MX2014009475A - Metodo de fracturacion usando suspensiones y corrientes gaseosas apuntalantes de peso ultraligero. - Google Patents

Abstract

En un método de fracturación hidráulica de una formación subterránea que da hidrocarburos, una etapa apuntalante se introduce en la fractura que contiene un fluido gaseoso y un apuntalante de peso ultraligero suspendidos en fluido acuoso viscosificado. El fluido gaseoso de la etapa apuntalante contiene al menos alrededor de 90 por ciento de volumen de la combinación de fluido gaseoso y fluido acuoso. Un fluido de relleno puede primero introducirse en la formación, el fluido de relleno contiene un fluido gaseoso y, opcionalmente, un fluido acuoso. El fluido gaseoso de la mezcla de fluido de relleno típicamente contiene al menos 70 por ciento de volumen de la mezcla.

Description

MÉTODO DE FRACTURACIÓN USANDO SUSPENSIONES Y CORRIENTES GASEOSAS APUNTALANTES DE PESO ULTRALIGERO CAMPO DE LA INVENCIÓN La invención se relaciona a un método de fracturación hidráulica de una formación subterránea introduciendo en la formación una espuma estable como etapa apuntalante que contiene un fluido gaseoso y un apuntalante ultraligero (UL ) suspendido en un fluido acuoso gelificado o viscosificado .

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Un método común de incremento de productividad de una formación que da hidrocarburos penetrada por un pozo de perforación es someter la formación a técnicas de estimulación, tal como fracturación hidráulica. En la fracturación hidráulica, un liquido, gas o fluido de dos fases, generalmente referido como un fluido de fracturación, se introduce en la formación. El fluido de fracturación, típicamente en agua o con base de aceite, se introduce en el pozo de perforación penetrando la formación a una presión suficiente y tasa de flujo para crear fracturas en la formación subterránea. Un apuntalante se introduce en las fracturas para mantener las fracturas abiertas. La fractura apuntalada proporciona canales de flujo más grandes a través de los cuales una cantidad incrementada de un hidrocarburo puede fluir, de este modo incrementando la capacidad productiva del pozo.

Recientemente, las partículas de peso ultraligero (ULW) se han reportado para su uso como apuntalantes. El requisito de velocidad de fluido para mantener el transporte apuntalante dentro de la fractura es reducido por el uso de apuntalantes ULW. A la luz de la velocidad de fluido reducida, una mayor cantidad del área de fractura creada puede apuntalarse. Los ejemplos de tales apuntalantes ULW son aquellos establecidos en la publicación de patente de E.U.A. No 2008/0087429 Al, en la presente incorporada como referencia.

Muchas veces, la fracturación procede por primero introducir en la formación un fluido de "relleno" o "punta de lanza". Los fluidos de relleno o punta de lanza son fluidos de fracturación usados para iniciar las fracturas y están típicamente libres de apuntalante. Estos normalmente exhiben viscosidad relativamente baja. Seguido de la iniciación de la fractura, el fluido de fracturación que contiene apuntalante entonces se introduce en la formación.

Los fluidos de fracturación que son predominantemente líquidos típicamente · exhiben propiedades de transporte pobres. Las tasas altas de bombeo son normalmente requeridas con la finalidad de impartir una velocidad suficiente para la colocación del apuntalante en la fractura. En tales tratamientos, el apuntalante tiende a asentarse, formando un 'banco apuntalante1, mientras la velocidad de mezcla espesa lineal cae como una función de la distancia desde el pozo de perforación. Este efecto además se cree resulta en eficiencia de estimulación reducida ya que la longitud apuntalada efectiva es relativamente corta.

Las complicaciones adicionales se originan de fluidos líquidos de fracturación debido a la necesidad de recuperación del fluido de fracturación. Tales fluidos de fracturación típicamente contienen componentes los cuales dañan al ambiente y/o afectan la producción de crudo y/o gas del yacimiento. Por ejemplo, los polímeros solubles en agua, tal como goma de guar o un derivado de la misma, se usan frecuentemente en los fluidos de fracturación para proporcionar las características de flujo requisito para el fluido y para suspender las partículas apuntalantes. Cuando la presión en el fluido de f acturación se libera y la. fractura cierra alrededor del apuntalante, el agua se fuerza hacia afuera y el polímero soluble en agua forma una torta de filtro. La torta de filtro puede prevenir que el flujo o gas fluyan si no se remueve. Además, las emulsiones pueden generarse de fluidos de fracturación que impiden el flujo de gas y/o aceite producido.

