MX2014009065A - Un metodo de incremento de eficiencia en la operacion de fracturacion hidraulica. - Google Patents
Un metodo de incremento de eficiencia en la operacion de fracturacion hidraulica.Info
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Abstract
Las zonas múltiples de una formación subterránea penetradas por un pozo terminado multizona pueden fracturarse bombeando en una o más zonas una solución de acidificación a, o arriba de, la presión de fractura de la formación subterránea. Después de que las fracturas son creadas o mejoradas en la formación, un fluido de desplazamiento se bombea en la formación para avanzar más lejos la solución de acidificación en las fracturas.
Description
UN MÉTODO DE INCREMENTO DE EFICIENCIA EN LA OPERACIÓN DE
FRACTURACION HIDRÁULICA
CAMPO DE LA INVENCIÓN
La invención se relaciona a un método de incremento de la eficiencia operativa de un tratamiento de fracturacion hidráulica de una formación subterránea multizona bombeando en la formación una solución de acidificación para crear o mejorar la geometría dé fractura en la formación.
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN
La fracturacion es un método de estimulación común para incrementar la introducción de hidrocarburos de las formaciones subterráneas penetradas por un pozo de aceite, gas o geotérmico y es particularmente idónea en la producción de fluidos y gas natural de las formaciones de permeabilidad baja. Típicamente en la fracturacion hidráulica, un fluido de fracturacion que contiene un apuntalante, se inyecta en el pozo a una presión qué es suficiente para crear o agrandar fracturas dentro de la formación subterránea. El apuntalante mantiene la fractura abierta durante la recuperación de hidrocarburos de la formación fracturada.
Típicamente, la formación subterránea tiene una pluralidad de distintas zonas de producción de interés.
Durante la producción' de fluidos del pozo, usualmente es deseable establecer comunicación con únicamente las zonas de interés de manera que los tratamientos de estimulación no fluyen de forma inadvertida en una zona no productiva o una zona de interés desvanecido, las estimulación selectiva se vuelve pronunciada a medida que la vida del pozo declina y la productividad del pozo disminuye.
Con las formaciones subterráneas que tienen múltiples zonas de producción de interés, la tubería de revestimiento en una zona de interés, después de ser perforada y estimulada, debe aislarse hidráulicamente antes de que otra zona de interés pueda explotarse. El aislamiento de las zonas frecuentemente consiste de insertar un tapón mecánico debajo de la zona de interés. El tapón hidráulicamente aisla esa porción del pozo de una porción inferior (o el resto) del pozo. El asilamiento de la zona inferior asegura que el fluido de fracturación bombeado en el pozo sea dirigido a la zona de interés.
Típicamente, el crecimiento de fractura procede en aquellas áreas de la formación que exhiben la menor cantidad de resistencia. Ya que la fractura se extiende a través de la formación, no es raro que la fractura se alinee mal de su orientación original, esto es, la orientación creada cuando la fractura se inicia.
La tortuosidad cercana al pozo de perforación es el resultado de la geometría compleja de la fractura inmediatamente rodeando el pozo de perforación y puede ser causada por varios factores incluyendo (a) mala alineación del pozo de perforación o perforaciones con el plano de fractura preferido lejos del campo causando curvatura de fractura gradual o pronunciada en la región cercana al pozo de perforación; (b) inicio de fracturas múltiples que compitan para amplitud de fractura; '(c) intersección de la fractura hidráulica con fracturas naturales o inducidas de perforación; o (d) crecimiento de fractura entre la funda de cemento y la funda de. cemento o tubería de revestimiento y formación debido a la cementación inadecuada.
La tortuosidad ha sido uno de los más grandes retos para los tratamientos de fracturación hidráulica de gas hermético y lutita, llevando a presiones de fricción altas cerca del pozo de perforación, arenamientos prematuros, tasas de tratamiento reducidas y resultados pobres de producción. Se han aplicado muchas soluciones con niveles variantes de éxito, pero frecuentemente resultan en nada más que un intento frustrado.
En vista de la tortuosidad de la trayectoria de la fractura, los fluidos del pozo de perforación requieren tasas y presiones de bombeo más altas para que el fluido pueda
superar las fuerzas de fricción creadas por la trayectoria. Un método común para mejorar la presión de inyección previo al tratamiento de fracturación ha sido bombear volúmenes pequeños (típicamente, menores que 10 bbls) de ácido clorhídrico (HC1) u ácido orgánico como "puntas de lanza" en frente del tratamiento de fracturación para el propósito de disolver el material de carbonato y otros materiales solubles taponeando las perforaciones.
La tortuosidad alta puede severamente impactar la efectividad de tratamientos de fracturación hidráulica multizona. En algunos casos, la recuperación de fluidos de una zona se prohibe en la luz del gasto y tiempo combatiendo la tortuosidad. En tales casos, a pesar de que la zona tenga un retorno de fluido prometedor, el operador puede no hacer el intento de recuperar algún fluido de la zona. En otros casos, una zona que tiene el potencial de retorno de fluido alto se sella y se aisla antes de que se recupere la cantidad máxima de fluido.
