de un gel es una dispersión coloidal.

Un gel se forma por una red de moléculas interconectadas, tal como de un polímero reticulado o de micelas, que en el nivel molecular se unen a las moléculas en forma líquida. La red da a una fase de gel su estructura (punto de deformación a evidente) y contribuye a la pegajosidad (adherencia) . En peso, la sustancia de geles es su mayoría líquida, todavía se comportan como sólidos debido a la¦ red tridimensional con el líquido. En el nivel molecular, un gel es una dispersión en la cual la red 'de moléculas es' continua y el líquido es discontinuo.

Un gel. es un estado o. fase similar a jalea, semisólido qué puede tener propiedades que varían de blando y débil a duro y resistente. Los esfuerzos cortantes por debajo de un cierto valor limitado no logran producir una deformación permanente. La tensión de esfuerzo cortante mínima que producirá la deformación permanente es conocida como la resistencia al esfuerzo cortante o gelificacion del gel.

Un gel. se considera que es una fase individual debido a que las atracciones intermcleculares entre las moléculas de la red y las. moléculas, del líquido contribuyen, a sus . propiedades . similares a jalea, semisólidas.

Fluido y Viscosidad Aparente La sustancia de un fluido puede ser una sola sustancia química o una dispersión. En general, un fluido es una sustancia amorfa que es o tiene una fase continua de partículas que son más pequeñas que aproximadamente 1 micrómetro que tiende a fluir y a conformarse en el límite de su contenedor.. . .. ' Ejemplos de fluidos son gases y líquidos. Un gas (en el sentido de un estado físico) se refiere a una sustancia amorfa que tiene una alta tendencia a dispersarse (en el nivel molecular) y una ¦ capacidad de compresión relativamente alta.. Un líquido se refiere a una sustancia amorfa que tiene poca tendencia a ' dispersarse (en el nivel molecular) y sin. capacidad de compresión relativamente alta. La . tendencia a dispersarse se relaciona con las fuerzas intermoleculares (también conocidas como fuerzas de van der Waals) . (Una masa, continua de un material particulado, por ejemplo, un polvo, o arena, puede tender a fluir como un fluido dependiendo de muchos factores tales como distribución de tamaño de partícula, distribución de la forma de partículas, la proporción y carácter de cualquier líquido humectante u otro, recubrimiento la superficial sobre las partículas, y muchas otras variables; no obstante, como se usa en este documento, un fluido no se refiere a una masa continua de material particulado. Los tamaños de las partículas sólidas de una masa de un material particulado son muy grandes para ser afectadas apreciablemente por. el intervalo de fuerzas intermoleculares) .

La viscosidad es la resistencia de un fluido a fluir. En términos cotidianos, la viscosidad es "espesa" o "de fricción interna". De esta manera, el agua pura es "delgada", que tiene una viscosidad relativamente baja, mientras que la miel es . "espesa", que tiene una viscosidad relativamente más alta. En pocas palabras, mientras el fluido es menos viscoso, es mayor su facilidad de movimiento (fluidez). De manera más precisamente, la viscosidad se define como la relación de esfuerzo cortante a velocidad, de esfuerzo cortante.

Un fluido Newtoniano (llamado después de Isaac Newton) es un fluido por el cual la curva de tensión versus velocidad de deformación es lineal y pasa a través del origen. La constante de proporcionalidad es conocida como la viscosidad. Ejemplos de fluidos Newtonianos incluyen agua y la mayoría de gases. La ley de Newton de viscosidad es una aproximación que se. mantiene para algunas sustancias, pero no para otras.

Los fluidos no Newtonianos muestran una relación más complicada entre tensiones de esfuerzo cortante y gradiente de velocidad (es decir, velocidad de esfuerzo cortante) que la linealidad simple. De esta manera, existe una variedad de formas de fluidos no newtonianos. Los fluidos de espesamiento de esfuerzo cortante tienen una viscosidad aparente que se incrementa con la velocidad del esfuerzo cortante. Los fluidos de espesamiento de esfuerzo cortante tienen una viscosidad que disminuye con la velocidad del esfuerzo cortante. Los . fluidos tixotrópicps son menos viscosos a través del tiempo cuando se agitan, se sacuden o de otra manera se someten a tensión. Los fluidos reopécticos son más viscosos a través del tiempo cuando se sacuden, agitan, o de otra, manera se someten a tensión. Un plástico Bingham es un material que se comporta como un sólido a tensiones bajas pero fluye como un fluido viscoso a tensiones altas.

La mayoría de líquidos de pozo son fluidos no newtonianos . Por consiguiente, la viscosidad aparente de un fluido, aplica solamente ¦ bajo un conjunto particular de condiciones, que incluyen tensiones de esfuerzo cortante ver sus velocidades de esfuerzo cortante, que se debe especificar o entender a partir del contexto. En el campo petrolífero y como se' usa en este documento, a menos que el contexto lo requiera de otra manera se entiende que una referencia a la viscosidad exactamente una referencia a una viscosidad aparente. La viscosidad aparente expresa comúnmente en unidades de centipoises ("cP") .

Como otras propiedades físicas, 'la viscosidad de un fluido newtoniano o la viscosidad aparente de un fluido no newtoniano es sumamente dependiente en las condiciones físicas, principalmente temperatura y presión. Por consiguiente, a menos que se establezca de otra manera, la viscosidad o viscosidad aparente de un fluido se mide bajo condiciones de laboratorio estándares.

Existen ·. numerosas formas para medir y modelar las propiedades viscosas, y se hacen nuevos desarrollos continuos. Los métodos dependen del tipo de fluido por el cual la viscosidad está siendo medida. Un método típico para propósitos de aseguramiento de calidad o control de calidad (QA/QC) usa un . dispositivo de Couette, tal como un viscosímetro Fann Modelo 50, que mide la viscosidad como una función de tiempo, temperatura, y velocidad de esfuerzo cortante. El instrumento que mide la viscosidad se puede calibrar usando aceites de silicona de viscosidad estándar u otros fluidos de viscosidad estándar.

Debido a la geometría de la mayoría de dispositivos que miden la viscosidad común, . sin embargo, el material particulado sólido, tal -como sustentante o grava usado en ciertos tratamientos de pozos, interferirían con la medición en algunos tipos -de dispositivos de medición. Por lo tanto, la viscosidad de- un fluido que contiene tal material particulado sólidos es inferido usualmente y ¦ estimado al ' ¦¦' · · 81 medir la viscosidad, de fluido de prueba que es similar al fluido de fracturamiento sin ningún sustentante' incluido. Sin embargo, ya que las partículas suspendidas (que pueden ser sólido, gel, líquido,, o burbujas de gas) afectan usualmente la viscosidad de un. fluido, la ..viscosidad actual de una suspensión es por usualmente de alguna manera diferente de aquella de la fase continua.

Otro ejemplo de un método para medir la viscosidad de ciertos fluidos que se tienen un sustentante suspendido usa un. dispositivo de -medición de Transporte de Sustentante ("PTMD") , que se ; da a conocer en la . Patente de E.U.A No. 7, 392, 842, expedida el 1 de Julio del 2008 y en SPE 115298. El instrumento PT D se' calibra de manera preferentemente contra un instrumento más convencional, por ejemplo, contra un viscosímetro Fann Modelo 50 Otros ejemplos de métodos para medir la viscosidad de un fluido incluyen: (1) Tonmukayakul . N. Bryant> J.E. Talbot, M.S. and Morris, J.F., "Dynamic and. steády sheár properties of reversible cross-linked guar solution and their effects on particle settling behavior",. The XVth International Congress on Rheology, Monterey, California, 3-8 August, 2008. American Institute of Physic Conference Proceedings 1027 ISB : 978-0-7354-05 9-3 ; (2) Tonmukayakul N. Bryant, J.E. and Morris, J.F., "Experimental investigation of the sedimentation behavior of concentrated suspensión in non-Newtonian fluids . unde.r simple shear flows", 82nd Annual eeting, The Society of Rheology, Santa Fe, New México, October 24-28, 2010; (3) Tonmukayakul N. and Morris, J.F., "Sedimentation of Partióles in Viscoelastic Fluids Under Imposed Shear Conditions," J. Rheol, 201 1 (in press) ; (4) Tonmukayakul, . , Morris, J.E., Prud'homme, R.E. "Method for estimating proppant transport and . suspendability of viscoelastic liquids" solicitud de E.U.Á presentada el 17 Mayo del 2010, solicitud de E.U.A No. de Serie 12/722, 493 y se presentó el il de marzo, del 2010; y (5) Tonmukayakul N. and Morris, J.F.-, "Spreading Front and Particles Alignment in Viscoelastic Fluids," Physical Review E, 201 1 (in press).

Espumas Una espuma es un fluido que tiene una fase externa Í ;; liquida que incluye una dispersión de burbujas de gas no disueltas que espuman el liquido, usualmente con la ayuda de un químico (un agente espumante) en la fase líquida para lograr la estabilidad.

Cualquier gas adecuado se puede usar para espumación, incluyendo nitrógeno, dióxido de carbono, aire o metano. Un fluido de tratamiento espumado puede ser deseable, para, entre otras cosas, reducir la cantidad de fluido que es requerido en una formación subterránea sensible al agua, para reducir la pérdida de fluido en la formación, y/o para proporcionar una . suspensión de sustentante aumentada. El gas puede estar presente en el intervalo de aproximadamente 5%. a aproximadamente 98% en' volumen del fluido de tratamiento, y de manera más preferente en el intervalo de aproximadamente 20% a aproximadamente 80% en volumen del. fluido de tratamiento. La cantidad de gas para incorporar en el fluido se puede afectar por muchos factores incluyendo la viscosidad del fluido y las temperaturas en el fondo del pozo y las presiones implicadas en una aplicación particular. Una persona de experiencia ordinaria en el campo, con el beneficio de esta descripción, reconocerá que tanto gas si lo hay, incorporar en un fluido de tratamiento espumado.

Donde es deseable hacer espuma de los fluidos de tratamiento de la presente invención, los surfactantes tales como agente de suspensión activo superficial (HC-2) HY-CLEAN o aditivo AQF-2, ambos comercialmente disponibles de Halliburton Energy Services, Inc., of. Duncan, Oklahoma se puede usar. Ejemplos adicionales de agentes espumantes que se pueden usar para espumar y estabilizar el tratamiento de esta invención incluyen, pero no se limitan a, betaínas ,, óxidos de amina, sulfonatos de ésteres metílicos, alquilamidobetaínas tales como cocoamidopropil betaína, . sulfonato de alfa-olefina, cloruro de trimetiltalceboamonio, ' sulfato de alquiletoxilato de C8 a C22 y cloruro de trimetilcocoamonio . Otros agentes espumantes adecuados y agentes estabilizantes de espumas se pueden- incluir también, los cuales serán conocidos por aquellas personas expertas en el campo con el beneficio de esta descripción.

Emulsiones Una emulsión es un fluido que incluye una dispersión de partículas líquidas inmiscibles en una fase líquida externa- Además, la proporción de las fases externa e interna está por arriba de la solubilidad uno del otro. Un químico (un emulsionante o agente emulsionantes) se puede incluir para reducir la tensión interfacial entre los dos líquidos inmiscibles para ayudar con la estabilidad contra la coalescencia de la fase líquida interna.

Una emulsión puede ser un tipo de aceite-en-agua (o/A) o un tipo de agua-en-aceite (A/o) . Una emulsión de agua-en-aceite algunas veces referida como una emulsión inversa. En el contexto de una emulsión, la fase de "agua" se refiere al agua o una solución acuosa y la "fase de aceite" se refiere a cualquier líquido orgánico no polar, tal como petróleo, queroseno o aceite sintético.

Se debe entender que son posibles emulsiones múltiples, que algunas veces son referidas como emulsiones anidadas. Las emulsiones múltiples son sistemas polidispersados complejos donde . tanto las emulsiones de aceite en agua como de agua-en-aceite existen simultáneamente en el fluido, en donde la emulsión de aceite-en-agua se estabiliza por un surfactante lipofilico y la emulsión de agua-eh-aceite se estabiliza por un surfactante hidrofilico . Estos incluyen emulsiones múltiples de tipo de agua-en-aceite-en-agua (A/A/A) y de tipo aceite en agua en aceite (A/A/A). Aún son posibles más sistemas polidispersados complejos. Se pueden1 formar emulsiones múltiples, por ejemplo, al dispersar una emulsión de agua-en-aceite en agua o una solución acuosa, o el dispersar una emulsión de aceite-en-agua en aceite.

Clasificación de Fluidos o Geles: Basados en Agua o Basados en Aceite Como se usa en este documento, "base de agua" con respecto a un fluido o gel significa que el agua o una solución acuosa es el material predominante en peso de la fase continua de la sustancia.. En contraste, "basado en aceite'' significa que 'el aceite es el material dominante en peso de la fase continua de la sustancia en general.

Se proporcionan métodos para incrementar la complejidad de la fractura en una zona de tratamiento de una formación subterránea.' La formación subterránea se caracteriza por. tener una permeabilidad de la matriz menor que 1.0 microDarcy (9.869233 x 10"16 m2) .

De acuerdo con un aspecto de la invención, se proporciona un método que incluye la etapa de bombear uno o más fluidos de fracturamiento en una región de campo lejano de una zona de tratamiento de la formación subterránea en una velocidad y presión por arriba de la presión de fractura de la zona de tratamiento. Un primer fluido de fracturamiento del uno o más fluidos de fracturamiento comprende un primer material particulado sólido, en donde:- (a) el primer material particulado sólido comprende un primer intervalo de tamaño de partícula efectivo para cerrar las gargantas de poros de un paquete de sustentante formado previamente o- que se va a formar en la región de campó lejano de la zona de tratamiento; (b) el primer material particulado sólido está en una cantidad insuficiente en el primer fluido de fracturamiento para incrementar la fracción de volumen empacada de cualquier región del paquete de sustentante a mayor que 73%; y (c) el primer material particulado sólido comprende un material degradable.