La recuperación de fluidos de perforación y la remoción de tortas de filtro se logra normalmente reduciendo la viscosidad del fluido con un reductor de viscosidad de manera que el fluido de fracturación fluya naturalmente de la formación bajo la influencia de presión hidrostática . Históricamente, la aplicación de reductores de viscosidad en los fluidos de fracturación a temperaturas elevadas, esto es, arriba de alrededor de 120-130° F. (48 a .54 °C) , ha sido un compromiso entre mantener el transporte de apuntalante y lograr la conductividad de fractura deseada, medida en términos de longitud efectiva de fractura apuntalada. Los reductores de viscosidad oxidativos convencionales reaccionan rápidamente a temperaturas elevadas, potencialmente llevando a la pérdida catastrófica de transporte apuntalante. Los reductores de viscosidad oxidativos encapsulados han experimentado utilidad limitada a temperaturas elevadas debido a una tendencia a- liberarse prematuramente o gue han sido dejados sin efecto a través de la auto-degradación de carga útil previo a la liberación.

Los tratamientos alternativos de fracturación han sido explorados incorporando materiales gaseosos en fluidos de fracturación para formar una fase de gas en el cabezal del pozo o en la solución siendo fracturada o ambas. En la "fracturación de espuma", se genera una espuma de una calidad Mitchell deseada que entonces se introduce a través del fondo del pozo en la formación. Por ejemplo, la Pat. E.U.A. No. 3,937,283 describe un proceso de una fracturación hidráulica empleando una espuma formada de un gas (tal como nitrógeno, dióxido de carbono, aire o gas de hidrocarburo) y un liquido (tal como agua o un liquido con base en aceite) . La espuma so caracteriza en que tiene una espuma, o Mitchell, calidad dentro del intervalo de 52.4% a 99.99% y preferiblemente entre los intervalos de 60% a 85%. La presión a la cual la espuma se bombea en el pozo es de manera que se crea una fractura de la formación que da hidrocarburos. La espuma fácilmente da salida al pozo cuando la presión se libera del cabezal del pozo. La reducción en la presión causa que la espuma se expanda.

Se sabe que para transportar exitosamente las partículas de apuntalante en una formación, el fluido espumado debe exhibir una textura fina uniforme más que una textura gruesa. Sobre una calidad de espuma de 85%, los fluidos espumados han sido conocidos porque exhiben una estructura gruesa. Las texturas gruesas desestabilizan la espuma, causando que la espuma se desintegre y se rompa. Además de incrementar la estabilidad de la espuma, también se sabe que una textura fina afecta la viscosidad de la espuma. Con espumas finas texturizadas definidas por burbujas de diámetro pequeño, la interacción entre las burbujas incrementa lo que, en turno, incrementa la viscosidad del fluido.

Además, las operaciones convencionales de fracturación, incluyendo aquellas en donde un material gaseoso se incorpora en el fluido de fracturación, se ha encontrado son inapropiadas para la creación de fracturas parciales de monocapa. Las fracturas parciales de monocapa son creadas por un paquete apuntalante .que tiene partículas apuntaladas ampliamente espaciadas la una de la otra, el paquete apuntalante exhibiendo la tensión requerida para mantener las fracturas abiertas y de este modo permitir la producción de hidrocarburos de la formación.

La eficiencia de una fractura parcial de monocapa depende de la porosidad y conductividad de la fractura una vez que la operación de fracturación se detiene y comienza la producción. La porosidad de fractura depende de la concentración del área del apuntalante colocado, el tamaño del apuntalante, y las propiedades mecánicas, por ejemplo, módulos, del apuntalante. Es importante que los paquetes de apuntalante formando fracturas parciales de monocapa exhiban porosidad alta. La conductividad alta de las fracturas creadas es atribuible a la habilidad de fluidos producidos para fluir alrededor de las partículas apuntalantes ampliamente espaciadas en lugar de ser confinadas a los espacios intersticiales relativamente pequeños evidenciados en la cama apuntalada empacada.

Las metodologías alternativas de la fracturación hidráulica han sido buscadas lo que proporciona áreas de fractura de conductividad incrementada y longitudes de fractura apuntalada efectiva incrementadas. Tales metodologías alternativas necesitan hacer una mejor eficiencia de estimulación y productividad de pozo y proporcionar un medio para crear fracturas parciales de monocapa . Además, tales metodologías necesitan movilizar o eliminar el daño de yacimiento evidenciado del uso de fluidos líquidos de fracturación.

SUMARIO DE LA INVENCIÓN La invención, se relaciona a un método de fracturación hidráulica de una formación subterránea que lleva hidrocarburos introduciendo en la fractura al menos una etapa apuntalante que contiene un fluido gaseoso y un apuntalante ultraligero (ULW) suspendido en fluido viscosificado o acuoso gelificado. El fluido gaseoso de la etapa apuntalante contiene al menos alrededor de 85 por ciento de volumen de la combinación de fluido gaseoso y fluido acuoso. El apuntalante ULW tiene una gravedad específica aparente menor que o igual En una modalidad, la etapa apuntalante es una espuma fina texturizada en donde el diámetro de al menos 70% de volumen de gas de las burbujas constituyendo la espuma fina texturizada es menor que o igual a 0.18 mm. Tales espumas son altamente estables incluso cuando el fluido gaseoso de la etapa apuntalante está bien sobre 85 por ciento de volumen.