La tortuosidad alta durante' un tratamiento de fractura además incrementa la presión de tratamiento de superficie y consecuentemente la presión de inyección y caballos de fuerza hidráulica requeridos para realizar el tratamiento de fracturación. Típicamente en condiciones in-situ cuando las tensiones re-orientan . la dirección de la fractura, se
necesita presión incrementada para bombear los fluidos en las fracturas. Este es especialmente el caso cuando el pozo siendo tratado está estrecho y/o es probable que exhiba fracturas con tortuosidad alta. En algunos casos, la presión requerida de tratamiento de superficie para fabricación puede exceder las limitaciones del equipo de superficie, previniendo que un tratamiento de fractura sea perforado.
La tortuosidad también incrementa el riesgo de un arenamiento prematuro (terminación temprana del trabajo) debido al puente apuntalante en la región cercana al pozo de perforación. Por esta razón, la concentración de apuntalante puede ser más baja que la que se desearía de otro modo para evitar un arenamiento temprano, la terminación prematura del trabajo y la operación costosa de limpieza del apuntalante del pozo de perforación antes de que la fracturación de la siguiente zona pueda realizarse. El efecto de estrangulación atribuible a la geometría de fractura compleja cerca del pozo de perforación puede reducir también significativamente la productividad del pozo.
Los métodos tradicionales de mitigación de problemas de tortuosidad pre-existentes han incluido el bombeo de pesos de apuntalante (tal como pesos de arena) y/o fluidos viscosos en la fractura, re-perforación de la fractura e inyección de arena. El más común ha sido el uso de pesos de apuntalante
para ya sea erosionar el sistema de fractura o taponear las fracturas menos conductivas y el bombeo de fluidos altamente viscosos para crear amplitud de fractura extra. Con ambas de estas técnicas, el peso de apuntalante o fluido viscoso es inyectado en la tasa de fracturación y presión y es procedido por una prueba de caída de presión/inyección de diagnóstico de hipótesis para medir la cantidad de tortuosidad restante. El riesgo de arenamiento frecuentemente es incrementado por el bombeo de pesos de apuntalante. Esto puede resultar en una limpieza costosa y consumidora de tiempo con la finalidad de remover la arena del pozo de perforación antes de que las operaciones de fracturación se. puedan reanudar. En casos severos donde se muestra poca o nada de mejoría, el intervalo perforado se aisla o- abandona y un nuevo intervalo es perforado con un método diferente con la esperanza de crear menos tortuosidad. El proceso es logísticamente complicado y requiere tiempo tremendo y la introducción de un volumen alto de fluido en cada intervalo a ser fracturado.
Por lo tanto se han buscado alternativas para fracturar formaciones subterráneas en múltiples zonas en donde al menos una de las zonas es impactáda por la tortuosidad alta. Es deseable que las alternativas desarrolladas no únicamente mejorarán la eficiencia de fractura pero además serán operativamente más eficientes requiriendo menos tiempo y
menos gasto que aquellas actualmente ofrecidas.
SUMARIO DE LA INVENCIÓN
El método de la invención consiste en mejorar la eficiencia de operaciones de fracturacion de formaciones subterráneas penetradas por un pozo terminado de zonas múltiples, bombeando una solución de acidificación en o arriba de la temperatura' de fracturacion de la formación subterránea en una o más zonas y entonces bombeando un fluido de desplazamiento en la zona. La solución de acidificación se considera un fluido de pre-fracturación en el sentido de que se introduce en la formación previo a la introducción del fluido de fracturacion. Para cada zona a ser fracturada, la solución de acidificación, no el fluido de fracturacion, se usa para crear fracturas en la formación, previo a la introducción del fluido de fracturacion (o fluido de relleno) .
En una modalidad, la fracturacion de múltiples zonas de la formación incluye el bombeo de una solución de acidificación amortiguada en o arriba de la presión de fractura en una primera zona de la formación para crear o agrandar una fractura en la zona y entonces bombear un fluido en la zona que desplaza la solución de acidificación más lejos en la fractura. Después de la recuperación de fluido,
la primera zona se aisla y el proceso entonces se repite en una segunda zona.
En otra modalidad, la fracturacion de múltiples zonas de una formación incluye' bombear en una primera zona de la formación en una etapa sencilla una solución de acidificación en o arriba de la presión de fracturacion de la formación y entonces bombear un fluido de desplazamiento en la zona. Después de la recuperación de fluido, la primera zona se aisla y una solución de acidificación se bombea en una segunda zona seguida de un fluido de desplazamiento. El fluido de desplazamiento puede ser un fluido de relleno, un fluido de fracturacion o una combinación de un fluido de relleno y fluido de fracturacion.
En otra modalidad, la fracturacion de múltiples zonas de una formación incluye el uso de una o más bombas para bombear una solución de acidificación en una primera zona de la formación en o arriba de la presión de fracturacion de la formación y creando o agrandando una fractura en las zonas y entonces bombeando un fluido de desplazamiento en la zona. Después del aislamiento de la primera zona, el proceso puede repetirse para una segunda zona. Las bombas pueden operarse continuamente durante el- proceso. Ya que las bombas pueden correrse continuamente entre la etapa de acidificación y la etapa de recuperación, los tratamientos de multizona pueden
realizarse en un muy corto tiempo lo que minimiza el riesgo de arenamiento.