Los métodos de la presente invención también pueden incluir la etapa de bombear dos o más fluidos de fracturamiento en la zoná de tratamiento en una velocidad y presión por arriba, de la presión de. fractura · de la zona de tratamiento para '· un volumen de bombeo total mayor que 2 volúmenes de pozo de perforación, en donde: (a) un primer fluido de fracturamiento de los dos o más fluidos de fracturamiento se bombea en la zona de tratamiento, por lo menos antes de los últimos 2 volúmenes del pozo de perforación del volumen de bombeo total, en donde el primer fluido de fracturamiento comprende un sustentante, en donde el primer fluido' . de f acturamiento no incluir un primer material particulado sólido; y (b) un . segundo fluido de fracturamiento de los dos o más fluidos de fracturamiento se bombea en la zona de tratamiento después de que el primer fluido de fracturamiento se bombea en la zona de tratamiento pero por lo menos antes de los 2 volúmenes de pozo de perforación del volumen de bombeo total, en donde el segundo fluido de fracturamiento comprende el primer material particulado sólido. El primer material particulado sólido comprende un primer intervalo de tamaño de partícula efectivo para cerrar las gargantas de poro de un paquete sustentante formado en la zona de tratamiento por el sustentante del primer fluido de fracturamiento y el primer material particulado sólido es degradable.

En una aplicación correctiva, los métodos de la presente invención también puede incluir la etapa de bombear uno o más fluidos de fracturamiento en una región de campo lejano de la zona de tratamiento dé la formación subterránea a una velocidad y presión por arriba de la presión de fractura de la zona de tratamiento. Un primer fluido de fracturamiento del uno o más fluidos de fracturamiento comprende un primer material particulado' sólido, en donde: (a) el primer material particulado sólido comprende un primer intervalo de tamaño de partícula efectivo para cerrar las gargantas de poro de un paquete de sustentante formado previamente en la región de campo lejano de la zona de tratamiento; y (b) el primer material particulado sólido comprende un material degradable.

Como se apreciará por una persona de experiencia en el campo, los métodos de acuerdo con la invención pueden tener aplicación en varias clases de operaciones implicadas en la producción de aceite y gas, incluyendo perforación, terminación e intervención'.

Las características y ventajas de la presente invención serán evidentes para aquellas personas expertas en el campo. Aunque se pueden hacer numerosos cambios por aquellas personas . expertas en el campo, tales cambios están dentro del alcancé de la invención.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS El dibujo acompañante se incorpora en la especificación . para ayudar a ilustrar los ejemplos de acuerdo con la modalidad actualmente más preferida de la invención.

La Figura 1 es una gráfica de barras de- la distribución de tamaño de partícula para un ejemplo de un material particulado sólido que tienen tamaños · de partícula todos menores que malla 50 E.U.A,. el material particulado que es adecuado para el uso en el cierre de gargantas de poro de un paquete de sustentante formado de sustentante de tamaño de malla 100 Norma de E.U.A. Más de 50% en peso del material particulado tiene una distribución de. tamaño de partícula de malla -50/+200 Norma de E.U.A. Este material particulado incluye un intervalo de tamaño de extremo ' de cola del material particulado que tiene tamaños de partículas menores que malla 200 Norma de E.U.A. Las distribuciones de tamaño de partículas se determinaron por clasificación graduada.

La Figura .2 es un gráfica del tamaño de la distribución de tamaño de partícula para el mismo material ejemplar de la Figura 1, pero como es medido con el instrumento MASTERSIZER® para medir las distribuciones de tamaño de partícula.

La Figura 3 es una gráfica de las mediciones de permeabilidad de un experimento de laboratorio que ilustra la efectividad de la. reducción temporal de la permeabilidad de un paquete de sustentante de malla 100. Norma de E.U.A. con 5% de p/p partículas . degradables que tienen distribución de tamaño de partícula como se muestra en las Figuras 1 y 2.

La Figura 4 es una gráfica de la relación general entre el porcentaje en peso de las partículas degradables mezcladas con un paquete de sustentante de malla 100 Norma de E.U.A. y la fracción de volumen empacada cuando las partículas mezcladas se empacan.

Definiciones Generales y Usos Como se usa en este documento, las palabras "comprenden", "tiene", "incluye", y todas las variaciones gramáticas de las mismas se proponen cada una para tener un significado no limitante, abierto que no excluye elementos o etapas adicionales.

Como se usa en este documento, si no se establece específicamente de otra manera, el estado físico de una sustancia (o mezcla de sustancias) y otras propiedades físicas se determinan en una temperatura de 25°C (77°F) y una presión de 1 atmósfera (condiciones de laboratorio estándares, 101.325 kPa) bajo ningún esfuerzo cortante.

Como se usa en este documento, si no se estable específicamente de otra manera, un material se considera que es "soluble" en ún líquido si por lo menos 10 gramos del material se pueden disolver en un litro del líquido cuando se somete a prueba 25° (7.7°F) y a una 1 atmósfera (101.325 kPa) durante 2 horas y . se considera que es "insoluole" si es menos solubles que esto. Además, como se usa en este documento, un material es "disoluble" si el mismo o su producto o productos hidratados es o son "soluble". Como se apreciará por una persona de experiencia en el campo,' la solubilidad en agua de un cierto material puede ser dependiente de la salinidad, pH, u otros aditivos en el agua. Por consiguiente, la salinidad, el pH, selección de aditivo del agua se puede modificar para facilitar la- solubilidad en la solución acuosa.

A menos qué se especifique de otra manera, cualquier relación o porcentaje significa en peso.

Como se usa en este documento, la frase "en peso del agua" significa el peso del agua de la fase continua del fluido en general sin el peso de ningún sustentante, agente de incremento de viscosidad, sal disuelta, otros materiales . o aditivos que pueden estar presentes. en el agua.

A menos ' que se especifique de otra manera, cualquier duda con respecto a si las unidades son en unidades U.S. o Imperiales, donde exista cualquier diferencia se proponen en este documento unidades . U.S. Por ejemplo, "gal/Mgal" significa galones U.S. por mil galones U.S.

El micrómetro (µ??) algunas veces puede referirse en este documento como una miera.

Como se usa en este documento, "primero", "segundo", o "tercero" se puede asignar arbitrariamente y se propone simplemente para diferenciar entre dos o más fluidos, soluciones acuosas, etc., según sea el caso, que se puede usar de acuerdo con. la invención. Por consiguiente, se entenderá que el simple uso del término "primero" no requiere que exista cualquier "segundo", y el simple uso de la palabra "segundo" no requiere que éxista . cualquier "tercero" etc. Además, se entenderá que el simple uso del término "primero" no requiere que el elemento o tapa sea la primera en cualquier secuencia, simplemente que sea por lo menos uno de los elementos o etapas. Similarmente , el simple uso de los términos "primero" y "segundo" no requiere necesariamente ninguna- secuencia.' Por consiguiente, el simple uso de tales términos no excluye elementos o etapas de intervención entre los "primeros" y "segundos" elementos o etapas, etc.

A menos que se especifique de otra manera, como se usa en este documento, la viscosidad aparente de un fluido (excluyendo cualquier materia particulada o sólida) se mide con un viscosimetro de tipo Farm Modelo 50 en una velocidad de esfuerzo cortante dé 40 1/s y a 25°C (77 °F) y una presión de una atmósfera · (101.325 kPa) . Para referencia, la viscosidad de agua pura es de aproximadamente 1 cP (0.001 Pas) . Como se. usa en este documento, un material se considera que es un fluido . bombéable si tiene una viscosidad aparente menor que 5,000 cP (5 Pas) .

A menos que se especifique . de otra manera, "aproximadamente" con respecto a- un número, o medición significa dentro de 10% del número o medición.

Formaciones de Permeabilidad Ultra bajas En general, la presente invención se dirige para incrementar la complejidad de fractura en las formaciones permeables ultra bajas tales como yacimientos de esquisto (que es. algunas veces referido en el campo como . yacimiento de esquisto) . Como se usa en este documento, una formación permeable ultra baja tiene una permeabilidad de la matriz menor que aproximadamente 1 microDarcy (9.869233. x 10 m ) .

Complejidad de la Fractura Las formaciones permeables ultra bajas tienden a tener una red de. origen natural de múltiples fracturas de tamaño micro interconectadas . Además, las formaciones permeables ultra bajas se pueden fracturar para crear o incrementar la complejidad de tales fracturas interconectadas múltiples. La complejidad de la fractura es algunas veces referida en el campo como una red de fractura.

Fracturamiento de Formaciones Permeables Ultra Bajas Las formaciones permeables ultra bajas se fracturan usualmente con fluidos basados en agua que tienen poca viscosidad y que suspenden concentraciones relativamente bajas de sustentante. El tamaño del sustentante, se dimensiona para ser apropiado para la complejidad de la fractura de tal formación, que es mucho'más pequeño que el usado para fracturar formaciones de mayor permeabilidad tal como piedra arenisca o aún yacimientos de gas de baja permeabilidad. Estas clases de tratamiento de fracturamiento son referidas algunas veces como fracturamiento con agua o fracturamiento. El propósito general es incrementar o aumentar la complejidad de la fractura de tal formación para permitir que se produzca el gas.

Aunque las fracturas de la red de fracturas son muy pequeñas comparadas con las fracturas formadas en las formaciones de mayor permeabilidad, deben aún ser mantenidas abiertas. De acuerdo con la invención, es deseable taponar temporalmente el paquete de sustentante en la complejidad de la fractura ¦ para hacer que el fluido de fracturamiento adicional incremente la complejidad de la fractura. Después de incrementar la complejidad de la fractura, es deseable volver abrir el paquete de sustentante para permitir la producción de hidrocarburo de toda la complejidad de la fractura en la zona.

Permeabilidad de la Matriz Como se usa en este documento, "permeabilidad de la matriz" se refiere a la. permeabilidad de la matriz de la formación sin considerar las fracturas o microfacturas de cualquiera de las fracturas mayores o red de fracturas. Los métodos para medir la permeabilidad de la matriz son conocidos en el campo. Por ejemplo, una referencia da a conocer: "Tres métodos de laboratorio se desarrollaron para medir la permeabilidad de gas de la matriz (Km) de los núcleos de esquisto. del Devoniano y los cortés de perforación en las saturaciones ds aguas nativas. El primer método usa la prueba de presión de pulso de lós tapones de núcleo con helio. Él segundó,, el nuevo método usa prueba, de presión de pulso de trozos de núcleo o cortes de perforación con helio. Estos métodos dieron resultados comparables en 23 muestras de esquisto de compañía de dos pozos con Km - 0.2 a 19 x 10"8 md. El tercer nuevo método usa la capacidad de desgasado de los tapones de núcleo con helio y metano, y produjo una Km mayor por un factor de 3 a 10'. La mayoría de los tapones de núcleo sometidos a prueba mostraron microfacturas múltiples que permanecieron abiertas en las tensiones del yacimiento, y estos dominan las pruebas de flujo convencionales. Estas microfracturas son paralelas al lecho, se inducen primordialmente , y no están presentes en el yacimiento. El conocimiento de · la Km es importante . en la modelación de simulación por computadora de la producción de gas de esquisto de Devonian a largo plazo, y ha sido una clave para entender la naturaleza de la red de fracturas naturales presentes en el yacimiento". "Matriz Permeability Méasurement of Gas Productive Shales"; D.L. Luffel, ResTech Houston; C. . Hopkins, S.A. Hólditch & Assocs. Inc.; and P.D. Schettler Jr., Juniata College; SPE 26633.

Volumen de Roca Estimulado El volumen de roca estimulado es un termino usado ert el campo con respecto al fracturamiento del esquisto u otros yacimientos de permeabilidad ultra baja. "Los yacimientos de esquisto de permeabilidad ultra baja requieren una red de fracturas grandes para maximizar el. desempeño del pozo. El mapeo de las fracturas microsismicas ha mostrado que las redes de fracturas grandes se pueden generar en muchos yacimientos de esquisto. En yacimientos convencionales y arenas de gas de baja permeabilidad, la longitud media y conductividad de la fractura de plano individual son los conductores claves para el desempeño de la estimulación. En los yacimientos dé esquisto, donde las estructuras de red complejas en múltiples, planos se crean, el concepto de una longitud media y. conductividad de una fractura son insuficientes para ·. describir el desempeño de la ' estimulación . Esto es la razón para el concepto de usar un volumen de yacimiento estimulado como un parámetro de correlación para el desempeño del pozo. El .tamaño de la red de fracturas creada se puede aproximar como el volumen 3-D (Volumen de Yacimiento. Estimulado o SRV) de la nueve de eventos microsismicos" Titulo: " hat is Stimulated Rock Volume?" Authors: M.J. Mayerhofer , E.P. Lolon,. N.R. arpinski, C.L. Cipolla. and D. Walser, Pinnacle Technologies, and CM. Rightmire, Forrest.A. Garb and- Associates . Source: Society of Petroleum Engineers, "SPE Shale Gas Production Conference, 16-18 "November 2.008, Fort Worth, Texas, USA." SPE 1 19890.