El apuntalante UL se suspende en el fluido viscosificado o acuoso gelificado de tensoactivo previo a ser mezclado con el fluido gaseoso. La cantidad de apuntalante suspendido en el sistema acuoso gelificado de tensoactivo o fluido acuoso viscosificado es la cantidad suficiente para crear una monocapa parcial en la fractura.

El bombeo de la etapa apuntalante puede ser precedido con la introducción de un fluido de relleno. El fluido de relleno contiene un fluido gaseoso y se introduce en la formación a una presión suficiente para iniciar la fractura. El fluido de relleno puede además contener un fluido acuoso. Típicamente, el fluido acuoso de la mezcla de fluido de relleno comprende al menos 70 por ciento de volumen de la mezcla de fluido de relleno. El fluido de relleno puede además contener un apuntalante, preferiblemente un apuntalante ULW que tenga una gravedad específica aparente menor o igual a 2.25.

La metodología descrita mejora la colocación del apuntalante y área de fractura conductora, mientras se minimiza el daño de conductividad de la fractura.

BREVE DESCRIPCION DE LAS FIGURAS La FIG. 1 es un circuito de flujo de espuma usado en la medición del diámetro de las burbujas de la espuma fina texturizada descrita en la presente.

La FIG. 2 es una microfotografia a una amplificación 5x de la espuma fina texturizada descrita en la presente.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN El método de fracturación descrito en la presente consiste en introducir en la fractura dentro de una formación una etapa apuntalante que contiene un fluido gaseoso y un fluido acuoso viscosificado en el que el apuntalante se suspende. La etapa apuntalante se crea mezclando el fluido gaseoso y el fluido acuoso viscosificado que contiene apuntalante suspendido en el cabezal del pozo.

La etapa apuntalante puede caracterizarse como una espuma fina texturizada en donde el diámetro de al menos 70% de volumen de gas de las burbujas constituyendo la espuma fina texturizada es menor o igual a 0.18 mm. Típicamente, el diámetro de al menos 70% volumen de gas de las burbujas está entre de alrededor de 0.01 mm a alrededor de 0.10 mm. En una modalidad preferida, el al menos alrededor de 80% volumen de gas de las burbujas constituyendo la espuma fina texturizada tiene un diámetro que es menor o igual a 0.18 mm, típicamente entre de alrededor de 0.01 mm a alrededor de 0.10 mm. Aún en una modalidad preferida, el al menos alrededor de 90% volumen de gas de las burbujas constituyendo la espuma fina texturizada tiene un diámetro que es menor o igual a 0.18 mm, típicamente entre de alrededor de 0.01 mm a alrededor de 0.10 mm.

La cantidad de fluido acuoso contenida en la etapa apuntalante es al menos alrededor de 85 por ciento de volumen, esto es, el al menos alrededor de 85 por ciento de volumen de la combinación de fluido gaseoso y fluido acuoso en la etapa apuntalante es el fluido gaseoso. Típicamente, la cantidad de fluido gaseoso en la etapa apuntalante es mayor que o igual a 90 por ciento de volumen, preferiblemente hasta 95% calidad de espuma. Usualmente, el al menos alrededor de 95 por ciento de las partículas apuntalantes en la etapa apuntalante no está en contacto con otras partículas apuntalantes en la fractura creada.

El método descrito de la fracturación crea un área grande de fractura conductora en la formación con una cantidad mínima de fluido líquido. El área de fractura apuntalada exhibe alta conductividad usando un volumen mínimo de fluido liquido en la etapa apuntalante. Como resultado, hay daño mínimo, si lo hay, a la conductividad. Ya que la etapa apuntalante está compuesta predominantemente de gas, la cantidad de fluido de fracturación que debe de recuperase es mínima. Además, el daño al yacimiento, frecuentemente asociado con el uso de fluidos de fracturación líquida, se minimiza o elimina. Por. ejemplo, ya que la cantidad de líquido en el fluido dé la etapa apuntalante se minimiza, el daño causado por los polímeros, emulsiones y bloques de agua lo que rutinariamente resulta con fluidos de fracturación líquida se reduce dramáticamente, si no es que se elimina. El impacto ambiental del método de fracturación descrito en la presente de este modo se reduce.

La metodología descrita además proporciona un movimiento más fácil de los fluidos del yacimiento (gas y/o aceite) , especialmente en yacimientos de presión baja o sub-presurizados . Cuando los fluidos líquidos de fracturación se emplean, la columna líquida en la tubería de revestimiento y pozo de perforación imparten una presión hidrostática en el yacimiento, necesitando que el yacimiento tenga suficiente presión mayor que la . presión hidrostática espaciada para empujar el fluido de fracturación fuera del pozo de perforación. A la luz de la cantidad baja de líquido usado en el fluido de fracturación inventivo, se minimiza o elimina la cantidad de presión hidrostática a superar, si la hay, para permitir que el flujo de aceite o gas salga del yacimiento. Además, ya que la metodología descrita usa menos líquido y apuntalante en el fluido de fracturación que los procesos convencionales de fracturación, las exigencias del equipo se disminuyen y los costos operacionales se reducen.