En otra modalidad, la eficiencia operativa en zonas múltiples de fracturación de una formación subterránea penetrada por un pozo terminado de multizonas procede reduciendo la tortuosidad en una o más zonas de la formación bombeando una solución de acidificación en o arriba de la presión de fractura de una formación subterránea en la zona(s) para crear o agrandar una fractura y entonces bombear un fluido de desplazamiento en la zona (s) .
El uso de la solución de acidificación para crear o agrandar fracturas en zonas de formación reduce la presión de tratamiento requerida para los tratamientos de. fractura subsecuentes, mejorar la conexión de pozo de perforación/fractura, y reducir la presión de fricción cercana al pozo de perforación.
La solución de acidificación es una solución acida acuosa de HF, HC1, un ácido de lodo o ácido orgánico. En una modalidad preferida, la solución de acidificación es una solución ácida acuosa de HF. La solución de acidificación puede contener uno o más ácidos o sales fosfonato asi como también ásteres de los mismos.
Una solución de acidificación preferida es una formulación no precipitante, esto es, una formulación que no
forma precipitados dañinos bajo reacción con la formación, que puede bombearse en una etapa sencilla sin la necesidad de pre-descargas o post-descargas ácidas. Ya que la solución de acidificación puede ser no precipitante, tanto la matriz de roca como el sistema de fractura mejorado se dejan limpios y en una condición sin daños. La ausencia de una pre-descarga , y opcionalmente la presencia de un sobre-descarga, permite el riesgo mínimo de reacciones no deseadas con la roca de yacimiento. Además, al no requerir el uso de una solución de pre-descarga, el método reduce la generación de precipitados con base de hierro.
DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN
Las zonas de un pozo terminado de multizonas pueden tratarse por separado de acuerdo con el método descrito en la presente. El método atiende las complicaciones que se originan en el tratamiento de pozos debido a la tortuosidad cercana al pozo de perforación. Mientras que la presión de inyección puede ser obstaculizada por los métodos de la técnica previa, es altamente probable que la presión de inyección se mejore (reduzca) por el método descrito en la presente.
El método incluye la etapa de bombear una solución de acidificación en el pozo para crear y/o agrandar, fracturas.
La solución de acidificación se bombea en el pozo previo a la introducción del fluido de relleno (el fluido que típicamente no contiene apuntalante) y/o fluido de f.racturación (el fluido que típicamente contiene apuntalante) . La solución de acidificación abre y/o amplia la trayectoria creada por la fractura más amplia y sirve para disminuir la caíd de presión de fricción del pozo de perforación a la fractura. Como resultado, el fluido de relleno y/o el fluido de fracturación pueden ser más fácilmente bombeados a presiones inferiores. El método descrito en la presente mejora la tasa de inyección y de este modo es especialmente útil en aquellos ejemplos donde las fracturas estrechas múltiples se crean en una zona de la formación.
La eficiencia de operación de la operación de fracturación se mejora ya que la fracturación puede proceder a presiones inferiores que normalmente se requerirían si la solución de acidificación no hubiera sido usada para crear o agrandar fracturas. Las zonas múltiples de la formación y longitudes de fractura agrandadas pueden por lo tanto ser rápidamente tratadas. El método permite que los tratamientos de fractura individual, o' etapas, se realicen en una sucesión secuencial rápida. En la mayoría de los casos, no es necesario detener las bombas entre las etapas. Esto además mejora la eficiencia de operación de la operación de
fracturación.
Ya que el método puede conducirse a presiones inferiores, las zonas dentro de la formación exhibiendo tortuosidad pueden ser exitosamente fracturadas. La necesidad de abandonar una zona se minimiza en gran medida y en la mayoría de los casos se elimina ya que el volumen menor del fluido, presión inferior y menos tiempo se necesitan para exitosamente fracturar la zona.
En métodos convencionales, las presiones incrementad s previenen la carga incrementada de apuntalante en el fluido de fracturación ya que' un incremento en la concentración de apuntalante requiere tasas de inyección mayores para colocación del fluido de fracturación en fracturas creadas o mejoradas. A diferencia de los sistemas convencionales que requieren que la presión se incremente a un grado que se vuelva difícil o imposible bombear el fluido de fracturación, el método descrito en la presente se caracteriza por una tasa de inyección inferior y de este modo permite la terminación de trabajos de fracturación en zonas de tortuosidad alta.
Además, ya que el método de la invención requiere una tasa de inyección inferior que la requerida en métodos convencionales, una concentración más alta de apuntalante puede además introducirse en áreas exhibiendo tortuosidad alta o . longitud de fraqtura incrementada.