Objetivos Deseados de la Invención De manera preferente, el material particulado sólido degradable se selecciona para ser efectivo para reducir la permeabilidad del paquete de sustentante en la complejidad de la fractura de la zona de tratamiento de una formación subterránea permeable ultra, baja. El propósito es provocar que el paquete de¦ sustentante tenga una menor capacidad de flujo que las fracturas pequeñas no taponadas y menor que una fractura rellenada con sustentante, lo cual provoca un incremento en la complejidad de la fractura antes que extienda los planos de la fractura durante la etapa de fracturamiento . Esto favorece al incremento de la complejidad de la fractura más allá de la región cerca, del pozo de perforación de la zona de tratamiento. La creación para incrementar la complejidad se confirma.de manera preferente con técnicas microsismicas como es conocido y se desarrolla actualmente además en el campo. Se desea que la penetración se extienda más profunda en la zona que en la región cerca del pozo de perforación.

Como se usa. en este documento, la región de campo lejano de una zona se considera la matriz de la roca que ¿s por lo menos de 1.'52 m (5 pies) del pozo de perforación. De manera más preferente, . los métodos de acuerdo con la invención penetran en la matriz de la roca por lo menos 3.05 m (10 pies) del pozo de perforación; se prefiere más de 15.24 m (50 pies) del pozo de perforación.

El propósito de esta invención no es el desvio de los fluidos de fracturamiento entre las zonas de tratamiento. Además, el propósito de esta invención no es usar el material particulado degradable para cerrar u ' obstruir, las gargantas de poro en las fracturas más pequeñas que pueden ser perpendiculares a una o más fracturas dominantes que se forman en la formación. Por otra parte, el propósito de esta invención no es. un bajo daño de . la- formación.. Más bien, un propósito de la presente invención es seleccionar un material particulado para cerrar las .gargantas de poro de un paquete de sustentante en una formación permeable ultra baja y, en consecuencia, incrementar la complejidad de la fractura en la formación permeable ultra baja. Ño es para aumentar las fracturas dominantes, grandes sino de incrementar la complejidad de las fracturas pequeñas o microfracturas desde el punto en el cual los hidrocarburos pueden fluir al pozo de perforación y luego a la superficie, donde se pueden producir.

Se proporciona un método para incrementar la complejidad de la fractura en una zona de tratamiento de una formación subterránea. La formación subterránea se caracteriza por tener, una permeabilidad de la matriz menor que 1.0 microDarcy (9.869233 x 10-19' m2) . El método incluye la etapa de bombear uno o más fluidos de fracturaraiento en una región de campo lejano de una zona de tratamiento de la formación subterránea en una velocidad y presión por arriba de la presión de , fractura de la zona de tratamiento. Un primer . fluido de fracturamiento del uno o más fluidos de fracturamiento incluye un primer material particulado sólido, en donde: (a) el primer material particulado sólido incluye una ' distribución de tamaño de partícula para cerrar las gargantas de poro de uri paquete de sustentante formado previamente o que se va a formar en la zona de tratamiento; y (b) el primer material particulado sólido .' comprende un material degradable..

De manera preferente, el primer material particulado sólido, está en una cantidad insuficiente en el primer fluido de fracturamiento para incrementar la fracción de volumen empaquetada de cualquier región del paquete de sustentante a mayor que 73%.

De manera preferente, el primer material particulado sólido está en por lo menos una cantidad suficiente en el primer fluido de fracturamiento para reducir la permeabilidad' de por lo menos una región del paquete- del sustentante en por lo menos 50%.

De manera más preferente, la totalidad de cada una de las partículas del primer material particulado sólido se hace de uno o más materiales degradables.

Etapa para Identificar una' Formación Subterránea Los métodos incluyen de manera preferente la etapa para identificar una formación subterránea caracterizada por tener una permeabilidad de la matriz menor que 1.0 microDarcy (9.869233 x 10"19 m2) . De manera más particular, la etapa de identificación incluye identificar una formación subterránea caracterizada adicionalmente por tener una permeabilidad de la matriz mayor que 0.001 microDarcy (equivalente a 1 nanoDarcy, 9.869233 x 1C"22 m2) .

De manera preferente, la etapa de identificación incluye identificar una formación subterránea caracterizada por tener un contenido de hidrocarburos que es suficiente para la recuperación económica. De manera más preferente, la etapa de identificación incluye identificar una formación subterránea caracterizada adicionalmente por tener un contenido de hidrocarburo .mayor que 2% en volumen de porosidad rellenada con gas.

De manera preferente, la etapa de identificación incluye identificar una formación subterránea caracterizada adicionalmente por ser esquisto.

Etapa para Diseñar , una Etapa de Fract-uramiento Los métodos incluyen de manera preferente la etapa de diseñar o determinar una etapa de fracturamiento para una zona de tratamiento de la formación subterránea, antes de llevar a cabo la etapa de fracturamiento .

La etapa para diseñar puede incluir las etapas de: (i) determinar el volumen de bombeo diseñado total del uno o más fluidos de fracturamiento que se- bombean en la zona de tratamiento en una velocidad y presión por arriba de la presión de fractura de la zona de tratamiento; (ii) determinar el tamaño de un sustentante de un paquete de sustentante formado¦ previamente o que se va a formar en las fracturas en la zona de tratamiento en cualquier momento antes de por lo menos dos volúmenes de pozo de perforación del volumen de. bombeo diseñado total de la etapa de fracturamiento; (iii) determinar el tamaño de un primer material particulado sólido para cerrar las gargantas de poro del paquete de sustentante, en donde el primer material particulado sólido comprende un material degradable. De manera preferente el material particulado completo se hace de uno o más materiales degradables.

La etapa ' para diseñar o determinar puede incluir las etapas de: (i) determinar el tiempo de bombeo diseñado total para el bombeo de uno o más fluidos de fracturamiento en la zona de tratamiento en una velocidad y presión por arriba de la presión de fractura de la zona de tratamiento; (ii) determinar el tamaño de un sustentante de un paquete de sustentante formado .previamente o que se va a formar en las fracturas en la zona de tratamiento en cualquier tiempo antes de por lo menos 10 minutos del tiempo de bombeo diseñado total de la etapa de fracturamiento ; (iii) determinar el tamaño de un primer- material particulado sólido para cerrar las gargantas de poro del paquete de sustentante, en donde el primer material particulado sólido comprende u material degradable. Se debe entender que el tiempo de bombeo se basa en una velocidad de bombeo que es- por' lo menos 20% de la velocidad de bombeo antes de la desviación a otra etapa de fracturamiento o. en el caso de la etapa de fracturamiento final de un trabajo de fracturamiento de múltiples etapas, la velocidad de bombeo antes, del final de la etapa de fracturamiento final. En el caso usual de un trabajo de fracturamiento que tiene solamente una zona de tratamiento individual, el fracturamiento del fracturamiento de la zona de tratamiento individual se consideraría la etapa de fracturamiento final. De manera más preferente, el material particulado completo se fabrica de uno o más materiales degradables .

De manera preferente, la etapa de diseñar o determinar puede incluir adicionalmente una o más de las etapas de: (1) seleccionar un fluido de fracturamiento, que incluye su composición y características reológicas; (2) seleccionar el pH del fluido de fracturamiento, si es basado en agua; (3) la temperatura de diseño; y (4) la carga de cualquier sustentante en el fluido de fracturamiento . Como se usa en este documento el término "temperatura de diseño" se refiere a un estimado c medición de la temperatura actual en el entorno pozo abajo en el momento del tratamiento. Es decir, . la temperatura de diseño toma en cuenta no solo la temperatur estática pozo abajo ( "BHST" ) , sino también el efecto de la temperatura del fluido de tratamiento en la BHST durante el tratamiento.' Debido a que los fluidos de tratamiento pueden ser considerablemente más frios que la BHST, la diferencia, entre las dos temperaturas .puede ser muy grande. Finalmente, si se deja sin alterar, una. formación subterránea regrésará a la BHST.

En un método de acuerdo con · las invenciones que incluye la etapa para planear o determinar la etapa de fracturamiento, los métodos entonces incluyen una etapa para llevar a cabo la etapa de fracturamiento de acuerdo con la etapa de fracturamiento planeado determinada. Por ejemplo, la etapa de fracturamiento puede incluir, después o durante el tiempo en que se forma, el paquete de sustentante o que se va a formar en la zona de tratamiento pero por lo menos antes de los. dos volúmenes de pozo de perforación del volumen de bombeo total, bombear un primer fluido de fracturamiento que comprende el primer material particulado sólido en la zona de tratamiento en una velocidad y presión por arriba de la presión de fractura de la zona de tratamiento. O, por ejemplo, la etapa de fracturamiento puede incluir, después o durante el momento de que se forma el paquete de sustentante o que se va a formar en la zona de tratamiento pero por lo menos antes de por lo . menos 10 minutos del tiempo de . bombeo total, bombear un primer fluido de fracturamiento que comprende el primer material particulado sólido en la zona de tratamiento en un- velocidad y ' presión por arriba de la presión. de fractura de la zona de tratamiento.

Etapa para Llevar a Cabo una Etapa de Fracturamiento ¦ En general, una etapa de fracturamiento de acuerdo con la- invención incluye de manera preferente bombear el uno o más fluidos de fracturamiento en la zona de tratamiento en una velocidad y presión por arriba de la presión de fractura de la zona de tratamiento para un tiempo de bombeo total más prolongado que 30 minutos. Un fluido de fracturamiento que incluye el primer material particulado sólido se debe incluir como parte del. uno o más fluidos de fracturamiento antes del extremo de cola de la . etapa de fracturamiento. Se debe entender que el objetivo del fluido de fracturamiento con el primer material particulado sólido, y el tiempo de bombeo prolongado es para incrementar la complejidad de la fractura del campo le ano en una zona y de incrementar el volumen de fractura estimulado. Por consiguiente, la duración del fracturamiento de una zona de tratamiento puede ser mucho más prolongada que 30 minutos o el volumen de bombeo total del uno o más fluidos de fracturamiento puede ser mucho más alto que el usado. convencionalmente en . los yacimientos convencionales.

Fluidos de Fracturamiento De manera preferente, los fluidos de fracturamiento para el uso en el fracturamie.nto de las formaciones de permeabilidad ultra bajas de acuerdo con los métodos de la invención se basan en agua. Una de las razones para esto es los grandes volúmenes requeridos, y el agua es relativamente bajo en costo comparada con los fluidos basados en aceite. Otras razones pueden incluir ' preocupación por el daño del yacimiento y preocupaciones ambientales.

Una etapa: de. fracturamiento puede incluir la etapa de bombear uno o más fluidos de fracturamiento en una región de campo lejano de una zona de tratamiento. El primer fluido de fracturamiento es el único fluido dé racturamiento usado en una etapa de fracturamiento. Más de un fluido de fracturamiento se puede usar en la misma etapa de fracturamiento.

Fracturamiento por' Lechada para la Formación de. Permeabilidad Ultra Baja De acuerdo con la invención, el polímero reductor de fricción se puede incluir en los fluidos de tratamiento, por ejemplo, en una cantidad igual a o menor que 0.2% en peso del agua presente en el fluido- de tratamiento. De manera preferente, cualquiera de los polímeros reductores de fricción se incluye en una concentración suficiente para reducir. la fricción sin la formación de gel en el mezclado. A manera. de ejemplo, el fluido de tratamiento que comprende el polímero reductor de fricción no mostraría un punto de deformación evidente. Mientras que la adición de un polímero reductor de fricción puede incrementar mínimamente la viscosidad de los fluidos de tratamiento, los polímeros no se incluyen en los fluidos de tratamiento de la presente invención en una cantidad suficiente para incrementar sustancialmente la viscosidad. Por ejemplo, si se incluye el sustentante en el fluido de tratamiento, la velocidad antes que la viscosidad del fluido podrá depender generalmente del transporte de sustentante. El polímero reductor de fricción puede estar presente en una cantidad en el intervalo de aproximadamente 0.01% a aproximadamente 0.15% en peso del fluido de tratamiento. El polímero reductor de fricción puede estar presente en una cantidad en el intervalo de aproximadamente 0.025% a aproximadamente' 0.1% en. peso del fluido de tratamiento. ' Generalmente, los fluidos de tratamiento para el uso en la invención no dependen de la viscosidad del transporte del sustentante. Donde se incluyen los materiales particulados · (por ejemplo, sustentante, primer particulado sólido, etc.) en los fluidos de fracturamiento, los fluidos dependen de por lo menos la velocidad para transportar los materiales particulados a la ubicación deseada en la formación. Los fluidos de tratamiento pueden tener una viscosidad de hasta aproximadamente 10 centipoise ("cP", 10 Pas) . Los fluidos de tratamiento pueden tener una viscosidad en el intervalo de aproximadamente 0.7 cP (0.0007 Pas) a aproximadamente 10. cP (0.01 Pas). El primer fluido de fracturamiento puede tener una viscosidad en el intervalo de aproximadamente 0.7 cP a aproximadamente 10 cP (0. 1 Pas).. Todos los uno o más fluidos de fracturamiento pueden tener una viscosidad en el . intervalo de aproximadamente 0.7 cP (0.0007 Pas) a aproximadamente 10 cP (0.01 Pas). Para los propósitos de esta descripción, las viscosidades se miden a temperatura ambiente usando un · viscosimetro FANNMR Modelo 35 a 300 rpm con un resorte de 1/5.

La permeabilidad de la matriz ultra baja de una formación de esquisto no permite el daño del fluido de fracturamiento a la formación o la fuga del fluido de fracturamiento en la matriz de. la formación. Además, los tamaños pequeños del sustentante usados en el fracturamiento para incrementar la complejidad de la fractura de una formación subterránea que tiene permeabilidad de la matriz ultra baja requieren menos viscosidad para ser llevados por el fluido de fracturamiento . Además,' un fluido de viscosidad más alta no seria capaz de penetrar apreciablemente la permeabilidad de un paquete de sustentante formado con tal sustentante más pequeño.