Además, el método de fracturación de una formación subterránea que da hidrocarburos, como es definido por la invención, es capaz de' crear una monocapa parcial de apuntalante en la fractura bajo el cierre de la fractura. Adecuadamente colocada, la monocapa parcial proporciona la conductividad más eficiente para la cantidad de apuntalante empleado. La monocapa -parcial es creada por el uso de una pequeña cantidad de fluido acuoso en la etapa apuntalante; el fluido en la etapa apuntalante siendo en su mayoría gas inerte, tal como nitrógeno. Los apuntalantes en las monocapas parciales además son generalmente menos susceptibles al contraflujo a la luz de su confinamiento mejorado. Además, los fluidos producidos que fluyen a través de una monocapa parcial tienen una tendencia reducida de contraflujo apuntalante durante la producción de aceite y/o gas del pozo. La recuperación de fluido después del tratamiento es de este modo mejorada en gran medida para alta productividad del pozo.

En el método definido en la presente, un apuntalante ULW se suspende primero en fluido acuoso. Un concentrado de mezcla espesa se prefiere ya que hace el procedimiento operacional más logisticamente aceptable ya que una cantidad mayor de apuntalante por volumen dado se hace disponible en el sitio en las inmediaciones del mezclador/mezcladora. El apuntalante ULW entonces se suspende en un fluido acuoso viscosificado previo a ser mezclado con el fluido gaseoso. Para hacerlo así, la mezcla espesa del apuntalante ULW se introdujo al fluido viscosificado a una temperatura menor que 100°F (37°C) y se agitó por alrededor de 30 minutos.

La cantidad de apuntalante suspendido en el fluido acuoso viscosificado es esa cantidad suficiente para crear una monocapa parcial en la fractura. Previo a ser suspendida en el fluido acuoso viscosificado, la concentración del apuntalante ULW en el fluido acuoso está normalmente entre de alrededor de 2 a alrededor de 8 libras por galón de líquido (ppa) (0.24 a 0.96 k'g/1) .

La mezcla espesa, que contiene el apuntalante ULW, se introduce en un mezclador o mezcladora y entonces se agrega un agente de viscosificación. La mezcla se agita hasta que el apuntalante se vuelve suspendido en el fluido acuoso. La agitación vigorosa puede requerirse para prevenir la segregación de gravedad, del apuntalante mientras que el agente de viscosificación está siendo introducido. La suspensión puede ser de lote mezclado o hacerse sobre la marcha. Al menos una bomba de alta presión se usa para inyectar la mezcla espesa apuntalante en el cabezal del pozo.

El agente de viscosificación puede ser un polímero sintético o natural.

En una modalidad preferida, el agente de viscosificación es un tensoactivo viscoelástico. Bajo agitación, el apuntalante ULW se vuelve suspendido en el tensoactivo viscoelástico mientras el tensoactivo viscoelástico comienza la gelación.

La cantidad de agente de viscosificación agregado al fluido acuoso que contiene el apuntalante es que la cantidad suficiente para suspender el apuntalante en el medio resultante. Típicamente, la cantidad de agente de viscosificación agregada al fluido acuoso es de alrededor de 1 a alrededor de 15 galones por cada mil (gpt) de fluido acuoso.

Típicamente, el porcentaje en peso del apuntalante en la suspensión es de entre alrededor de 6 a alrededor de 55 por ciento en peso, preferiblemente entre de alrededor de 19 a alrededor de 49 por ciento en peso. Además, la cantidad de requisito de apuntalante puede ajustarse variando la tasa de gas introducido en la operación mezclador/mezcladora con el fluido acuoso o variando la tasa de mezcla espesa apuntalante en el mezclador/mezcladora . Las concentraciones típicas de apuntalante del fondo del pozo son aproximadamente 0.05 por galón (ppg) de fluido en la etapa apuntalante (incluyendo la fase gaseosa) en condiciones del fondo del pozo de presión y temperatura y pueden incrementar a 0.5 ppg. La concentración baja de apuntalantes facilita la habilidad para alcanzar una distribución de apuntalante muy dispersa bajo el cierre de fractura y de este modo obtener la monocapa parcial deseada. La tasa de inyección de la mezcla espesa de apuntalante en el cabezal del pozo puede ajustarse para obtener la concentración deseada del apuntalante en el fondo del pozo.