El método descrito en la presente puede por lo tanto usar presiones inferiores que aquellas usadas en los procesos de la técnica previa para impartir el mismo resultado. En algunos ejemplos, el método descrito en la presente ha reducido la presión de inyección tanto como 60%, comparado al proceso de fracturación convencional para una tasa de inyección de fluido equivalente en la formación. Cuando la operación de fracturación definida en la presente se conduce en la presión máxima permitida por el equipo de superficie, la tasa de inyección de fluido que puede introducirse en la formación es mucho más alta. (Para propósitos en la presente, "presión máxima" se refiere a la presión más alta en la que la operación de fracturación puede conducirse sin daño al equipo de la superficie).. Esto además mejora la eficiencia de la operación de fracturación. Además, en algunos ejemplos, la tasa de inyección (tasa de inyección) del fluido de relleno y/o fluido de fracturación ha sido incrementada dos tantos sobre la de los métodos convencionales a presión máxima. De este modo, el método de la invención proporciona capacidad de inyección mejorada para la terminación del trabajo de fracturación.
Además, el método de la invención proporciona viabilidad económica alta ya que un número incrementado de etapas de fracturas individuales pueden realizarse en un corto periodo
de tiempo en una zona seleccionada. A diferencia de los métodos tradicionales donde un intervalo de tortuosidad alta ya sea es desviado o donde la tortuosidad es reducida por inyecciones múltiples consumidoras de tiempo de pesos apuntalantes, fluidos viscosos y pruebas de diagnóstico, el método proporcionado en la presente es más simple y atiende fácilmente los problemas de tortuosidad en zonas de pozos terminados multizona.
El método descrito en la presente puede usarse en formaciones de zonas múltiples penetradas por un pozo vertical o un pozo horizontal. Un pozo horizontal, como se usa en la presente, se refiere a cualquier pozo desviado. Estos pozos pueden incluir, por ejemplo, cualquier pozo que se desvie de un eje vertical real más de 60 grados. El método es particularmente ventajoso para su uso en pozos horizontales.
A diferencia de la acidificación de la matriz, donde la solución de acidificación se inyecta a presiones de matriz (debajo de la presión de fracturación) para mejorar la permeabilidad de la matriz cercana al pozo de perforación de la formación, la solución- de acidificación del método definido en la presente se inyecta en la formación a una presión mayor que la presión requerida para fracturar la formación. En contraste, en la acidificación de la matriz, la
fracturación de la formación se evita ya que esta resultaría en una estimulación menos eficiente de la matriz de roca. Adicionalmente, ya que las soluciones de acidificación de la matriz reaccionan con los materiales de formación para formar precipitados insolubles que puedan taponear la matriz, se toma cuidado especial en la acidificación de la matriz para evitar tales reacciones ya sea a través del uso de pre- y post-descargas ácidos para que estos materiales de formación puedan removerse. De este . modo, en contraste a la acidificación de la matriz, el método descrito en la presente proporciona conectividad de la fractura mejorada inyectando la solución de acidificación en presiones altas suficientes para crear fracturas de ¦ manera que la solución de acidificación no requiera pre-descargas o post-descargas.
En el método, una fractura se inicia en una zona de interés dentro de un pozo terminado de multizona inyectando (preferiblemente como una etapa sencilla) la solución de acidificación.
La iniciación de la fractura ocurre a una presión suficiente para crear o agrandar una fractura dentro de la zona. La iniciación de la fractura ocurre sin el uso de la pre-descarga de ácido.
El tratamiento de la solución de acidificación puede inmediatamente seguirse por la introducción de un fluido de
relleno o un fluido , de fracturacion para establecer la amplitud de fractura incrementada y controlar la pérdida de fluido inicial. El desplazamiento de la solución de acidificación por el fluido de relleno y/o el fluido de fracturacion puede estar en una tasa de bombeo constante o usando ráfagas de bombeo cortas. El apuntalante en el fluido de fracturacion mantiene la fractura (s) abierta durante la recuperación del fluido de la formación. En algunos ejemplos, es innecesario usar un fluido de relleno de manera que el fluido de fracturacion puede introducirse en la formación sin ser precedido por un fiuido de relleno.
La tasa de bombeo para inyectar la solución de acidificación y el fluido de relleno y/o fluido de fracturacion puede estar desde alrededor de 0.5 a alrededor de 100 bpm y además puede ajustarse basándose en el tamaño de la tubería de revestimiento, la . longitud del pozo y las propiedades mecánicas de- la formación. Aquellas personas expertas en la técnica que tengan el beneficio de esta descripción se darán cuenta que hay una variedad de modelos de computadora y métodos por los cuales una tasa de bombeo idóneo puede determinarse.
Los fluidos de fracturacion idóneos son cualquiera de aquellos conocidos en la técnica incluyendo fluidos reticulados y lineales. Los apuntalantes idóneos incluyen
cualquier apuntalante convencional apuntalantes relativamente de peso ligero (que tiene una gravedad especifica aparente tan baja como 1.05) asi como también apuntalantes convencionales tal como arena, bauxita, cerámicas, etc.