Paquete de Sustentante Formado o que se va a Formar (Por ejemplo, Tratamiento Correctivo o Primario) Un paquete de sustentante puede haber sido formado en la zona de tratamiento antes de la etapa de fracturamiento del método. Un paquete de sustentante se puede formar durante la etapa de fracturamiento. Si el paquete de sustentante se forma antes de la etapa de f acturamiento, esto significa que la zona de tratamiento se fracturó' previamente y un paquete de sustentante se colocó previamente en la complejidad de la fractura. Por consiguiente, los métodos de acuerdo con la invención se pueden . adaptar para fracturamiento correctivo o primario de una zóna de tratamiento.

Paquete de Sustentante Formado o que se va a Formar (Por ejemplo, en Etapas Dentro de .una Etapa de Fracturamiento) Además, se. contempla que un paquete de sustentante que se forma durante la etapa de fracturamiento, ya sea antes de la introducción del primer material particulado sólido .' o simultáneamente con la introducción . del primer material particulado sólido. Por' ejemplo, uno de los fluidos de fracturamiento . tempranos usados en una etapa de fracturamiento puede incluir un sustentante para formar un paquete de sustentante en' la complejidad, de la fractura, . y uno de los últimos fluidos de fracturamiento usados en la etapa de fracturamiento puede incluir un primer material particulado sólido para incrementar la complejidad de la fractura conforme el fluido de fracturamiento adicional se bombea en la formación.

Sustentante En las modalidades que incluyen un fluido de fracturamiento con sustentante, el -uno o más de los fluidos de fracturamiento usados en el método incluyen de manera preferente en el intervalo de aproximadamente 1% a aproximadamente 20% en pese del sustentante. Por consiguiente, el sustentante está en el fluido . de fracturamiento a. menor' que aproximadamente 1.8- kg por 3.8 x 10"3 m3 (4 libras por galón). De manera más preferente, uno o más de los fluidos de fracturamiento incluyen en el intervalo de aproximadamente 5% a aproximadamente 10% en peso del sustentante.

Para una formación permeable ultra baja, el sustentante de- un paquete de sustentante formado o que se va a formar en la complejidad de la fractura tiene de manera preferente un intervalo de tamaño de partícula que tiene un extremo superior igual a o menor que malla 50 de Norma U.S. De manera más preferente, el sustentante tiene un intervalo de tamaño graduado en cualquier lugar entre malla -50/+200 Norma de E.U.A. De manera más preferente, el sustentante tiene un intervalo de tamaño de partícula graduado en cualquier lugar' entre malla -70/+140 Norma de E.U.A. Típicamente, el. sustentante de un paquete de sustentante formado o que se va a formar en la complejidad de la fractura de una formación permeable ultra baja tiene un tamaño de partícula medio de aproximadamente malla 100 Norma de E.U.A.

Cierre de las Gargantas de Poro de. un Paquete de Sustentante En el contexto de un paquete de material particulado, tal como un paquete de sustentante, un cierta material particulado tendrá una permeabilidad predecible y tamaños de garganta de poro bajo una cierta tensión de empacado y otras condiciones. Por ejemplo, en igualdad de condiciones, un paquete de esferas ideales de tamaño uniforme tendrá un arreglo geométrico predecible y tamaños de garganta de poro. Para tales, esferas en paquete, un primer material particulado de cierre que tiene esferas ideales de tamaño uniforme en un intervalo que es de aproximadamente 1/60- a aproximadamente .1/13o'" del tamaño de las esferas en el paquete será capaz de cerrar las gargantas de poro y reducir sustancialmente la permeabilidad del paquete. El primer material particulado de cierre tendrá por si mismo una permeabilidad predec'ible y tamaños de garganta de poro, pero estos serán mucho más pequeños que aquellos del paquete. Un segundo material particulado de cierre que tiene una distribución de tamaño en el intervalo que es de aproximadamente 1/6°' a aproximadamente 1/13°' del tamaño del primer material particulado de cierre se esperará que sea capaz de cerrar- las gargantas de poro y reducir sustancialmente la permeabilidad- del primer material particulado de cierre. La complejidad se incrementa con el incremento de la distribución del tamaño de partícula de cada uno de los materiales particulados, con . los cambios en la forma de cada uno de los materiales particulados, y con variaciones en la distribución de forma de cada una de los materiales particulados, pero estas proporciones de tamaño básico son reglas de dedo útiles.

Primer Material Particulado Sólido El primer intervalo de tamaño de partícula tiene un extremo superior que es mayor que o igual a aproximadamente 1/13 del tamaño de partícula medio del sustentante (que sería equivalente a aproximadamente 12 µ?? para un sustentante de malla 100 Norma de E.U.A.). Además, el primer intervalo de tamaño de partícula tiene un extremo inferior que es menor que o igual aproximadamente 1/6 del tamaño medio del sustentante (que sería equivalente a aproximadamente 25 µp? o aproximadamente malla .500 para un sustentante de malla 100 Norma de E.U.A.). Un extremo de cola de partículas más pequeñas o más grandes que los tamaños de partícula del primer material particulado sólido no interfiere y puede ser útil de acuerdo con la invención.

Como una materia práctica, . para el uso con un sustentante de tamaño mediano de malla 100, el primer material particulado sólido incluye un primer intervalo de tamaño de partícula sólida más pequeño que aproximadamente 33 um, que es equivalente a aproximadamente malla. 400 Norma de E.U.A.

Como se plantea en lo anterior, el primer material particulado sólido no está de manera . preferente en la forma de una fibra. De manera preferente, . el material particulado tiene proporciones dimensionales menores que 5:1. De manera más preferente, el. primer material particulado sólido es sustancialmente globular en forma.

Se entenderá que el sustentante se suspendería adecuadamente en un fluido de fracturamiento que es similar a aquel del primer fluido de fracturamiento pero sin el primer material particulado, sólido para el fluido de fracturamiento similar para transportar el sustentante en la zona de tratamiento. En otras palabras, el .material particulado sólido no es necesario para ayudar a suspender el sustentante en el fluido de fracturamiento durante el transporte en la zona de tratamiento.

De . manéra preferente-, · el primer · material particulado sólido está en el primer fluido de fracturamiento en por lo menos una cantidad suficiente para reducir la permeabilidad de por lo. menos una región del paquete de sustentante por al menos 50%. De manera más preferente, el primer material .particulado sólido está en el primer fluido de fracturamiento- . en por lo menos una cantidad suficiente para reducir la permeabilidad de por lo menos una región del paquete de sustentante por lo menos 90% en menos de 10 minutos bajo las condiciones de bombeo del primer fluido de fracturamiento en la zona de tratamiento. Adicionalmente, una persona experta en el campo reconocería que la determinación de la distribución de tamaño de las partículas pequeñas (abajo de aproximadamente malla .200) es consumidora de tiempo. Por lo tanto, este procedimiento empírico se puede usar para determinar 'si un material particulado dado que contiene partículas de malla 200 y abajo tiene el desempeño deseado sin medir actualmente la distribución de tamaño de las partículas de. malla sub-200 es un método valioso para determinar la idoneidad de un material particulado dado.

El primer material particulado sólido sigue siendo insoluble y de otra manera no se degrada apreciablemente durante por lo menos dos horas bajo las condiciones de la zona de tratamiento. De manera preferente, el primer material particulado sólido se degrada bajo las condiciones de temperatura y presión de la zona- de tratamiento por lo menos 50% en peso dentro dé 30 días. Una persona experta en el campo reconocería que ciertos materiales particulados, tales como inhibidores de incrustaciones insolubles, se pueden adaptar para tener . velocidades de disolución más prolongadas para proporcionar ..un beneficio secundario tal como inhibición de incrustaciones a largo plazo superior a 30 días.

Segundo Material Particulado Sólido más Pequeño del Extremo de Cola del Primer Material Particulado Sólido El método incluye opcionalmente la etapa de: determinar el tamaño de un intervalo de tamaño de un segundo intervalo de tamaño de partícula¦ sólida para cerrar las gargantas de poro- del primer material particulado sólido. De manera . preferente, el primer fluido de fracturamiento comprende adicionalmente el intervalo de tamaño del segundo intervalo de tamaño de partícula sólida..

El primer material particulado sólido puede incluir un segundo intervalo de tamaño de partícula efectivo para cerrar las gargantas de poro del primer material particulado sólido. El primer. fluido . de fracturamiento comprende adicionalmente un segundo material particulado sólido, en donde el segundo material particulado . sólido tiene un segundo intervalo de tamaño de partícula efectivo para cerrar las gargantas de poro del primer material particulado sólido.

De manera, preferente, el segundo intervalo de tamaño de. partículas sólida está en el primer fluido de fracturamiento en por lo menos una' cantidad suficiente para reducir la permeabilidad de por lo menos una región de un paquete del primer material particulado sólido por lo menos 50%. De manera más . preferente ,. el segundo intervalo de tamaño de partícula sólida está en el primer fluido de fracturamiento en por lo menos una cantidad suficiente para reducir la permeabilidad de por' lo menos una región de un paquete del primer material particulado sólido' por lo menos 90% menor que. 10 minutos bajo las condiciones de bombeo del primer fluido de f-racturamiento en la zona de tratamiento.

Planteamiento Teórico Un paquete ideal de esferas tendrá gargantas de poro que son ' de aproximadamente 1/6 del diámetro ele las esferas empacadas. Tal paquete idealizado de esferas puede representar un paquete de partículas de sustentante. El volumen de poro de un lecho de sustentante estrechamente empacado es de aproximadamente 35% del volumen de paquete total. Esto se puede referir por tener una fracción de volumen empacadas ("PVF") de aproximadamente 0.65.

Un primer material particulado sólido que tiene un diámetro de aproximadamente 1/6. de la garganta de poro taponará sustancialmente la garganta de poro. Un primer material particulado sólido con un diámetro de l/6th de las partículas de sustentante tendría un volumen de aproximadamente 0.46% de la partícula de sustentante (la relación es r3/R3 donde r = el radio del primer material particulado y R = el radio del sustentante, la relación que resulta de la relación de los volúmenes de esferas donde el volumen de una esfera es 4 Pi r3/3) . Si una de estas partículas es necesaria para cada garganta de poro y existen en promedio una garganta de poro por partícula de sustentante, entonces solo una fracción muy pequeña del volumen de hueco de un paquete de partículas es necesario para ser rellenado con el primer material particulado sólido para obtener un taponamiento sustancial de las gargantas de poro del paquete de sustentante.

Aún si un segundo material particulado de partículas más pequeñas se usa o es necesario para cerrar las gargantas de poro del primer material particulado sólido cerrado, el segundo material particulado aún no necesitará rellenar significativamente el volumen de poro. Con base en las relaciones idealizadas implicadas, habrá tres de las partículas del segundo material particulado necesarias para el primer material/ particulado sólido. Esto agregaría otro 0.0064% de volumen adicional al espacio de hueco. Con el sustentante y los materiales particulados de taponamiento, la fracción de volumen empacada, en tal caso idealizado, será de aproximadamente 0.655. Esto es consistente con el comportamiento del núcleo natural en donde la presencia de 2% de "finos" (partículas más pequeñas que pueden taponar las gargantas de poro en una formación convencional) se sabe que es suficiente para provocar serios daños, a la permeabilidad de la- formación, convencional si se. movilizan. El término "finos" se refiere a partículas que son suficientemente pequeñas para ser móviles si se crean condiciones de flujo correctas. Aún con esta carga de finos, existe aún una fracción de volumen, empacada de solo aproximadamente 0.67.

Por ejemplo, el · método para incrementar la complejidad de la fractura de una formación subterránea puede incluir las etapas de: (i) bombear un prime fluido de fracturamiento de dos o más fluidos de fracturamiento en la zona de tratamiento en una velocidad y presión por arriba de la presión de fractura de la zona de, tratamiento; (ii) bombear un segundó fluido de fracturamiento de los dos o más fluidos de fracturamiento que se bombean en la. zona de tratamiento después de que el primer fluido de fracturamiento se bombea en la zona, de tratamiento en donde el segundo fluido ¦ de fracturamiento comprende un primer material particulado sólido, en donde el primer material particulado sólido tiene un .tamaño' para cerrar las gargantas de poro · de cualquier paquete de sustentante formado en . la zona de tratamiento por el sustentante del primer fluido de fracturamiento, y en donde el primer material particulado sólido es degradable.' Se debe apreciar que estas etapas se podrían repetir o alternar en la misma zona de fracturamiento .

Cuando esto se lleva a cabo a las regiones dentro del paquete de sustentante que tendrán el material particulado degradable sólido y regiones que no tendrán nada. La fracción1 -de volumen 'empacada de las regiones que contienen el material particulado degradable sólido estará por debajo de 0.73; adicionalmente, las regiones del . paquete de sustentante sin el material particulado degradable sólido estará muy por debajo de 0.73 y se aproximará o estará en la fracción de volumen1 empacada nativa"1 para el sustentante dado.

En- la mayoría, sino en todos los casos, la fracción de volumen empacada del paquete de sustentante en general no cambiará apreciablemente de su valor nativo. Esto también sería el caso para casos donde el material particulado se desplaza por toda la etapa de sustentante. La fracción de volumen empacada nativa para una esfera perfecta de un tamaño es en el orden de 0.64 a 0.68 dependiendo del método usado para determinar el valor (Torquato, S . ; Truskett, T. M. ; Debenedetti, . P. G.. Is Random Cióse Packing of Spheres Well Defined? Phys . Rey. Lett . 2000, 84, 2064 as referenced in Ind. Eng. Chem. Res. 2002, 41, 1122-1128) .