El fluido que contiene el apuntalante suspendido se agrega a la corriente gaseosa. Típicamente, la corriente gaseosa se introduce directamente en el cabezal del pozo y se mezcla concurrentemente con la suspensión apuntalante acuosa en el cabezal del pozo.

Los polímeros sintéticos o naturales idóneos son aquellos polímeros hidratables que contienen uno o más grupos funcionales, tal como un hidroxilo, carboxilo, sulfato, sulfonato, o grupo amida o amino. Los polímeros naturales y sintéticos preferidos incluyen polisacáridos , alcoholes de polivinilo, poliacrilatos (incluyendo los (met ) acrilatos ) , polipirrolidonas, poliacrilamidas (incluyendo (met) acrilamidas) así como también 2-acrilamido-2-metilpropano sulfonato y mezclas de los mismos.

Otros polisacáridos y derivados idóneos son aquellos que contienen una o más unidades de monosacáridos de galactosa, fructosa, mañosa, glucósido, glucosa, xilosa, arabinosa, ácido glucurónico y sulfato de piranosilo. Estos incluyen gomas de guar y derivados de las mismas, goma de algarroba, tara, xantana, succinoglicano, escleroglucano y carragenina.

Los polímeros de viscosificacióri preferidos pueden incluir polisacáridos reticulables, tal como gomas de guar y derivados, celulosa, almidón, y gomas galactomanano . La celulosa y derivados de celulosa incluyen alquilcelulosa, hidroxialquil celulosa o alquilhidroxialquil celulosa, derivados de carboxialquil celulosa tal como metil celulosa, hidroxietil celulosa, hidroxipropil celulosa, hidroxibutil celulosa, hidroxietilmetil celulosa, hidroxipropilmetil celulosa, hidroxibutilmetil celulosa, metilhidroxietil celulosa, metilhidroxipropil celulosa, etilhidroxietil celulosa, carboxietilcelulosa, carboximetilcelulosa y carboximetilhidroxi etil celulosa.

Los ejemplos específicos de polisacáridos útiles con la presente invención incluyen, pero no se limitan a, goma de guar, guar hidroxipropil, guar carboximetilhidroxipropil y derivados conocidos de aquellas gomas.

Los geles idóneos . con base de tensoactivo para su uso en la práctica de la invención pueden prepararse de tenoactivos viscoelásticos que contiene un tensoactivo aniónico y un tensoactivo catiónico. Un tensoactivo viscoelást ico preferido es la combinación de sulfonato de sodio xileno, como tensoactivo aniónico, y cloruro N, N, N-trimetil-1-octadecamonio, como tensoactivo catiónico. Tales tensoactivos viscoelásticos se establecen en la Patente de E.U.A. No. 6,468,945, en la presente incorporada como referencia. La relación de volumen de tensoactivo aniónico: tensoactivo catiónico es de alrededor de 1:4 a alrededor de 4:1.

Otros sistemas idóneos gelificados con base de tensoactivo son aquellos fluidos que contienen una sal de amonio cuaternaria de trialquilo alquilo Cío a C24 mezclada con un tensoactivo aniónico, . tal como sulfonato xileno de sodio. Tales sistemas incluyen aquellos establecidos en la publicación de la patente de E.U.A. No. 20040138071, en la presente incorporada como referencia. Típicamente, la relación de volumen del tensoactivo catiónico: tensoactivo aniónico de tales tensoactivos viscoelásticos es de entre de alrededor de 1:1 a alrededor de 3:1. El grupo alquilo que forma la porción alquilada puede ser un grupo alquilo Cío a C24, preferiblemente un alquilo C12 a C20- En una modalidad más preferida, el grupo alquilo que forma la porción alquilada es un alquilo Ci@ . La sal aromática es preferiblemente un salicilato o ftalato aromático. La porción de trialquilo comprende preferiblemente grupos alquilo Ci a C4, más preferiblemente metilo. En un modo preferido, el tensoactivo es un ftalato de amonio cuaternario trimetilo Ci8 gelificado o un salicilato de amonio cuaternario trimetilo Ci8 gelificado.

Tales sales aromáticas de amonio cuaternarias de trialquilo alquilo Ci0 a C24 pueden formarse mezclando un cloruro de amonio cuaternario de trialquilo alquilo Ci0 a C24, preferiblemente un Ci8, con una sal aromática alcalina, tal como una sal de sodio ya sea de ácido salicilico o ácido itálico.

El apuntalante UL tiene una gravedad especifica aparente (ASG) menor o igual a 2.45, generalmente es menor o igual a 2.25, típicamente menor o igual a 2.0, preferiblemente menor o igual a 1.75, más preferiblemente menor o igual a 1.25, más preferiblemente menor o igual a 1.06. Tales apuntalantes ULW facilitan más la colocación de monocapas parciales dentro de la formación.