Después de que la recuperación de los fluidos dentro de una zona de interés está completa, la zona de interés puede sellarse sin detener la bomba (s) . La zona puede sellarse de otras zonas por medios convencionales tal como deslizando manguitos y asientos de bola. De este modo el bombeo durante la operación puede ser continuo como una zona que se sella y bombea en la siguiente zona de comienzos de interés.
La solución de acidificación del método definido en la presente mejora la conexión pozo de perforación-fractura y reduce la tortuosidad dentro de la formación de la zona de interés. La inyección de la solución de acidificación disminuye la presión del -tratamiento en el trabajo de fabricación ya que la solución de acidificación graba o disuelve parte de la cara de la estructura o las paredes de la fractura y de este modo crea un espacio más grande para el fluido de relleno o fluido de fracturación para pasar e inyectar a una presión inferior. De este modo, el uso del método descrito en la presente es altamente benéfico en aquellas formaciones caracterizadas por fracturas ajustadas o estrechas que son típicamente difíciles de abrir y agrandar
por métodos convencionales. Además, reaccionando con las superficies de fractura, la solución de acidificación limpia, agranda, simplifica y mejora la conectividad del sistema de fractura cerca del pozo de perforación en la zona de interés del pozo terminado de fractura de multizonas. Tanto los fluidos viscosos como la arena o pesos apuntalantes y pruebas de diagnóstico se evitan. Esto, en tueno, elimina la posibilidad de un arenamiento y simplifica en gran medida la logística de la operación.
El método además proporciona una eficiencia mayor en la fracturación de formaciones de zonas múltiples proporcionando tratamientos múltiples de zona de pozo. El método puede conducirse en un pozo que tenga múltiples zonas, en algunos casos entre 2 a 100. La velocidad con la que la fracturación está siendo conducida no permite el uso de pruebas de diagnóstico estándar para la determinación del grado de tortuosidad. Además, el método hace el bombeo de los pesos de apuntalante y los fluidos viscosos en la fractura, re-perforando la fractura o inyectando arena innecesariamente. El método puede conducirse sin detenerse entre la etapa de acidificación y la etapa de fracturación y sin detenerse entre la etapa de fracturación, la etapa de sellado y la acidificación de la siguiente zona de interés. De este modo, el método proporciona .eficiencia operativa incrementada con
retrasos mínimos. Además, reduciendo la tortuosidad cerca del pozo de perforación en cada etapa de intervalo, la viabilidad y el éxito de los tratamientos de fractura hidráulica apuntalados subsecuentes se mejoran.
La solución de acidificación típicamente se amortigua y exhibe un pH entre de ' alrededor de 1.9 a alrededor de 4.8, more típicamente entre de alrededor de 2.5 a alrededor de 4.5. La solución de acidificación es una solución ácida acuosa y de ácido fluorhídrico (HF) , ácido clorhídrico (HC1) o un ácido de lodo (una dilución de ácido HF en HC1, típicamente preparado disolviendo bifluoruro de amonio en HC1) . Mientras HC1 se considera un ácido fuerte, el ácido HF es, por definición, un ácido débil siendo únicamente parcialmente desasociado en agua, pKa = 3.19. La solución de acidificación puede demás estar compuesta de un ácido orgánico débil, tal como ácido acético y ácido fórmico, o combinaciones de los mismos. En una modalidad preferida, la solución de acidificación está compuesta de una solución de ácido acuoso de HF.
La cantidad de ácido en la solución de acidificación es generalmente entre de alrededor de 0.5 a alrededor de 20.0 por ciento en peso, preferiblemente entre de alrededor de 1.5 a alrededor de 6.0 por ciento en peso.
En un modo preferido, ' la solución de acidificación, además del HC1 y/o HF, puede contener un ácido orgánico que ayuda retrasando la reacción en minerales de arcilla, de este modo significativamente retrasando la tasa de reacción de ácido HF. Las soluciones de acidificación pueden contener uno o más ácidos o sales de fosfato asi como también ésteres de los mismos. Tales sistemas pueden contener materiales fosfonato de la fórmula:
en donde Rl, R2 y R3 pueden ser hidrógeno, alquilo, arilo, fosfonatos, fosfatos, acil amina, grupos hidroxi y carboxil y R4 y R5. pueden consistir de hidrógeno, sodio, potasio, amonio o un radical orgánico. La concentración del ácido fosfonato en la solución de acidificación es generalmente entre de alrededor de 0.25 a alrededor de 50.0, preferiblemente de alrededor de 0.5 a alrededor de 6.0, más preferiblemente alrededor de '3, por ciento del volumen de la solución total sin tener en cuenta la concentración de ácido HF.
Los ejemplos de · estos materiales incluyen aminotri
(ácido metileno fosfónico) y su sal de pentasodio, ácido 1-hidroxietilideno-1 , 1-difosfónico y su sal de tetrasodio, hexametilenodiaminotetra (ácido metileno fosfónico) y su sal de hexapotasio, y dietilenotriaminepenta (ácido, metileno fosfónico) y su sal de hexasodio. Entre los materiales de fosfonato comerciales, se prefieren los aminoácidos fosfónicos, tal como ácido 1 hidroxietilideno-1 , 1-difosfónico, de otra forma conocido como "ácido HV", disponible en 60% resistencia como "DEQUEST 2010" de Monsanto Co.