Concéptualmente, la diferencia entre los métodos de acuerdo con esta invención y la desviación es que la desviación se presenta en o cerca de la región del pozo de perforación. Esto se ilustra mejor al tomar, la situación hipotética donde una zona, contiene' una sola perforación. Si se lleva a cabo una desviación cerca del pozo de perforación, esa única perforación detendrá la captación de ' flüido y puesto que no existe una segunda perforación para captar el fluido, la etapa se. completaría. De acuerdo con esta invención, una persona sería capaz de continuar bombeando a través de una perforación un fluido de acuerdo con el método de la invención.

Ejemplo del Primer¦ Material Particulado Sólido para el Uso con un Paquete de Sustentante de Sustentante de Malla 100 de E.U.A.

Un ejemplo de un material particulado, que tiene una distribución de tamaño de partícula adecuada para el uso como el primer material particulado sólido es un material particulado formado a partir de- un inhibidor de incrustaciones como se describe en este documento.

La Figura 1 es una gráfica de barras de la distribución de tamaño de partícula para el ejemplo de un material particulado sólido que tiene tamaños de partícula todas menores que malla 50 de E.U.A. , que' el material particulado es adecuado para el uso en el cierre de las gargantas de poro de un paquete de sustentante formado de sustentante de tamaño de malla 100 Norma de E.U.A. Más del 50% en peso del material particulado tiene una distribución de tamaño, de partícula de malla -50/+200 de E.U.A. Este material particulado incluye uñ intervalo de tamaño de extremo de cola del material particulado que tiene tamaños de partícula menores que Malla 200 Norma de E.U.A. Las distribuciones de . tamaño de partícula se determinaron por cribado graduado. ' .

La distribución de tamaño de partícula de este material ejemplar también se midió usando un analizador de partículas MASTERSIZER 2000 con un muestreador 2000S y un Software. MASTERSIZERMR v 5.60. Este instrumento usa dispersión de luz láser para' computar el tamaño de las partículas con los tamaños que varían de 0.02 pm a 2000 pm. La cantidad de luz dispersada así como el ángulo de dispersión se puede usar para determinar el tamaño de una partícula que se dispersa en ya sea aire o líquido. El sistema es capaz de examinar el material particulado sólido, emulsiones y suspensiones. Los ajustes del instrumento fueron: Muestra Rl: 1.5 (RI actual desconocido, pero la mayoría de los materiales orgánicos son ~1.5) Valor de absorción: 0.1 Dispersante: Aire Velocidad de Agitación: N/A Tratamiento con Ultrasonido: N/A Presión del Dispersador 2.0 bar (200 kPa) Velocidad de Alimentación: 13-18 Tiempo de Medición: 5 s Módulo de Cálculo: Propósito General (Fino) La Figura 2 es una gráfica de la distribución de tamaño de partícula como es medida con el instrumento MASTERSIZERMR. El extremo superior del intervalo de tamaño de partícula es de 'aproximadamente 630 micrómetros y el tamaño de partícula medio es de aproximadamente 72.5 micrómetros.

Esta medición está en por ciento en volumen mientras que el análisis mostrado en la Figura 1 es en por ciento en peso.

La Figura 3 es una gráfica de las mediciones de permeabilidad de u experimento de laboratorio que ilustra la efectividad de la reducción temporal de la permeabilidad de un paquete de sustentante de malla 100 Norma de. E.U. A. con .5% p/p del material particulado degradable ejemplar que tiene una distribución de tamaño de partícula como se muestra en las Figuras 1 y 2. El procedimiento de laboratorio fue como sigue: Empacar una celda de flujo con sustentante de malla 100 Norma de E.U. A. La celda usada tuvo un diámetro interno de 0.0254 m (1 pulgada) y 0.1524 m (6 pulgadas) en longitud con una criba en el fondo para retener el sustentante de malla 100. Hacer fluir agua a través del paquete de sustentante en una presión constante para obtener una velocidad de flujo, de línea base. Volver a empacar la celda con el sustentante de malla 100 mezclado con 5% en peso del material particulado degradable relativo con el peso del sustentante. En este ejemplo,. el material particulado degradable es un químico capaz de inhibir incrustaciones como se describe en este documento. Hacer fluir agua a través del paquete de sustentante en una presión constante y medir la velocidad de flujo con tiempo para determinar la permeabilidad. Como se ilustra en la Figura 3, la permeabilidad de un paquete de sustentante de malla 100 con 5% p/p del material particulado .degradable se reduce temporalmente..

La Figura 4 es · una gráfica de la relación general entre el porcentaje' en peso de las partículas degrada-bles mezcladas con un paquete de sustentante 'de malla 100 Norma de E.U.A., y la fracción de volumen empacadas cuando las partículas mezcladas se empacan. Un paquete de sustentante tendrá . típicamenté una fracción de volumen empacadas de aproximadamente 0.65, con una pequeña variación dependiendo de que tanto se empaque estrechamente. La adición del material particulado degradable incrementa la fracción de volumen empacada relativa con el paquete de sustentante solo. Como se ilustra en la Figura 3, un .5% peso/peso del primer material' particulado sólido ejemplar es más que suficiente para incrementar . la fracción de volumen empacada a aproximadamente 0.7 y para reduci la permeabilidad del paquete de sustentante por más de 90%. Cualquier proporción adicional del primer material particulado sólido al sustentante más allá de lo necesario para lograr aproximadamente un 90% de reducción en la permeabilidad del paquete de sustentante se desperdiciaría para los propósitos de las. presentes invenciones.

De manera preferente, el primer material particulado sólido no incrementa- la fracción de volumen empacada por más de 0.73. De manera preferente, la. suma total de todo el material particulado sólido incluido en el fluido de fracturamiento no ' incrementa la fracción de volumen empacada de un paquete de sustentante formado o que se va a formar en la formación . por más de 0.73. : Material Particulado Sólido Degradable El primer material particulado sólido para el uso en los métodos de acuerdo con la invención se selecciona por ser degradable. De manera preferente, cualquier segundo material particulado, sólido también se selecciona por ser degradable, aunque cualquier segundo material particulado sólido no es requerido para ser degradable. Ya que el primer material particulado sólido es degradable, cuando el primer material particulado sólido se degrada cualquier segundo material particulado debe ser suficientemente' pequeño para pasar a través de . las gargantas de poro del paquete de sustentante. La composición química del segundo material particulado sólido puede ser la misma o diferente como el primer material particulado sólido.' Como se usa en este documento, un material degradable es capaz de someterse a una degradación irreversible pozo abajo.. El término "irreversible" como se usa en este documento significa que el material degradable una vez degradado no se debe recristalizar o reconsolidar mientras que . está, en el fondo del pozo en la zona de tratamiento, es decir, el material degradable se debe degradar in situ. pero no se debe recristalizar o reconsolidar in situ.

Los términos "degradable" o "degradación" se refiere tanto a los dos casos relativamente extremos de degradación que el material degradable- se puede someter, es decir, heterogéneo (o erosión en volumen) y homogéneo (o erosión superficial) , y en cualquier etapa de la degradación entre estos dos.

De manera preferente, el material degradable del material particulado se degrada lentamente a través del tiempo como es opuesto a instantáneamente.

Las características específicas del material degradable de un primer material particulado sólido se pueden modificar para reducir la permeabilidad de un paquete de sustentante cuando, está intacto mientras que facilite la remoción del material degradable cuando es deseable. Se usa cualquier material degradable, los agentes de cierre pueden tener cualquier forma, incluyendo pero no limitado a partículas que tienen las formas físicas de plaquetas, virutas, hojuelas, cintas, barras, tiras,- esferoides, toroides, pelotillas, tabletas, o cualquier, otra forma física. Una persona de experiencia ordinaria en el campo con el beneficio de esta descripción reconocerá el material degradable específico y el tamaño y forma preferidos para una aplicación dada. De manera preferente, sin embargo, el material particulado para el uso en los . métodos de acuerdo con la invención no está en forma de fibra. De manera más preferente, el material, particulado para el uso en la presente invención es lobular o generalmente esférico.

El cierre en ' el paquete de sustentante formado por un material particulado sólido que comprende un material degradable de acuerdo con la presente invención es de manera preferente "auto-dégradante" . Como se refiere en este documento, el término "auto-degradante" significa que el cierre se puede remover sin la necesidad de hacer circular una solución o "reductor de viscosidad" y "de limpieza" separado en la zona de tratamiento, en donde tal solución o reductor de viscosidad de limpieza que no tiene propósito diferente a degradar el cierre en el paquete de sustentante. Aunque el cierre, formado por los métodos de la presente invención constituyen un cierre "auto-degradante", un operador no obstante puede elegir hacer circular una solución de limpieza separada a través del pozo de perforación y en la zona de tratamiento bajo ciertas circunstancias, tal como cuando el operador desea acelerar- lá velocidad de degradación del cierre en el paquete de sustentante. El material particulado de la presente invención puede ser suficientemente degradable con ácido para ser. removido '· por tal tratamiento.

La degradación puede ser un . resultado de, ínter alia, una reacción química o térmica o una reacción inducida por radiación. El material particulado degradable se selecciona de manera, preferente para degradar por lo menos un mecanismo seleccionado . del grupo que. consiste de: hidrólisis, hidratación seguida por dilución, disolución, descomposición o sublimación.

La elección del material degradable para el uso en el material particulado degradable puede depender, por lo menos en parte, en las condiciones del pozo, por ejemplo, temperatura del pozo de perforación. Por ejemplo, los lactósidos pueden ser adecuados para pozos de temperatura más baja, incluyendo aquellos dentro · del intervalo de aproximadamente 15.6°C (60°F) a aproximadamente 65.6°C (150°F), y polilactósidos pueden ser adecuados para temperaturas de . pozo de perforación por arriba de este intervalo. Las sales deshidratadas, también pueden ser adecuadas para pozos de temperatura más alta.

En general, la selección de un material particulado degradable y fluido de fracturamiento depende de una variedad de factores que incluyen: (1) la degradabilidad del material del material particulado; (2) el tamaño de partícula del material particulado; (3). el pH del fluido de fracturamiento si se basa en agua; (4) la temperatura de diseño; y (5) la carga del material particulado degradable en el fluido de fracturamiento . La etapa de diseñar o . determinar- una etapa de fracturamiento incluye de manera preferente seleccionar un material particulado degradable adecuado y fluido de fracturamiento para la etapa de fracturamiento .

En la elección del material degradable apropiado, los productos- de . degradación que: resultarán no se deben considerar. Por ejemplo, los productos de degradación no deben afectar adversamente otras operaciones o componentes en el pozo. Como ejemplo de esta consideración, un derivado de ácido bórico no se puede incluir como un material degradable en los fluidos de fracturamiento de la presente invención donde tales fluidos usan xantano como el viscosificante, debido, a que el ácido bórico y el xantano son generalmente incompatibles. Una persona de experiencia ordinaria en el campo, con el beneficio de esta descripción, será capaz de reconocer cuando los componentes, potenciales de los fluidos de fracturamiento' de la presente invención serían incompatibles o producirían productos de degradación que afectarían adversamente otras' operaciones o componentes.

Se entenderá que un material particulado puede incluir mezclas de dos o más compuestos degradables diferentes.

Polímeros Degradables En cuanto a los polímeros degradables, un polímero se considera que es "degradable" en este documento si la degradación es debido a, inter alia, proceso químico o radical tal como hidrólisis, oxidación,. degradación enzimática o radiación de UV. La degradabilidad de un polímero depende por lo menos en parte en su estructura de cadena principal. Por ejemplo,- la presencia de enlaces hidrolizables u oxidables en la cadena principal produce frecuentemente un material que se degradará como se describe en este documento. Las velocidades en las cuales tales polímeros se . degradan son dependientes en el tipo de unidad repetitiva, composición, secuencia, longitud, geometría molecular, peso ' molecular, morfología (por ejemplo, cristalinidad, tamaño de las esferulitas, y orientación) , hidrofilicidad, hidrofobicidad, área superficial y aditivos. También, el entorno en el cual el- polímero se somete puede afectar que tanto el. polímero- se degrada, por ejemplo, temperatura, presencia de . humedad, oxígeno, microorganismos, enzimas, pH y similares.

Algunos ejemplos de polímeros degradables se dan a conocer en la publicación de Patente de E.U.A. No. 2010/0267591, que tiene los inventores nombrados Bradley L . Todd y Trinidad Muñoz, que se incorpora en este documento a manera de referencia, dará a conocer algunas composiciones químicas adecuadas que se pueden dimensionar para materiales particulados para el uso' en los métodos de acuerdo con la presente invención. .

Los ejemplos, adecuados de polímeros degradables que se pueden usar de acuerdo con la presente invención incluyen pero no limitan a aquellos descritos en la publicación de Advances in Polymer Science, Vol. 157 titulada "Degradable Aliphatic Poliesters" editado por A.-C. Albertsson y la publicación "Biopolimers" Vols. 1-10, especialmente Vol. 3b, Poliester II: Properties and Chemical Synthesis and Vol. 4, Poliester III: Application and Commercial Products editado por Alexander Steinbuchel, Wiley-VCM.

. . Ejemplos . no · limitantes de los materiales degradables que se. pueden usar en conjunción con la presente invención incluyen, pero no se limitan a poliésteres aromáticos y poliésteres alifáticos. Tales poliésteres pueden ser lineales, de injerto,- ramificados, reticulados, de bloque, dendríticos, homopolímeros, aleatorios, de bloque, y poliésteres alifáticos , de estrella e híper-ramificados , etc.