Los apuntalantes ULW de ejemplificación para su uso en la invención incluyen material que aparece de manera natural resistente a la deformación, una partícula polimérica sintética, una partícula porosa tratada con un recubrimiento penetrante no poroso y/o material de acristalamiento o un agregado de tratamiento de pozo de un material orgánico de peso ligero y un agente modificador de peso. Tales apuntalantes ULW se describen en la Publicación de la Patente de E.U.A. No 2008/0087429 Al, en la presente incorporada como referencia .

Además, el apuntalante ULW puede ser una poliamida, tal como se describe en US-2007-0209795 Al, en la presente incorporada como referencia.

Además, el apuntalante ULW puede ser esferas metálicas, tal como se describe en Publicación de la Patente de E.U.A. No. 2008/0179057.

El apuntalante ULW puede ser cualquiera de aquellas partículas deformables establecidas en la Publicación de la Patente de E.U.A. No. 2008/0182761 y Patente de E.U.A. No. 7,322,411, ambas las cuales están en la presente incorporadas como referencia.

Aún se prefieren los polímeros sintéticos, tal como perlas de poliestireno reticuladas con divinilbenceno . Tales perlas incluyen aquellas descritas en Patente de E.U.A. No. 7,494,711, en la presente incorporada como referencia.

Las mezclas de apuntalantes además pueden usarse.

El fluido gaseoso al cual el fluido acuoso viscosificado contiene el apuntalante suspendido se agrega, es preferiblemente ya sea un gas inerte, tal como nitrógeno, dióxido de carbono, aire, gas natural o una combinación de la misma. El nitrógeno és más preferido. El fluido gaseoso comprende al menos alrededor de 90 por ciento de volumen de fluido en la etapa apuntalante.

Un fluido de relleno puede proceder la introducción de la etapa apuntalante en la formación. El fluido de relleno es un fluido gaseoso y se introduce en la formación a una presión suficiente para iniciar una fractura. El fluido de relleno está preferiblemente compuesto enteramente de nitrógeno o una mezcla de nitrógeno. El fluido de relleno puede además contener un fluido acuoso, incluyendo el fluido viscosificado (con ' o sin apuntalante) establecido anteriormente. Donde el fluido de relleno contiene una mezcla de fluido gaseoso y fluido acuoso, la cantidad de fluido acuoso en la mezcla de fluido de relleno es al menos 70, preferiblemente al menos 90, más preferiblemente al menos 95, por ciento de volumen. El fluido de relleno puede además contener uno o más apuntalantes. Típicamente, cuando se presenta, el ASG del apuntalante en el fluido de relleno es menor que el ASG del apuntalante presente en la etapa apuntalante. En una modalidad preferida, el ASG del apuntalante en el fluido de relleno es menor o igual a 2.25.

Los siguientes ejemplos son ilustrativos de algunas de las modalidades de la presente invención. Otras modalidades dentro del alcance de las reivindicaciones en la presente serán aparentes para una persona experta en la técnica de consideración de la descripción establecida en la presente. Se pretende que la especificación, junto con los ejemplos, se considere como de ej emplificación únicamente, con el enfoque y espíritu de la invención siendo indicados por las reivindicaciones que siguen a continuación.

EJEMPLO Ejemplo 1. Una espuma estable de calidad 95 se preparó agregando un viscosificador para la unidad de mezcla 10 del circuito de flujo de espuma 1 que además contuvo una unidad de portador acuosa. El viscosificador se agregó a la unidad de mezcla durante la' agitación. El viscosificador y la cantidad agregada a la unidad de mezcla 10 fue cloruro de amonio cuaternario trimetilo Cía [3.5 galones (13.24 1) por miles (gpt)] y 50/50 mezcla de cloruro de amonio cuaternario trimetilo Cis y sulfonato xileno de sodio (10.0 gpt). El fluido entonces se introdujo en una bomba triplex Cat 20 y se bombeó a través del medidor de flujo de masa 30. El nitrógeno 40 se presurizó a través de los medidores de flujo de masa y en un generador de espuma 60. La cantidad de nitrógeno en la espuma introducida en el circuito de flujo de espuma fue alrededor de 95 por ciento de volumen.

Con la salida del generador de espuma, la espuma ingresó un serpentín de 1000 ft (304.80 m) de tubería SS 316 sumergida en baño de aceite 70 por alrededor de 25-30 minutos. La temperatura del baño de aceite fue de aproximadamente 100°F (37°C). La espuma entonces ingresó capilarmente el viscosímetro de tubo 80 después de viajar a través de 1000 pies (304.8 m) de tubo enrollado. El viscosímetro consistió de cinco diferentes corridas de tubo (ID diferente y longitud de tubo) con transductores de presión delta 90a, 90b, 90c, 90d y 90e y un medidor de flujo másico/densímetro 100. Con el viscosímetro relleno con espuma, 5 presiones delta se midieron junto con la tasa de flujo de masa y densidad de la espuma. Después de que la espuma salió del viscosímetro, pasó a través de la celda de visualización 110. La espuma entonces . salió del tanque residual 120 a través' del regulador de presión de retorno 130. El regulador de contrapresión se usó para mantener una presión constante en el viscosímetro. El diámetro de las burbujas de al menos' 90% volumen de gas de las burbujas, como se ve a través de la celda de visualización 110, se determinó es de aproximadamente 0.02 mm por el uso del software de análisis de burbuja, comercialmente . disponible como Image Pro Plus de Media Cybernetics, Inc. Una microfotografía, a amplificación 4x, de la espuma se establece en la FIG. 2.