La solución de acidificación para uso en la invención puede además incluir un ácido orgánico, tal como ácido cítrico, ácido acético, o ácido fórmico así como también aquellos establecidos en la Patente de E.U.A. No. 6,443,230, en la presente incorporada como referencia. En un modo preferido, la solución de acidificación contiene tanto un ácido de fosfonato (establecido anteriormente) así como también el ácido orgánico de este párrafo, además del HC1 y/o HF. La cantidad de ' ácido orgánico en la solución de acidificación es típicamente entre alrededor de 1 a alrededor de 50 por ciento en peso.
La solución de acidificación puede además ser una conocida en la técnica para acidificación de la matriz de las formaciones sin carbonato. Tales soluciones de acidificación
incluyen aquellas, descritas en la Patente de E.U.A. Nos. 5,529,125; 6,443,230; y 7,059,414, todas las cuales se incorporan en la presente como referencia. Tales soluciones de acidificación reaccionan con las paredes de la fractura y de este modo agrandan o mejoran la conductividad de la fractura y de este modo mejora la capacidad de inyección en las tasas de fracturación .
En una modalidad mayormente preferida, la solución de acidificación es un ácido de arenisca amortiguado. Este sistema ácido usa un ácido fosfónico, tal como HEDP para hidrolizar una sal de fluoruro, NH4HF2, y tiene cinco hidrógenos disponibles que disocian en diferentes condiciones estequiométricas y se denomina como "ácido HV" . Las mezclas de ácido HV y NH4HF2 producen una sal de fosfato de amonio y fluoruro de hidrógeno. Esta solución de acidificación no forma precipitados de metales en la formación tal como calcio presente en formaciones de carbonato y de este modo no es dañino. Por ejemplo, se encontró que la solución de acidificación de la invención no precipita CaF. Esta propiedad no precipitante de . la solución de acidificación previene el taponamiento de las fracturas por el precipitado. Ya que la solución de acidificación no precipita la red de trabajo de la fractura no está taponeada. Se cree que la solución de acidificación .describió iones de calcio de
quelatos y previene que se formen precipitados de CaF. Ya que la solución de acidificación no precipita y no daña la formación, puede desplazarse fácilmente en la formación sin algún sobredescarga o postdescarga (sin sobre desplazamiento) .
Inmediatamente después' de . que la solución de acidificación se inyecta en la formación, el fluido de relleno o fluido de fracturación se introduce. De este modo, el fluido de relleno · o fluido de fracturación lentamente desplaza la solución de acidificación más profunda en la fractura. Típicamente, el fluido de relleno o fluido de fracturación se bombea en la fractura en una tasa similar mientras la solución de acidificación se bombea.
La tasa de reactividad inferior de la solución de acidificación permite que reaccione tanto con la formación de arcillas y con cuarzos con penetración más profunda, cuando se bombea a tasas de fractura, lo que resulta en reducción o eliminación de tortuosidad. Por otro lado, los sistemas de ácido convencionales, · ya sea HC1 o HF, reaccionarían y gastarían inmediatamente con carbonato de calcio y arcillas, resultando en reducción pobre o nada de tortuosidad.
Los siguientes ejemplos son ilustrativos de algunas de las modalidades de la presente invención. Otras modalidades dentro del enfoque de las reivindicaciones en la presente
serán aparentes para una persona experta en la técnica de la consideración de la descripción establecida en la presente. Se pretende que la especificación, junto con los ejemplos, se considere de ej emplificación únicamente, con el enfoque y espíritu de la invención siendo indicados por las reivindicaciones a continuación.
Todos los porcentajes establecidos en los ejemplos se dan en términos de unidades de peso excepto que pueda indicarse de otro modo.
El sistema de ácido amortiguado usado en los Ejemplos fue Ácido de Arenisca BJ ("BJSSA") o ácido de arenisca de media resistencia, comercialmente disponible como BJ HSSA, ambos productos son de Baker Hughes Incorporated . Estos productos se describen .en Patente E.U.A. No. 7,059,414.
El fluido de fracturación en cada uno de los ejemplos fue un fluido acuoso que contiene ya sea un gel lineal o un gel reticulado.
EJEMPLOS
Ejemplo 1.