Algunos polímeros adecuados incluyen poli (hidroxi-alcanoato) (PHA); ácidos poli (alfa-hidroxi ) tal como ácido poliláctico (PLA), ácido poliglicólico (PGA), polilactósido, y poliglicólido; poli (beta-hidroxi-alcanoatos ) tal como poli (beta-hidroxi-butirato) (???) y poli (beta-hidroxibutiratos-co-beta-h'idroxivalerato) (PHBV); poli(omega-hidroxi-alcanoatós) tal como poli (beta-propiolactona) (PPL) y poli ( s-caprolactona) (PCL) ; poli (alquilen-dicarboxilatos) tal como poli (etilen-succinato) (PES),' poli (butilen-succinato) (¦PBS) y' poli (butilen-succinato-co-butilen-adipato) ; polianhídridos tales como poli (anhídrido adípico) ; poli (ortoésteres ) ; policarbonatos . tal como poli ( trimetilen-carbonato) ; y poli (dioxepan-2-ona) ] ; poliésteres alifáticos; poli (lactósidos) ; poli (glicolidos) ; poli (e-caprolactonas ) ; poli (hidroxibutiratos) ; poli (anhídridos) ; policarbonatos alifáticos; poli (ortoésteres ) ; poli .(aminoácidos) ; poli (óxidos de etileno) ; y polifosfacenos . De estos polímeros adecuados, los poliésteres alifáticos y polianhídridos son preferidos. Los derivados de los materiales anteriores también pueden ser adecuados, en particular, derivados que se han agregado a grupos funcionales que pueden ayuda a controlar las velocidades de degradación.

Los poliésteres alifáticos se degradan químicamente, inter alia, por la escisión hidrolítica. La hidrólisis se puede catalizar " por ácidos, bases, enzimas, o soluciones de catalizador de sal de metal. Generalmente, durante la hidrólisis, los grupos terminales carboxílicos se forman durante la escisión de cadena, y esto puede aumentar la velocidad dé la hidrólisis adicional.. Este mecanismo es conocido en el campo como "auto-catálisis" y se cree que hace que las matrices de poliéster se erosionen mayormente. Los poliésteres alifáticos adecuados tienen la fórmula general de las unidades de repetición mostrada a continuación: Fórmula I donde n es un número entero arriba de 75 y de manera más preferente entre 75 y 10.000 y R se selecciona del grupo que consiste de hidrógeno, alquilo, arilo, al.quilarilo, acetilo, heteroátomos , y mezclas de los mismos.

De los poliésteres alifáticos adecuados, se prefiere el poli ( lactósido) . El poli ( lactósido) se . sintetiza ya sea de ácido láctico por una reacción de condensación o más comúnmente ..por una reacción de condensación o más comúnmente por la polimerización de' abertura de anillo de monómero de lactósido cíclico. Puesto que tanto el- ácido láctico como el lactósido pueden lograr la misma unidad de repetición, el término general poli (ácido láctico) como se usa en este documento se. refiere a la fórmula I sin ninguna limitación en cuando a como el polímero se fabricó tal como de lactósidos,. ácido láctico, u oligómeros, y sin referencia al grado de polimerización a nivel de plastificación .

El monómero de lactósido existe generalmente en tres formas diferentes: dos estereoisómeros L- y D-lactósido y D, L-lactósido racémicó (meso-lactósido) . Los . oligómeros de ácido láctico y oligómeros de lactósido se definen por la fórmula: Fórmula II donde m es un número entero 2 < m < 75. De manera preferente, m es un número entero y 2 < m < 10. Estos límites corresponden a pésos moleculares .promedio en número por abajo de aproximadamente 5,400 y abajo de aproximadamente 720, respectivamente. La quiralidad de las unidades de lactósido proporciona un medio para ajusfar, inter alia, las velocidades de degradación, así como las propiedades físicas y mecánicas. El poli (L-lactósido) , por ejemplo, es un polímero semi-cristalino con una velocidad de hidrólisis relativamente lenta. Esto podría ser deseable en aplicaciones de la presente invención donde una degradación más lenta del material degradable se desea. El .poli ( D, L-lactósido) puede ser. un polímero más. amorfo con una velocidad de hidrólisis más rápida resultante.' Esto puede ser. adecuado para otras aplicaciones donde puede ser apropiada una degradación más rápida. Los estereoisómeros de ácido láctico se pueden usar individualmente o combinar para ser usados de acuerdo con la presente invención. Adicionalmente , se pueden, copolimerizar con, por ejemplo, glicólido u otros monómeros similares a e-caprolaetona, 1 , 5-dioxepan-2-ona, carbonato de trietileno, u otros monómeros adecuados para obtener polímeros con diferentes propiedades. c tiempos de degradación. Adicionalmente, . los estereoisómeros de ácido láctico, se pueden modificar . para ser usados en la presente invención al, ínter alia, mezclar, copolimerizar o de otra manera combinar los estereoisómeros, combinar, copolimerizar o de otra manera mezclar poliiactósidos de peso molecular alto y bajo, o al combinar, copolimerizar o de otra manera mezclar un polilactósido con otro, poliéster o poliésteres. · Véase la publicación de solicitud de E.U.A. Nos. 2005/0205265 y 2006/0065397, incorporados en este documento a manera de referencia. Una persona experta en el campo reconocería la utilidad de los oligómeros de otros ácidos orgánicos que sean poliésteres .

Para los propósitos de formar un material particulado sólido adecuado, el polímero (u oligómero) debe tener por lo menos un grado suficiente de polimerización o nivel de plastificación para ser un sólido.

Las reacciones de policondensación, polimerizaciones de abertura de anillo, polimerizaciones radicales libres, polimerización an'iónicas, polimerizaciones carbocatiónicas, polimerizaciones de abertura de anillo coordinativa, y. cualquier otro proceso adecuado pueden preparar tales polímeros adecuados.

Compuestos Aniónicos Degradables que Pueden Enlazarse a un Metal Múltivalente ..' Ciertos compuestos aniónicos que se pueden enlazar a un metal múltivalente son degradables. De manera más preferente, el compuesto aniónico es capaz de enlazarse con cualquiera de lo siguiente: calcio, magnesio, hierro, plomo, bario, estroncio, titanio, zinc, y/o zirconio. Una persona experta en el campo reconocería que las condiciones apropiadas (tal como pH) pueden ser requeridas para que esto se lleve a cabo.

Ejemplos de compuestos aniónicos que se pueden enlazar con un', metal múltivalente incluyen químicos inhibidores de incrustaciones y químicos quelantes. Ejemplos de químicos inhibidores de incrustaciones y quelantes adecuados se dan a conocer en la solicitud de E.U.A. No. de Serie 12/512,232 presentada el 39 de Julio de 2009, titulada "Methods of Fluid Loss Control and Fluid Diversión in Subterranean Formations, " incorporada en este documento a manera de referencia.

En modalidades en las cuales el material particulado comprende un compuesto aniónico, el primer material particulado puede comprender un . inhibidor de incrustaciones. En general, los inhibidores de incrustaciones adecuadas para el uso en la presente invención puede ser cualquier inhibidor de incrustaciones en forma particulada que sea insoluble 'en. agua. Los inhibidores de incrustaciones adecuados incluyen generalmente, pero no limitan a, bis (hexametilen-triamina-penta (ácido metilen-fosfónico) ) ; dietilen-triamina-penta (ácido metilen-fosfónico ) ; etilen-diamina-tetra (ácido metilen-fosfónico) ; hexametilenediamin-etra (ácido metilene-fosfónico) ; ácido 1-hidroxi-etiliden-l , 1-difosfónico; ácido 2-hidroxifosfonocarboxilico; ácido 2-fosfonobutan-1, 2 , 4-tricarboxilico; ácido fosfino carboxílico; diglicol-amina-fosfonato; aminotris (ácido metanofosfónico.) ; metilen-fosfoiatos ; ácidos fosfónico; ácidos aminoalquilen-fosfónicos; ácidos . aminoalquil-fosfónicos ; polifosfatos, sales de los mismos (tales como pero no limitados a: sodio, potasio, calcio, magnesio, amonio) ; y combinaciones de los mimos. Como un beneficio, adicionado, estos tipos de materiales particulados tienen propiedades inhibidoras de incrustaciones, en donde el material particulado libera el inhibidor de incrustaciones a través del tiempo.

En modalidades en las cuales el material particulado comprende un agente quelante, el agente quelante puede ser insoluble en agua. Los agentes quelantes útiles en la presente invención pueden ser cualquier agente quelante adecuado en forma particulada que sea insoluble en agua. Los agentes quelantes adecuados incluyen generalmente, peo no limitado, las formas ácidas de lo siguiente: ácido etilendiaminetetraacético (EDTA) , ácido hidroxietil-etilendiamin-triacético (HEDTA) , ácido nitrilotriacético (ÑTA) ., ácido dietilen-triamin-peritaacético (DTPA) , ácido glutámico-ácido diacético (GLDA) , ácido glucoheptónico (CSA) . ácido propilen-diamin-tetraacético (PDTA) , ácido etilenediamindisuccinico (EDDS) , diethanolglicina (DEG), etanoldiglicina (E.DG) , glucoheptonato, . ácido cítrico, ácido málico, fosfatos, aminas, citratos, derivados de los mismos, y combinaciones de los mismos. Otros agentes quelantes adecuados pueden incluir las formas ácidas de agentes quelantes clasificados como polifosfatos (tal como tripolifosfato de sodio y ácido hexametaposfórico) , ácidos aminocarboxilicos (tal como N-dihidroxietiigíiciná) , aminopolicarboxilatos, 1, 3-dicetonas (tal como acetilacetona, trifluoroacetilacetona, y tenoiltrifluoroacetona ) , ácidos hidroxicarboxílicos (tal como ácido tartárico, ácido glucónico y ácido 5-sulfosalicílico) , . poliaminas (tal como . etilendiamina, detilentriamina, treitilenetetramina, y triaminotrietilamina ) , aminoalcoholes (tal como trietanolamina, N-hidroxietiletilendiamina) , bases heterocíclicias aromáticas (tal como dipiridilo y o-fenantrolina ) , fenoles (tal como salicilaldehído, disulfopirocatecol , y ácido cromotrópico) , aminofenoles (tal como oxina · y 8-hidroxiquinolina) , oximas (tal como ácido oxinosulfónico, dimetilglioxima, y salicilaldoxima ) , bases de Schiff (tal como 1 , 2-propilendiimina de disaliclaldehido) , tetrapirroles (tal como tetrafenilporfina y ftalocianina) , compuestos de azufre (tal como toluenditiol, dimercaptopropanol, ácido tioglicólico, xaritato de etilo de- potasio, dietilditiocarbamato de sodio, ditizoria, ácido ditiofosfórico, y tiourea)., compuestos macrólicos sintéticos (tal como dibenzo- [ 18 -corona- 6 , y hexametil- [ 1 ] - , 11 dienoN4 (2.2.2-criptato) , polímeros (tal como polietoenoiminas, polimetacriloilacetona,. poli (p-ácido vinilbenciliminodiacético) , ácidos fosfónicos (tal como ácido nitrilotrimetilenfosfónico, etilenediamintetra (ácido metilenfosfónico) y ácido hidroxiehtilidendifosfónico) , derivados de los mismos y combinaciones de los mismos.

En general, los materiales particulados que comprenden un inhibi.dor de incrustación o un agente quelante adecuados para el uso en la presente invención son insolubles en agua, pero son sustancialmente solubles cuando se ponen en contacto con un agente' solubilizánte . Por lo tanto, una vez que la operación de tratamiento del fracturamiento se ha completado, un agente solubilizánte se introduce en el pozo de perforación (o. puede estar y a presente en la formación subterránea), mediante lo cual el material particulado que comprende un inhibidor de incrustación o un agente quelante se disuelve. El agente solubilizánte puede tener el efecto de provocar que el. material particulado que comprende un inhibidor de incrustaciones o un agente quelante forme su ácido libre, se disuelva-, se hidrolice en solución, para formar su sal,. para cambiar . las . sales, etc=. , - y en consecuencia se vuelve soluble. Después de un tiempo elegido, el fluido de fracturamiento se puede recuperar a través del pozo de perforación que penetra la formación subterránea.

Los agentes solubilizantes adecuados incluyen sales, incluyendo sales de amonio, o fluidos acuosos que contienen una sal o que tienen un pH diferente que el fluido de fracturamiento, tal como salmuera, fluidos' de formación (por ejemplo, agua de formación producida, agua de carga regresadas, etc .), fluidos ácidos y ácido agotado. El tipo de agente solubilizante usado depende generalmente en el tipo de material particulado que se solubiliza. Por ejemplo, los agentes solubilizantes que comprenden fluidos ácidos pueden ser adecuados para, el uso con inhibidores de incrustaciones poliméricos. Una persona de experiencia ordinaria en el campo con el beneficio de esta descripción será capaz de seleccionar un agente solubilizante apropiado con base en el tipo de inhibidor de incrustaciones o agente quelante usado..

El fluido de fracturamien'to puede comprender opcionalmente un compuesto generador de ácido. Ejemplos de compuestos generadores de ácido que pueden ser adecuados para el uso en la presente invención incluyen, pero no se limitan a, ésteres, poliésteres alifáticos, ortoésteres, que también pueden ser conocidos como ortoéteres, poli(orto-éteres) , poli ( lactósidos ) , poli (glicólidos)., poli (e-caprolactonas) , poli (hidroxibutiratos ) , poli (anhídridos ) , o copolímeros de los mismos. Los derivados y combinaciones también pueden ser adecuados. El término . "copolímero" como se usa en este documento no se limita la combinación de dos polímeros, pero incluye cualquier combinación de polímeros, por ejemplo, terpolímeros . Otros compuestos generadores de ácido adecuados incluyen: ésteres que incluyen, pero no se limitan a, monoformiato de etilenglicol, diformiato de etilenglicol, diformiato de dietilenglicol, monoformiato de glicerilo, diformiato de glicerilo, triformiato de glicerilo, diformiato de trietilenglicol y esteres de formiato de pentaeritritol . Otros materiales adecuados se pueden dar a conocer en la Patente de E.U.A. Nos. 6,877,563 y 7,021,383, las descripciones de las cuales se incorporan a manera de referencia .