Ejemplo 2. Se . propuso un tratamiento de fracturación para una formación de Niobrara Chalk teniendo una perforación media a profunda de 1, 034 ft (315.16 m) ; a una temperatura estática del fondo de pozo de aproximadamente 73° F (22.77°C), una presión de fractura del fondo de pozo de aproximadamente 724 psi (50.9 kg/cm2) ; una presión de tratamiento de superficie (max) de aproximadamente 751 psi (52.8 kg/cm2); y un gradiente de fractura de alrededor de 0.70 psi/ft (0.1615 (kg/cm2)/m). El resultado deseado fue una distribución de monocapa parcial de apuntalante bajo el cierre de fractura.. Se determinó que el tratamiento de fracturación requeriría aproximadamente 10,000 libras (4535 kg) de apuntalante de peso ultraligero. El apuntalante ULW seleccionado fue LiteProp™ 108, el apuntalante termoplástico de peso ultraligero de malla 14/40, que tiene una gravedad específica aparente de alrededor de 1.05, un producto de BJ Services Company. La concentración estimada de apuntalante líquido se estimó es de aproximadamente 4 libras (1.8 kg) de apuntalante agregadas por galón (3.785 1) de líquido (ppa). Esto representa la concentración estimada de apuntalante que se necesita para acomodar las tasas de flujo de las bombas. Además, la masa de apuntalante por volumen de fluido líquido viscosificado se estimó es de 2.77 ppg, la cantidad total de fluido requerido para tratamiento se estimó es de 2500 galones (9,463 litros) y la densidad de fluido acuoso viscosificado que contiene apuntalante se estimó es de 8.55 lbs/gal (1.025 kg/lt) .

Una espuma estable de calidad 95 se preparó primero suspendiendo LiteProp™ 108 en el' sitio en un portador acuoso en una unidad de mezcla,- la relación aparente de gravedad específica de apuntalante : portador siendo alrededor de 1.08: 1.00, para dar una concentración líquida de 4 ppa . Un viscosificador entonces se agregó a una unidad de mezcla mientras se agita la mezcla espesa. El viscosificador y la cantidad agregada a la mezcla espesa fue de cloruro de amonio cuaternario trimetil Ci8 trimetil [3.5 galones (13.24 1) por miles (gpt) y mezcla 50/50 de cloruro de amonio cuaternario trimetilo Ci8 y sulfonato de xileno de sodio (10.0 gpt). El resultante fue apuntalante suspendido en el fluido acuoso viscosificado . La suspensión apuntalante entonces se bombeó en la formación mientras el nitrógeno se bombeó en el cabezal del pozo .

Se emprendieron seis etapas de tratamiento en una relación de 25 barriles por minuto (bpm) . En la primera etapa de tratamiento, un fluido de relleno de gas de nitrógeno y entre alrededor de 3 a alrededor de 5 gpt de la mezcla 50/50 de cloruro de amonio cuaternario trimetil Cig y sulfonato xileno de sodio se introdujo en la formación. En las etapas 2-5, la suspensión apuntalante viscosificada se mezcló con gas de nitrógeno en el cabezal del pozo, como se establece anteriormente. La última etapa del tratamiento fue una cantidad abundante de nitrógeno que no contuvo algún apuntalante o tensoactivo. Los parámetros de las etapas, basadas en las temperaturas .y presiones del fondo del pozo, se establecen a continuación en la Tabla I: Tabla I 'Volumen de gas/ (volumen gas +. gel) ; no incluye concentración apuntalante .

El fluido de apuntalante aproxima el número de libras apuntalante requerido para efectuar, la concentración deseada del fondo del pozo de apuntalante. De la tasa seca, la tasa liquida efectiva se determina basándose en la cantidad de fluido agregado.

El tratamiento establecido dio una distribución parcial de monocapa de apuntalante en las fracturas bajo cierre.

De lo anterior, se observará que numerosas variaciones y modificaciones puede efectuarse sin apartarse del verdadero espíritu y enfoque de los conceptos novedosos de la invención.