El potencial para tortuosidad severa se observó en un pozo vertical de gas hermético que evitó que la tasa de bombeo requerida se alcanzara mientras se quedaba debajo de la superficie tratando la limitación de la presión. El
tratamiento de ácido consistió de inyectar primero un espaciador compuesto principalmente, de 3% en agua de cloruro de amonio y luego inyectar 120 bbl de 5% ácido de arenisca BJ (5% resistencia equivalente de ácido HF) , disponible de Baker Hughes Incorporated . Otro espaciador de 3% en agua de cloruro de amonio entonces se introdujo seguido de desplazamiento con 2% en agua de KC1 para la parte superior de las perforaciones. Después de un cierre de una hora, el tratamiento además se desplazó (sobre-desplazó) en 10 etapas de 12 bbl cada una, con un cierre de una hora entre etapas. Una prueba de capacidad de inyección, arriba del gradiente de fractura, se condujo previa a cada bombeo de ácido, para permitir la evaluación de la capacidad de inyección antes y después del tratamiento. Después del tratamiento de ácido, se realizó otra prueba de capacidad de inyección, seguido de una prueba de hipótesis, ' para medir la mejoría después del tratamiento. Las caídas de presión en tasas similares mejoraron significativamente. Por ejemplo, a 12 bpm la caída de presión se redujo por 700 psi (49.2 kg/cm2) después del tratamiento de ácido, y a 16 bpm la caída de presión se redujo a 600 psi (42.2 kg/cm2). La presión disminuye permitiendo que las tasas de bombeo de incrementen al nivel diseñado mientras se mantengan las presiones para los niveles vistos antes del tratamiento de ácido. Un yacimiento de gas
estrecho de permeabilidad muy baja, con una porosidad baja, un módulo de Young alto y un gradiente de fractura alto como se establecen en la Tabla I que muestra las seis etapas de fractura del pozo.
Tabla I
Después de la primera prueba de capacidad de inyección, se dieron cuenta que la realización de la estimulación de fractura como se designó sería difícil debido a los requisitos de presión de superficie alta en combinación con las limitaciones en el cabezal del pozo y configuración del pozo. Aunque el protocolo deseado llamado para una tasa de bombeo mínima de 20 bpm para realizar el trabajo, la tasa máxima alcanzable no fue más de 15.6 bpm a 12,100 psi (850.7 kg/cm2) . La presión de superficie máxima permitible fue 12,500 psi (878.8 kg/cm2). Después del tratamiento de ácido, se observaron disminuciones de presión importantes, permitiendo incrementos en las tasas de bombeo al nivel
diseñado mientras se mantienen las presiones a los niveles listos antes del tratamiento de ácido. La tabla II establece los datos para las pruebas de capacidad de inyección antes y después de los tratamientos de ácido y muestra que las tasas de inyección se mejoraron. 25 a 100 por ciento en donde Qmax representa tasa de inyección de fluido en bpm; Pmax representa presión de inyección de superficie en psi; y DP Tot N representa presión delta cercana al pozo de perforación total (calda de presión), en psi.
Tabla II
El fluido de fracturación usado para las etapas 1 y 2 fue un gel lineal y un ge.l de borato reticulado. El fluido de fracturación para las etapas 3, 4, 5 y 6 fue fluido de baja fricción.
Ej emplo 2.
Los pozos de crudo verticales de baja permeabilidad que tiene el potencial para tortuosidad severa se sometieron a tratamiento en intervalos perforados' múltiples. Cada zona se trató con Ácido Arenisca BJ (1.5% resistencia equivalente a ácido HF) . Con la finalidad de medir el efecto, se realizó primero una minifractura con un gel reticulado borato. Un volumen de pre-fracturación de ácido de Arenisca BJ 30-bbl BJ entonces se inyectó, seguido del tratamiento de fractura principal. De este modo, las mediciones de la presión de tratamiento antes (durante la minifractura) y después del tratamiento con Ácido de Arenisca BJ (durante el relleno de tratamiento de fractura principal) se obtuvieron, en la misma tasa de bombeo de fracturación. En cada caso, el tratamiento de ácido de Arenisca BJ.se realizó inyectando los primeros 15 bbl a 3 bpm, y los finales 15 bbl se inyectaron en la tasa de fractura prevaleciente. El ácido de Arenisca BJ fue seguido directamente por el tratamiento de fractura principal, sin algún tiempo de cierre o periodo de remojo. El fluido de fracturación fue un gél reticulado de borato. La Tabla III
resume las presiones de tratamiento de fracturación antes (minifractura ) y después (fractura principal) del tratamiento de ácido asi como también la reducción de presión en cada una de las zonas. En 14 de los 15 casos, la presión de fractura se redujo significativamente por el tratamiento de ácido, cuando se bombeando una misma tasa de tratamiento o similar y usando el mismo fluido de fracturación .
Tabla III
De lo anterior, se observó que numerosas variaciones y modificaciones pueden efectuarse sin apartarse del espíritu y enfoque de los conceptos novedosos de la invención.
Claims (20)
1. Un método de. fracturación de una formación subterránea multi-zona penetrada por un pozo caracterizado porque comprende: (a) inyectar en una primera zona de la formación subterránea en una etapa sencilla una solución de acidificación, en donde la solución de acidificación se inyecta a una presión suficiente para crear o agrandar al menos una fractura en la primera zona; (b) inyectar un fluido de relleno, un fluido de fracturación o tanto un fluido de relleno como un fluido de fracturación y desplazar- la solución de acidificación más lejos en la fractura creada o agrandada en donde: (i) una pre-descarga no se inyecta en la primera zona antes de la etapa (a) ; y (ii) una post-descarga no se inyecta en la primera zona después de la etapa (a) ; (c) sellar la primera zona de otras zonas en la formación; (d) repetir las etapas (a) , (b) y (c) en al menos otra zona de la formación subterránea multi-zona.
