MX2014015145A

MX2014015145A - Metodos para minimizar el sobredesplazamiento de apuntalante en tratamientos de fracturas.

Info

Publication number: MX2014015145A
Application number: MX2014015145A
Authority: MX
Inventors: Dean M Willberg; Bruno Lecerf; Timothy L Pope; Chad Kraemer; Zinaida Usova
Original assignee: Schlumberger Technology Bv
Priority date: 2013-12-11
Filing date: 2014-12-10
Publication date: 2015-08-14
Also published as: US9410394B2; RU2666566C2; CA2874296C; CA2874296A1; CN104712303B; AR098688A1; RU2014150019A3; SA114360103B1; CN104712303A; NO20141396A1; BR102014031070A2; US20150159465A1; AU2014262292B2; RU2014150019A; UA120829C2; MX357568B; AU2014262292A1

Abstract

Un método para tratar una formación subterránea incluye la generación de una fractura en la formación subterránea, la introducción de una cantidad predeterminada de apuntalante en un fluido de tratamiento y, posteriormente, la introducción de un agente de taponamiento en el fluido de tratamiento antes de que la totalidad de la cantidad predeterminada de apuntalante llegue a la fractura, minimizando el sobredesplazamiento del apuntalante de la fractura.

Description

MÉTODOS PARA MINIMIZAR EL SOBREDESPLAZAMIENTO DE APUNTALANTE EN TRATAMIENTOS DE FRACTURAS ANTECEDENTES Los hidrocarburos, como el petróleo, el condensado y el gas, se suelen producir a partir de pozos que se perforan en formaciones que los contienen. A menudo, el flujo de hidrocarburos hacia el pozo puede ser bajo, al menos debido a la permeabilidad inherentemente baja de los yacimientos o el daño a la formación provocado por la perforación y la terminación del pozo. Para permitir un flujo de hidrocarburos deseable, se pueden realizar diversos tratamientos, como fracturamiento hidráulico o fracturamiento ácido.

El fracturamiento hidráulico comprende inyectar fluidos de tratamiento en una formación a presiones y velocidades altas, de modo que la formación del yacimiento falle y forme una fractura (o una red de fracturas). Se pueden inyectar los apuntalantes en los fluidos de tratamiento después del patín para mantener la fractura abierta después de que se liberen las presiones. El fracturamiento hidráulico (y el fracturamiento ácido) de pozos horizontales y formaciones de varias capas suele comprender el uso de téenicas de desviación para permitir el redireccionamiento del fracturamiento entre diferentes zonas.

Los métodos de desviación que utilizan particulados se pueden basar en la obturación de las partículas del material divergente detrás de la tubería de revestimiento y la formación de un tapón por la acumulación del resto de las partículas en el puente formado. En estos tratamientos, cuando se abre una fractura inducida, esto incluye un riesgo de que las partículas sólidas utilizadas para la desviación en realidad no obstruyan la fractura. En cambio, estas partículas se pueden desplazar de las zonas cercanas al pozo en donde se desea una alta conductividad y, en última instancia, se pierden dentro de la fractura (sobredesplazamiento).

COMPENDIO Este compendio se proporciona para introducir una selección de conceptos que se describen adicionalmente más adelante en la descripción detallada. Este compendio no pretende identificar características clave o esenciales de la materia reivindicada, ni pretende utilizarse como auxiliar para limitar el alcance de la materia reivindicada.

Las afirmaciones realizadas aquí simplemente proporcionan información relacionada con la presente divulgación y pueden describir algunas realizaciones que ilustran la materia de esta solicitud.

En un primer aspecto, se describe un método para tratar una formación subterránea penetrada por un pozo. El método incluye generar una fractura en la formación subterránea. El método también incluye inyectar un fluido de tratamiento en el pozo a una presión del fluido igual o mayor que una presión de inicio de la fractura de la formación subterránea, de modo que el fluido de tratamiento se utiliza para transportar una cantidad predeterminada de un apuntalante hacia el pozo. El método además incluye formar un tapón en la fractura mediante la introducción de un agente de taponamiento en el fluido de tratamiento antes de que la totalidad de la cantidad predeterminada de apuntalante llegue a la fractura sin disminuir la presión del fluido.

En un segundo aspecto, se describe un método para minimizar el sobredesplazamiento de un apuntalante de una formación subterránea penetrada por un pozo. El método incluye introducir una lechada que incluye una cantidad de apuntalante en una fractura formada en la formación subterránea y formar un tapón mediante la introducción de un agente de taponamiento en la lechada simultáneamente o después de un último porcentaje de apuntalante, sin disminuir una presión del fluido utilizada para introducir la cantidad de apuntalante en la fractura.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La manera en que los objetivos de la presente descripción y otras características deseables se pueden obtener se explica en la siguiente descripción y dibujos adjuntos en los que: La figura 1 es una representación esquemática de un sistema de bomba para realizar una operación de fracturamiento hidráulico en un pozo de acuerdo con una o más modalidades descritas en el presente.

La figura 2 muestra una representación gráfica de una gráfica de presión superficial de acuerdo con una o más modalidades descritas en el presente.

DESCRIPCIÓN DETALLADA En la siguiente descripción, se establecen varios detalles para proporcionar una comprensión de la presente descripción. Sin embargo, los expertos en la téenica pueden entender que los métodos de la presente descripción se pueden poner en práctica sin estos detalles y que pueden ser posibles muchas variaciones o modificaciones de las modalidades descritas.