Los materiales particulados que comprenden un inhibidor de incrustación o un agente quelante adecuados para el uso en la presente invención pueden ser por lo menos parcialmente recubiertos o encapsulados con materiales encapsulantes solubles lentamente en agua u otros similares. Tales materiales son bien conocidos por aquellas personas expertas en el campo. Ejemplos de materiales encapsulantes solubles en agua y otros similares .-que se. pueden usar incluyen, pero no se limitan a, materiales sólidos porosos tales como sílice precipitada, elastómeros, cloruro de polivinilideno ( PVDC) , nylon, ceras, poliuretanos, acrílicos hidrolizados parcialmente reticulados., y similares.

Los compuestos aniónicos degradables que se pueden enlazar a un metal multivalente que tienen ventajas sobre otras químicas potenciales son su capacidad de proporcionar una función secundaria tal como control de incrustaciones o hierro. Esto también puede proporcionar una ventaja económica.

Materiales Sólidos que se Degradan por Sublimación Los ejemplos · adecuados de materiales degradables que se pueden usar, de acuerdo con la presente invención incluyen pero no se limitan a aquellos que se. subliman bajo la temperatura de diseño o finalmente bajo la temperatura estática de fondo ("BHST.") de la zona de tratamiento.

Un ejemplo de un sólido adecuado es un. compuesto orgánico azo . sólido que' tiene un componente azo y un componente metilénico y se caracteriza por tener un punto de fusión de por lo menos 167°C (332.6°F), un grado de solubilidad n agua en una temperatura de aproximadamente 93.3°C (200°F) á aproximadamente 218.3°C (425°F) y . una presión de 600 libras por pulgadas cuadrada (p.s.i, 4140 kPa) de menor que aproximadamente 9.1 kg (20 libras) del compuesto en 3.8 m3 (1,000 galones) de agua, un grado de solubilidad en queroseno a una temperatura de aproximadamente 93.3°C (200°F) a aproximadamente 218.3°C (425°F) y una presión de 600 p.s.i. (4140 kPa) de por lo menos 0.91 kg (2 libras) del compuesto en 3.8 m3 (1, 000 galones) de queroseno, y una velocidad de sublimación en una temperatura de aproximadamente 121.1°C (250°F) . a aproximadamente 218.3°C (425°F) o . de aproximadamente. .1. por' ciento en peso del compuesto en 24 horas a aproximadamente 100 por ciento en peso del compuesto en 12 horas.

Los ejemplos de compuestos azos sólidos adecuados que tienen un componente azo y un componente metilénico tal como los compuestos conocidos como Hansa Yellow G and Fast Yellow 4RLF. El Hansa Yellow G se puede fabricar al acoplar ortonitroparatoluidino y acetoacetanilido . Los métodos de su preparación son bien conocidos y se . dan a conocer en la Patente de E.U.A, No, 2,410,219. La preparación del tinte Fast Yellow 4RLF es bien conocida - y se da a conocer en la Patente de E.U.A. No. 2,410,219. La descripción adicional se proporciona en la Patente de E.U.A. No. 4,527,628. Las Patentes de E.U.A. Nos . 2,410,219 y 4,527,628 se incorpora a manera de referencia.

Los materiales sólidos que se degradan por sublimación tienen una ventaja técnica en que no es necesaria una fase acuosa para sü degradación.

Compuestos.. Deshidratados Degradables Los compuestos deshidratados se pueden usar de acuerdo con la presente invención como un material degradable. Como se usa - en este documento, un compuesto deshidratado significa un compuesto que es anhidro o de un estado de hidratación inferior, pero reacciona químicamente con agua para formar uno o más estados hidratados donde el estado hidratado es más soluble que el estado deshidratado o hidratado inferior-.

Un compuesto deshidratado es adecuado para el uso en la presente invención si se degradará a través del tiempo conforme se hidrata. Por ejemplo, un material de borato anhidro sólido particulado, que se degrada a través del tiempo puede, ser adecuado. Ejemplos específicos de materiales de borato anhidros sólidos particulados que se pueden usar incluyen pero no se limitan a tetraborato de sodio anhidro (también conocido como bórax anhidro), y ácido bórico anhidro. Estos materiales de borato anhidro son únicamente ligeramente solubles en agua. Sin embargo, con el tiempo y calor en un entorno subterráneo, los materiales de borato anhidro reaccionan con el fluido acuoso circundante y se hidratan. Los materiales de borato hidratados resultantes son ¦ sust.ancialmente solubles en agua como es comparado con los materiales de borato anhidro y como resultado se degradan en el fluido acuoso. En algunos casos, el tiempo total requerido para que los materiales de borato anhidro se degraden en un fluido acuoso está en el intervalo de aproximadamente 8 horas a aproximadamente 72 horas dependiendo de la temperatura de la zona de tratamiento, en la cual se colocan.

Los ejemplos de compuestos de boro adecuados incluyen en la solicitud de Patente de E.U.A. No. de Serie 12/957,522, presentada el primer de Diciembre de 2010, titulada "Methods of Providing Fluid Loss Control or Diversión, " incorporada en este · documento a manera de referencia. Un material de borato relativamente insoluble ("RIBM") se degrada o se' disuelve en presencia de un fluido acuoso en contacto con el mismo y, ..una vez removido, el movimiento libre de los fluidos dentro de la formación se permiten nuevamente.

Los RIBM's adecuados para el uso en la presente invención incluyen, pero no se limitan a, materiales de borato lentamente solubles, sólidos, tales como tetraborato de sodio (también conocido como bórax anhidro) monohidrato de tetraborato de sodio, y ácido bórico anhidro (también conocido como óxido bórico) . Sin que se limite por la teoría, se cree que estos materiales de borato son solo ligeramente solubles en agua; sin embargo, con el tiempo y calor en la zona subterránea, . los . materiales de borato reaccionan con el fluido acuoso circundante y se hidratan. Los materiales de borato hidratados resultantes son ' sumamente solubles en agua como es comparado con los materiales de borato anhidro y como resultado se pueden disolver en un fluido acuoso. El tiempo total requerido para que los materiales de borato anhidro se degraden y se disuelven en un fluido acuoso está en el intervalo de aproximadamente ocho horas a aproximadamente setenta y dos horas dependiendo de la temperatura de la zona subterránea en la cual se colocan. Una persona experta en el comparo reconocería que algunos . hidratos, tal como monohidrato de tetraborato de sodio, son relativamente insolubles comparados con sus contrapartes que se hidratan a un . mayor grado.

El RIBM se degrada a través del tiempo cuando está en contacto con un fluido acuoso y se convierte a la forma hidratada del material de borato. El fluido de tratamiento mismo puede ser acuoso, o el RIBM puede entrar en contacto con el agua después de que se coloca en la formación subterránea. El RIBM se disuelve en un fluido acuoso, eliminando en consecuencia la necesidad de poner en contacto la zona subterránea de los fluidos de limpieza para remover el material y restaurar la permeabilidad. Otra ventaja de los materiales particulados de material de borato relativamente insolubles usados en la presente invención es que los puntos de fusión de los materiales son altos, es decir, 741.7°C (1367°F) para tetraborato de sodio anhidro y 448.9°C (840°F) para óxido bórico anhidro, como resultado, los materiales no se ablandan fácilmente y son adecuados para el uso en zonas subterráneas de temperatura alta.

La selección de un RIB y fluido de tratamiento para un uso deseado depende de número de factores que ¦incluyen (1) la solubilidad del RIBM elegido, (2) el tamaño de partícula del RIBM, (3) el pH del fluido de tratamiento, (4) la temperatura de diseño, y (5) la. carga del RIBM en el fluido de tratamiento.

La solubilidad del RIBM se puede afectar por el pH del fluido de tratamiento, por la temperatura de diseño, y por la selección del RIBM mismo. A manera de ejemplo, para niveles de pH de entre aproximadamente 8 y 12, el pH más alto incrementa la solubilidad de un RIBM de ácido bórico anhidro mientras que se disminuye el pH se incrementa la solubilidad de un RIBM de bórax anhidro. Se puede controlar la solubilidad del RIBM tal que la disolución completa del RIBM en la temperatura de diseño toma más de dos horas, y en algunos casos más prolongado que una semana. La solubilidad del RIBM se puede , controlar tal que el 50% de disolución del RIBM en la temperatura de diseño toma por lo menos dos horas. La solubilidad del RIBM se puede controlar tal que el 50% de disolución del RIBM en la temperatura de diseño toma por lo menos veinticuatro , horas .

Para permitir la solubilidad relativamente baja, los fluidos de tratamiento de la presente invención son de manera preferente de pH neutro o bajo, por lo menos inicialmente .

Material Particulado Líquido Deqradable en el Fluido de Fracturamiento para Reducir el Flujo a Través de un Paquete de Sustentante Un material particulado líquido insoluble que es degradable se puede incluir en el' fluido de fracturamiento para ayudar a incrementar la complejidad de la fractura. El material particulado líquido insoluble se puede usar para formar una emulsión, mediante lo cual la viscosidad aparente del fluido de fracturamiento se incrementa. Esto reduce la permeabilidad del paquete de sustentante al fluido de fracturamiento, que sé puede usar para ayudar a reducir el flujo del fluido de fracturamiento. a través del paquete de sustentante, incrementado en consecuencia el fluido de fracturamiento. Los métodos para usar un material particulado sólido insoluble. pueden ser particularmente efectivos cuando se¦ combinan con el método para usar un material particulado líquido insoluble.

Los líquidos degradables adecuados incluyen compuestos generadores de ácido. Ejemplos de compuestos generadores de ácido que dependen del peso molecular y otras propiedades químicas pueden estar en un estado líquido incluyen ésteres; orto-éteres (que pueden referirse como orto-ésteres) ; poli (orto-éteres ) . Poliésteres alifáticos; lactósidos, . poli ( lactósidos ) ; glicólidos; poli (glicólidos ) ; lactonas; poli ( . epsilon. -caprolactonas) ; poli (hidroxibutiratos ) ; anhídridos; poli (anhídridos) ; y poli (aminoácidos) también pueden ser adecuados y se disuelven en un solvente apropiado que no . impacte negativamente la formación subterránea en la cual se usa (por ejemplo, que no creen un obstáculo de limpieza adicional) . Tales compuestos se. describen en la Patente de E.U.A., No. 7,686,080, que se incorpora en este documento a manera de referencia.

Los compuestos deshidratados degradables ¦ tienen varias propiedades ventajosas. Primero, tienen un impacto mínimo en el pH .. Segundo, algunos también se hinchan y esto puede proporcionar un control adicional del flujo de fluido. Finalmente, se degradan típicamente más rápido que los polímeros degradables.

Etapa para Permitir o Provocar, que el Material Particulado se Degrade Después de la etapa de introducir un fluido de fracturamiento que comprende el primer material particulado sólido, los métodos incluyen una etapa para permitir o provocar que. el primer material particulado sólido se degrade. Si un . segundo material particulado que sea degradable se usa, los métodos incluyen de manera preferente una etapa para permitir o provocar que el segundo material particulado se degrade. El primero y segundo materiales particulados pueden ser los mismos o diferentes, y se pueden degradar en las mismas o diferentes velocidades. Como se plantea en lo anterior, esto se presenta de manera preferente con el tiempo bajo las condiciones en la zona del fluido subterráneo. Se contempla, sin embargo, que el tratamiento de limpieza, se.' odría, introducir en la zona para ayudar a degradar el material degradable del primer material particulado sólido.

Etapa Adicional de Supervisión Cualquiera de los métodos de acuerdo con la invención incluye, de manera preferente además una' etapa para supervisar la presión de la boca del pozo para ayudar a determinar el extremo actual de la etapa de fracturamiento . El extremo de la tapa de fracturamiento es el extremo de bombeo en la zona de tratamiento, . que puede ser. debido al taponamiento ' en . o cerca del pozo de perforación u otra desviación mecánica o química del fluido a una, zona de tratamiento diferente.

Los métodos incluyen de manera mas preferente además una etapa para supervisar la presión en el pozo de perforación a lo. largo de la zona dé tratamiento .

Los métodos incluyen de manera más preferente además una etapa para determinar la actividad microsismica cerca de la zona para confirmar un incremento en la complejidad de la fractura en la zona de tratamiento.

Se usan datos, sísmicos en muchos campos científicos para supervisar eventos subterráneos en las formaciones de roca subterráneas.. A fin de investigar estos eventos subterráneos, se detectan y se supervisan microtemblores, también . conocidos como microsismos. Como los temblores, los microsismos emitan ondas elásticas de compresión ("ondas p") y de esfuerzo cortante ("ondas s") , pero se presentan en frecuencias mucho más altas que aquellos de los temblores y generalmente se encuentran dentro del intervalo de frecuencia acústica de 200 Hz más de 2000 Hz. Las técnicas de análisis microsísmico estándar localizan las fuentes de la actividad microsismica provocada por la inyección de fluido o el fracturamiento hidráulico.

La detección ' microsismica se usa¦ frecuentemente en conjunción con el fracturamiento hidráulico o técnicas de inundación con agua para mapear las fracturas creadas. Una fractura hidráulica induce un incremento en la tensión de la formación proporcional a la presión de fracturamiento neta así como un incremento en la presión del poro debido a la fuga de fluido de fracturamiento.. Los grandes esfuerzos de tensión se forman por delante dé la punta de la · grieta, lo cual crea grandes cantidades de esfuerzos cortantes. Ambos mecanismos, incremento de la presión del poro e incremento del esfuerzo de formación, afectan estabilidad de los planos de debilidad (tales como fracturas naturales y planos de lecho) que circunda la fractura .hidráulica y provocan que se sometan a un deslizamiento de esfuerzo cortante. Son estos deslizamientos, de esfuerzo cortante que son análogos a pequeños temblores a lo largo de las fallas.