2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la solución de acidificación es una solución de acidificación amortiguada de HF.
3. El método de .conformidad con la reivindicación 2 , caracterizado porque el pH de la solución de acidificación amortiguada es entre de alrededor de 1.9 a alrededor de 4.8.
. El método de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque el pH de la solución de acidificación amortiguada es entre de alrededor de 2.5 a alrededor de 4.5.
5. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque la solución de acidificación amortiguada además comprende un fosfonato de la fórmula: en donde Rl, R2 y R3 son independientemente seleccionados de hidrógeno, alquilo, arilo, fosfonatos, fosfatos, acilo, amina, grupos hidroxi y carboxilo y R4 y R5 son independientemente seleccionados de hidrógeno, sodio, potasio, amonio o un radical orgánico.
6. El método de 'conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque la solución de acidificación amortiguada además comprende un ácido seleccionado del grupo que consiste de ácido cítrico, ácido acético, ácido fórmico y mezclas de los mismos.
7. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la solución de . acidificación es un ácido de arenisca amortiguado con HF.
8. El método de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado porque la solución de acidificación amortiguada comprende de alrededor' de 1 a alrededor de 50 por ciento en peso de ácido cítrico, hasta a alrededor de 20 por ciento en peso de HF y de alrededor de 0.5 a alrededor de 50 por ciento en peso de compuesto de fosfonato.
9. Un método de fracturación de una formación subterránea multi-zona penetrada por un pozo horizontal o un pozo vertical caracterizado porque comprende: (a) inyectar en una primera zona de la formación subterránea una solución de acidificación, en donde la solución de acidificación se inyecta a una presión suficiente para crear o agrandar ' al menos una fractura en la primera zona en donde la al menos una fractura es definida por una cara de la fractura y una pared de la fractura; (b) tratar con ácido o disolver al menos una porción de la cara de la fractura o pared de la fractura de la etapa (a) con la solución de acidificación; (c) inyectar un fluido de relleno, un fluido de fracturación o tanto un fluido de relleno como un fluido de fracturación en la primera zona y desplazar al menos una porción de la solución de acidificación adicional en la fractura creada o agrandada; (d) sellar la primera zona; (e) repetir las etapas (a), (b) , (c) y (d) en al menos otra zona en la formación subterránea multizona.
10. El método de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque la solución de acidificación es una solución de acidificación de HF amortiguada.
11. El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque la solución de acidificación amortiguada tiene una pH entre de alrededor de 1.9 a alrededor de 4.8.
12. El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque la solución de acidificación amortiguada además comprende un fosfonato de la fórmula: caracterizado porque Rl, R2 y R3 son independientemente seleccionados de hidrógeno, alquilo, arilo, fosfonatos, fosfatos, acilo, amina, grupos hidroxi y R4 y R5 son independientemente seleccionados de hidrógeno, sodio, potasio, amonio o un radical Orgánico.
13. El método de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque la solución de acidificación amortiguada además comprende un ácido orgánico seleccionado del grupo que consiste de ácido cítrico, ácido fórmico, ácido acético y mezclas de los mismos.
14. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque la solución de acidificación amortiguada comprende de alrededor de 1 a alrededor de 50 por ciento en peso de ácido cítrico, hasta a alrededor de 20 por ciento en peso de HF y de alrededor de 0.5 a alrededor de 50 por ciento en peso de compuesto de fosfonato-.
15. Un método de disminución de tortuosidad en zonas múltiples de una formación subterránea penetradas por un pozo terminado multizona caracterizado porque comprende: (a) bombear con una o más bombas en una primera zona de la formación subterránea una solución . de acidificación, en donde la solución de acidificación se bombea a una presión suficiente para crear o agrandar al menos una fractura en la primera zona y además en donde una pre-descarga no se bombea en la primera zona; (b) avanzar la solución de acidificación más lejos en la fractura creada o agrandada bombeando con una o más bombas de la etapa (a) un fluido de relleno, un fluido de fracturación o tanto un fluido de relleno como un fluido de fracturación en la primera zona; (c) sellar la primera zona; (d) repetir las etapas (a), (b) y (c) en al menos otra zona en la formación subterránea multizona. en donde la tortuosidad en cada zona es reducid por la creación o agrandamiento¦ de la fractura por la solución de acidificación.
16. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque la solución de acidificación es una solución de acidificación de HF amortiguada.
17. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque la solución de acidificación de HF amortiguada es un ácido de arenisca.
18. El método de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque el ácido de arenisca comprende de alrededor de 1 a alrededor de 50 por ciento en peso de ácido cítrico, hasta a alrededor de 20 por ciento en peso de HF y de alrededor de 0.5 a alrededor de 50 por ciento en peso de compuesto de fosfonato.
19. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque una post-descarga no se inyecta en la primera zona después de la etapa (a) .
20. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque la una o más bombas se corren continuamente a lo largo de las etapas (a) a la (c) .
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