Claims (26)

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 de fracturación de una formación subterránea caracterizado porque comprende introducir una etapa apuntalante en la formación subterránea, en donde la etapa apuntalante comprende una espuma fina texturizada que contiene: (i) un fluido acuoso viscosificado que tiene apuntalante de peso ultraligero (ULW) suspendido en el fluido acuoso viscosificado; y (ii) un fluido gaseoso, en donde el fluido gaseoso constituye al menos alrededor de 85 por ciento de volumen de la combinación de fluido gaseoso y fluido acuoso en la espuma fina texturizada en donde el diámetro de al menos 70% del volumen de gas de las burbujas de la espuma fina texturizada es menor o igual a 0.18 iran y además en donde la etapa apuntalante se introduce en la formación subterránea a una presión suficiente para crear o agrandar una fractura.

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el diámetro de las burbujas de la espuma fina texturizada está entre de alrededor de 0.01 a alrededor de 0.10 mm.

3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el diámetro de al menos 80% volumen de gas de las burbujas de la espuma fina texturizada es menor o igual a 0.18 mm.

4. El método de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque el diámetro de las burbujas de la espuma fina texturizada está entre desde alrededor de 0.01 a alrededor de 0.10 mm.

5. El método de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque el diámetro de al menos 90% del volumen de gas de las burbujas de la espuma fina texturizada es menor o igual a 0.18 mm.

6. El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque el diámetro de las burbujas de la espuma fina texturizada esta entre alrededor de 0.01 a alrededor de 0.10 mm.

7. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la cantidad de apuntalante suspendido en el fluido acuoso viscosificado es aquella suficiente para crear una monocapa parcial de apuntalante en la fractura.

8. El método, de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la gravedad especifica aparente del apuntalante ULW es menor o igual a 2.25.

9. El método de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque la gravedad especifica aparente del apuntalante ULW es menor o igual a 1.75.

10. El método de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque la gravedad especifica aparente del apuntalante ULW es menor o igual a 1.25.

11. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido acuoso viscosificado contiene un tensoactivo viscoelástico .

12. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido gaseoso es nitrógeno, dióxido de carbono o una combinación de los mismos.

13. Un método de fracturación de una formación subterránea caracterizado porque comprende: (a) bombear en una formación una etapa apuntalante que comprende una espuma fina texturizada, la espuma fina texturizada preparada al:' (i) suspender un apuntalante de peso ultraligero (ULW) en un fluido acuoso viscosificado; y entonces (ii) combinar el fluido acuoso viscosificado con un fluido gaseoso en donde el fluido gaseoso constituye al menos alrededor de 85 por ciento de volumen de la combinación de fluido gaseoso y fluido acuoso en la espuma fina texturizada; y (b) crear o agrandar una fractura en la formación subterránea.

14. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el fluido acuoso viscosificado comprende entre de alrededor de 6 a alrededor de 55 por ciento en peso de apuntalante de peso ultraligero (ULW) que tiene una gravedad especifica aparente menor o igual a 2.25,

15. El método de . conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque además comprende, previo a bombear la etapa apuntalante en la formación subterránea, bombear un fluido de relleno que comprende un fluido gaseoso en la formación a una presión suficiente para iniciar una fractura.

16. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque el fluido de relleno además contiene un apuntalante.

17. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque el fluido de relleno comprende un fluido gaseoso y un fluido acuoso.

18. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque la cantidad de apuntalante suspendido en el fluido acuoso viscósificado es esa suficiente para crear una monocapa parcial de apuntalante en la fractura.

19. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el diámetro de al menos 70% volumen de gas de las burbujas de la espuma fina texturizada es menor o igual a 0.18 mm.

20. El método de 'conformidad con la reivindicación 19, caracterizado porque el diámetro de al menos 90% volumen de gas de las burbujas de la espuma fina texturizada es menor o igual a 0.18 mm.

21. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el diámetro de entre alrededor de 70 a alrededor de 90% volumen de gas. de las burbujas es de alrededor de 0.01 a alrededor de 0.10 mm.

22. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el fluido acuoso viscosificado se agrega al fluido acuoso en la 'etapa (a) (ii) .

23. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el fluido gaseoso se agrega al fluido acuoso viscosificado' en la etapa (a) (ii) .

24. Un método de fracturación de una formación subterránea caracterizado porque comprende introducir una etapa apuntalante en la fractura, en donde la etapa apuntalante es una espuma fina texturizada que comprende un fluido gaseoso y un apuntalante de peso ultraligero (ULW) que tiene una gravedad especifica aparente (ASG) menor o igual a 2.25 suspendido en un sistema acuoso viscosificado y además de donde el fluido gaseoso de la etapa apuntalante es mayor que 90 por ciento de .volumen del fluido en la etapa apuntalante.

25. El método de conformidad con la reivindicación 24, caracterizado porque el diámetro de entre alrededor de 50 a alrededor de 90%. volumen de gas de las burbujas es de alrededor de 0.01 a alrededor de 0.10 mi.

26. El método de conformidad con la reivindicación 24, caracterizado porque el fluido gaseoso comprende al menos 95 por ciento de volumen del fluido en la etapa apuntalante.