Los microsismos se detectan con múltiples receptores (transductores) desarrollados en un arreglo de linea de acero en uno o más de los pozos de perforación compensados. Con los. receptores desarrollados en varios pozos, las ubicaciones de microsismos se pueden triangular como se hace en la detección del temblor. La triangulación se logra al determinar los tiempos de llegada de varias ondas p y s, y usando velocidades de formación para encontrar la ubicación mejor ¦ ajustada de los microsismos.. Sin embargo, múltiples pozos compensados no están usualmente disponibles. Con solo un pozo de observación compensado cercano, un arreglo vertical, de múltiples niveles de receptores se usa para localizar los microsismos. Los datos entonces se transfieren a la superficie para procesamiento subsecuente para producir un mapa de la geometría de red de fracturas hidráulicas.

Etapa Adicional para Repetir, el Método en Otra , Zona de Tratamiento Los métodos de acuerdo con la invención tienen aplicación en fracturamiento de múltiples etapas de una formación subterránea que tiene una permeabilidad ultra baja. De manera preferente, un método de acuerdo con la invención incluye además repetir las etapas para otra zona de tratamiento de la formación subterránea: (a) designar una etapa de fracturamiento para una zona de tratamiento de la formación subterránea; y (b) llevar a cabo la etapa de fracturamiento como se diseña.

Etapa Adicional para Producir Hidrocarburos de la Formación Subterránea De manera preferente, los métodos de acuerdo con la invención además incluyen la etapa de producir hidrocarburos de la formación subterránea.

Por lo tanto, la presente invención está adaptada para lograr los fines y ventajas mencionados asi como aquéllos que son inherentes en la misma. Las modalidades particulares dadas, a conocer en lo anterior son ilustrativas únicamente, ya que . la presente invención se puede modificar y practicar en maneras diferentes pero equivalentes , evidentes para aquellas personas expertas en el campo que tienen el beneficio de las enseñanzas . en este documento. Adicionalmente, no se proponen limitaciones a los detalles de construcción o diseño en la misma mostrados, diferentes como se describe en las reivindicaciones posteriores. Es, por lo tanto, evidente que las modalidades ilustrativas particulares dada a conocer en lo anterior se pueden alterar o modificar y todas tales variaciones son consideradas dentro del alcance de la presente invención. Aunque las composiciones y métodos de describen en términos de "que comprende", "que contiene" o "que incluye" varios componentes o etapas, las composiciones y métodos también pueden "consistir esencialmente de" o "consisten de" los diversos componentes y etapas. Siempre que se da a conocer un intervalo numérico con un limite inferior y un limite superior, cualquier número y cualquier intervalo incluido que se encuentra dentro del intervalo se da a conocer específicamente. En particular, cada intervalo de valores (de la forma, "de aproximadamente a aproximadamente a, a aproximadamente b", o, equivalentemente, "de aproximadamente a a b", o, . equivalentemente,' "de aproximadamente a á b") dado a conocer en este documento se entenderá que se expone- cada número o intervalo abarcado dentro del intervalo más amplio de valores. También, · los términos en las reivindicaciones tienen su plan, significado ordinario a menos que se defina explícita y claramente de otra manera por el título de la patente. Por otra parte, los artículos indefinidos "un" o "una", como se usan en las reivindicaciones, se definen en este documento para proponer uno o -.más de uno del elemento que se introduce. Si hay cualquier conflicto en los usos de una palabra o término en esta especificación y una o más patente (s) u otros documentos que se pueden incorporar en este documento a manera de referencia, se deben adoptar las definiciones que son consistentes con esta especificación. .

Claims (30)

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN Habiendo descrito la presente invención, se considera como novedad, y por lo tanto se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes: REIVINDICACIONES

1. Un método para incrementar la comple idad de la fractura en una zona de tratamiento de una formación subterránea, en donde la formación subterránea se distingue por tener una permeabilidad de la matriz menor que 1.0 microDarcy (9.869233 xlCT19 m2) , el método caracterizado porque comprende la etapa de: bombear uno o más fluidos de fracturamiento en una región de campo, lejano de una zona de tratamiento de la formación subterránea en una velocidad y presión por arriba de ; la presión de.f actura.de la zona de tratamiento, en donde un primer fluido de fracturamiento del uno o más fluidos de f acturamiento comprende un primer material particulado sólido, . y en donde: (a) el primer material .particulado sólido .comprende un primer intervalo de tamaño de partícula efectivo para cerrar las gargantas de poro de un paquete de sustentante previamente formado o que se va a formar en la región de campo le ano de la zona de tratamiento; (b) el primer material particulado sólido está en una cantidad insuficiente en el . primer fluido de fracturamiento ' para incrementar la. fracción de volumen empacada de cualquier región del paquete de sustentante a mayor que 73%; y (c) el primer material particulado sólido comprende un material degradable.

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el material degradable es un polímero degradable, un compuesto aniónico que se. puede enlazar con un ión de metal multivalente o un compuesto deshidratado.

3. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el polímero degradable tiene enlaces hidrolizables u oxidables en la cadena principal.

4. El método de conformidad con la reivindicación 2 o 3, caracterizado porque el polímero degradable se selecciona del grupo que consiste- de: · poli (hidroxi-alcanoato) ; ácidos de poli (alfa-hidroxi ) ; poli' (beta-hidroxi-alcanoatos); poli ( omega-hidroxi-alcanoatos ) ; poli (alquilen-dicarboxilatos ) ; polianhídridos ; poli (ortoésteres ) ; policarbonatos; poli (dioxepan-2-ona) ;. poliésteres alifáticos; poli ( lactósidos ) ; .. poli (glicólidos ) ; poli (e-caprolactonas ) ; poli (hidroxibutiratos) ; poli (anhídridos) ; policarbonatos alifáticos; poli (ortoésteres) ; poli (aminoácidos) ; poli (óxidos de etileno) ; y polifosfacenos .

5. El método de conformidad con la réivindicación 2, caracterizado porque el compuesto, ániónico. degradable comprende un inhibidor de' incrustaciones insoluble en agua, un agente quelante insoluble en agua y cualquiera combinación de los mismos.

6. El método de conformidad con la reivindicación 2 o 5, caracterizado porque el compuesto aniónico degradable comprende un químico seleccionado del grupo que consiste' de: bis (hexametilen-triamina-penta (ácido metilen-fosfónico) ) ; dietilen-triamina-penta- (ácido metilen-fosfónico) ; etilen-diamina-tetra- (ácido metilen-fosfónico) ; hexametilenediamina-tetra(ácido metilen-fosfónico) ácido 1-hidroxi-etiliden-l , 1-difosfónico; ácido 2-hidroxifosfonocarboxílico; ácido 2-fosfonobutan-1, 2, -tricarboxílico; ácido fosfino-carboxílico; diglicol-amina-fosfonato; . aminotris (ácido metanofosfónico) ; métilen-fosfonatos; ácidos fosfónicos; ácidos aminoalquilen-fosfónicos; ácidos aminoalquil-fosfónicos ; · polifosfatos, sales de los mismos; y combinaciones de los mismos.

7. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el compuesto deshidratado es un material de borato relativamente insoluble.

8. El método de conformidad con la reivindicación 2 7, caracterizado porque el material de borato relativamente insoluole se selecciona del grupo qué consiste de tetraborato de sodio anhidro, monohidrato de tetraborato de sodio, ácido bórico anhidro y combinaciones de los mismos.

9. El método de conformidad con la reivindicación 2, 3 o 4, caracterizado, porque el polímero degradable se selecciona del grupo que consiste de poliésteres y polianhídrido .

10. El método de conformidad con la reivindicación 2, 3 o 4, caracterizado porque el polímero degradable comprende un poli (lactósido) .

11. El método de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado, porque uno o más de los fluidos de fracturamiento comprende el sustentante para formar el paquete de sustentante.'

12. El método- de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque el paquete de sustentante se forma previamente en la zona de tratamiento antes de la etapa de fracturamiento .

1.3. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 11, caracterizado porque el paquete de sustentante se va a formar en la zona de tratamiento durante la etapa de fracturamiento .

14. El ¦· método de conformidad con ; cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque el primer intervalo de tamaño de partícula tiene un extremo superior que es menor que o igual a aproximadamente 1/6 del tamaño mediano del sustentante.

15. El método de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque el primer intervalo de tamaño dé partícula tiene un extremo inferior que es mayor que o igual a aproximadamente 1/13 del tamaño mediano de partícula del sustentante.

16. El método de conformidad con cualquier reivindicación . anterior, caracterizado porque además comprende la etapa de: después de bombear el uno o más fluidos de fraeturamiento en la zona de tratamiento, permitir o provocar que el primer material particulado sólido se degrade.

17. El método de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque además comprende: determinar la actividad -microsísmica. para confirmar un incremento en la complejidad de la fractura en la zona de tratamiento.

18. El método de' conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque el material degradable del primer material particulado sólido comprende un químico seleccionado del grupo que consiste de las formas ácidas de lo siguiente: ácido etilenediaminatetraacético (EDTA) , ácido hidroxietil-etilenediamin-triacético (HEDTA) , ácido nitrilotriacéticó (NTA) , ácido dietilen-triamin-penta-acético (DT.PA), ácido glutámico-ácido diacético (GLDA) , ácido glucoheptónico (CSA) , ácido propilen-diamin-tetraacético (PDTA), ácido etilenediamindisuccínico (EDDS) , dietanolglicina (DEG) , etanoldiglicina (EDG) , glucoheptonato, ácido cítrico, ácido -mélico, fosfatos, aminas, ' citratos, polifosfatos, ácidos aminocarboxílieos , aminopolicarboxilatos, 1 , 3-dicetonas , ácidos hidroxicarboxílicos, poliaminas, aminoalcoholes, bases heterocíclicas aromáticas, fenoles, aminofenoles , oximas, bases de Schiff, tetrapirroles, compuestos, de azufre, compuestos macrocíclicos sintéticos, polietoneiminas , polimetacriloilacetona,. poli (ácido p-vinilbenciliminodiacético, ácidos fosfónicos, . derivados de los mismos, y combinaciones de los mismos.

19. El . método de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque el primer material particulado sólido está en por lo menos una cantidad suficiente en el primer fluido de fracturamiento para reducir la permeabilidad de por lo menos una región del paquete de sustentante por lo .menos 50%.

20. El método de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque además comprende repetir la etapa de bombeo en otra zona de tratamiento de la formación subterránea.

21.. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el método comprende la etapa de: bombear dos o más fluidos de firacturamiento en la zona de tratamiento en una velocidad y presión por arriba de la presión de fractura de la zona de tratamiento para un volumen del bombeo total mayor que dos volúmenes de pozo de perforación, en donde: (a) un primer fluido de iracturamiento de los dos o más fluidos de fracturamiento se bombea en la zona de tratamiento por lo menos antes de los últimos dos volúmenes de pozo de perforación, de volumen de bombeo total, en donde el primer fluido de iracturamiento comprende un sustentante, en donde el primer fluido de fracturamiento no incluye un primer material particulado sólido; y (b) un segundo fluido de iracturamiento de los dos o más fluidos de fracturamientó se bombea en la zona de tratamiento después de que el primer fluido de iracturamiento se bombee en la zona de tratamiento pero por lo menos antes de los últimos dos volúmenes del pozo de perforación del volumen de bombeo total, en donde el segundo fluido de fracturamiento comprende el primer material particulado sólido; en donde el- primer material .particulado sólido comprende un primer intervalo de tamaño de partícula efectivo para cerrar las gargantas de poro . de un paquete de sustentante formado en la zona de tratamiento por el sustentante del primer fluido de fracturamiento, y en donde el primer material particulado sólido comprende un material degradable que es un polímero degradable, un compuesto anió'nico que se puede enlazar con un ión de metal multivalente o un compuesto deshidratado.

22. El método de conformidad con la reivindicación 21, caracterizado porque el segundo, fluido de fracturamiento comprende el sustentante.

23. El método de conformidad con la reivindicación 7 o 8, caracterizado porque' el pH del primer fluido de fracturamiento es neutro o inferior.

24. El método de conformidad con la reivindicación 7, 8 o 23, caracterizado porque el tiempo total requerido para que los materiales de borato, anhidro se degraden y se disuelvan en un fluido acuoso- está ' en el intervalo de aproximadamente ocho, horas a aproximadamente setenta y dos horas bajo una temperatura de diseño para la zona subterránea.

25.. El método de conformidad con la reivindicación 7, 8, 23 o 24, caracterizado porque la solubilidad del material de borato relativamente insoluole se controla tal que 50% de la disolución del material de borato .relativamente insoluble en la temperatura de diseño toma por lo menos dos horas.

26. El método de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque el primer fluido de fracturámiento tiene una viscosidad en el intervalo de aproximadamente 0.7 cP (0.0007 Pas) a aproximadamente 10 cP (0,01 Pas) .

27.. El método de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado ¦ porque el primer material particulado sólido comprende un segundo intervalo de tamaño de partícula efectivo para cerrar las gargantas de poro del primer material particulado sólido.

28. El método de. conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque el primer •fluido de fracturámiento comprende un segundo material particulado sólido, en donde el segundo material particulado sólido tiene un segundo intervalo de tamaño de partícula efectivo para cerrar las gargantas de poro del primer material particulado sólido.

29. El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado porque el segundo, material particulado sólido, es degradabie.

30. El método de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque además comprende la etapa de: después de bombear el uno o más fluidos de fracturamiento en la zona de tratamiento, permitir o provocar que el primer material particulado .sólido se degrade .