En principio, cabe señalar que en el desarrollo de cualquier modalidad real, se pueden tomar varias decisiones específicas para la implementación a efectos de alcanzar las metas específicas del desarrollador, tal como el cumplimiento con las restricciones relacionadas con el sistema y el negocio, que variarán de implementación a implementación. Además, se apreciará que los esfuerzos que implica un desarrollo de este tipo podrían ser complejos y demandar mucho tiempo, pero, no obstante, serían una tarea de rutina para los entendidos en la técnica que se benefician de la presente descripción. Además, la composición utilizada/divulgada en la presente también puede comprender algunos componentes distintos de los mencionados. En el compendio y la presente descripción detallada, cada valor numérico deberá leerse una vez como modificado por el término "aproximadamente" (a menos que ya esté modificado de este modo expresamente) y luego deberá leerse nuevamente como no modificado de este modo a menos que se indique lo contrario en el contexto. Además, en el compendio y en esta descripción detallada, se debe entender que un intervalo mencionado o descrito como útil, adecuado o similar, pretende incluir el respaldo de todo subintervalo concebible dentro del intervalo al menos porque cada punto dentro del intervalo, incluyendo los valores extremos, debe considerarse que fue establecido. Por ejemplo, se debe interpretar que "un intervalo de 1 a 10" indica todos los números posibles en el conjunto continuo entre alrededor de 1 y alrededor de 10. Además, uno o más datos en los ejemplos presentes se pueden combinar entre sí o se pueden combinar con uno de los datos en la memoria descriptiva para crear un intervalo y, por lo tanto, incluyen todo valor o número posible dentro de este intervalo. Por lo tanto, incluso si se identifican explícitamente algunos datos específicos dentro del intervalo, o incluso ningún dato dentro del intervalo, o si se hace referencia a algunos datos específicos, se debe entender que los inventores aprecian y entienden que se debe considerar que se han especificado todos los datos concebibles dentro del intervalo y que los inventores conocen todo el intervalo y cada punto concebible y subintervalo dentro del intervalo.

Se proporcionan las siguientes definiciones con el fin de ayudar a los expertos en la téenica en la comprensión de la descripción detallada.

Cuando se aplica fracturamiento hidráulico en yacimientos de hidrocarburos para aumentar la velocidad de producción de hidrocarburos del yacimiento, el objetivo primario del tratamiento del pozo es aumentar el área superficial de producción de la formación. Entre esta área superficial aumentada y el pozo de producción, se debe ubicar una vía de flujo de mayor conductividad que la formación. Para aumentar el área superficial, se utiliza presión alta, que fractura la roca. En los métodos de la presente descripción, se crea una vía de alta conductividad minimizando el sobredesplazamiento del apuntalante mediante la generación de una fractura en la formación subterránea, la introducción de una cantidad predeterminada de apuntalante en un fluido de tratamiento y, posteriormente, la introducción de un agente de taponamiento en el fluido de tratamiento antes de que la totalidad de la cantidad predeterminada de apuntalante llegue a la fractura.

Los métodos de la presente descripción se pueden utilizar para tratar al menos una parte de una formación subterránea. El término "tratar", "tratamiento" o "que trata" no implica ninguna acción en particular por parte del fluido. Por ejemplo, un fluido de tratamiento colocado o introducido en una formación subterránea puede ser, por ejemplo, un fluido de fracturamiento hidráulico, un fluido acidificante (fracturamiento ácido, fluido divergente ácido), un fluido de estimulación, un fluido de control de arena, un fluido de terminación, un fluido de consolidación de pozo, un fluido de tratamiento de recuperación, un fluido de cementación, un fluido de perforación, un fluido de fracturamiento y compactación o un fluido de compactación de grava.

Según se emplea aquí, el término "fluido de tratamiento" hace referencia a cualquier fluido bomeable y/o dispersable conocido en una operación subterránea en conjunto con una función deseada y/o para un fin deseado. Según se emplea aquí, una "píldora" o un "fluido tapón" es un tipo de fluido de tratamiento preparado especialmente, de volumen relativamente pequeño, que se coloca o se hace circular por el pozo.

El término "formación subterránea" se refiere a cualquier formación física que se encuentra, al menos parcialmente, debajo de la superficie de la tierra.

El término "fracturamiento" se refiere al proceso y a los métodos para descomponer una formación geológica y crear una fractura, tal como la formación rocosa alrededor de un pozo, mediante el bombeo del fluido a presiones muy altas (presión sobre la presión de cierre determinada de la formación) , para aumentar las tasas de producción o las tasas de inyección en un yacimiento de hidrocarburos. Los métodos de fracturamiento de la presente descripción pueden incluir formar un tapón en la fractura mediante la introducción de un agente de taponamiento en el fluido de tratamiento antes de que la totalidad de la cantidad predeterminada de apuntalante llegue a la fractura sin disminuir la presión del fluido, pero aparte utilizar los componentes y las téenicas convencionales conocidos en la técnica.

El término "particulado" o "partícula" se refiere a un objeto 3D sólido con una dimensión máxima inferior a aproximadamente 20 mm, como inferior a aproximadamente 15 mm. Además, el término "particulado" o "partícula", según se emplea aquí, incluye selladores de bola. En el presente, "dimensión" del objeto se refiere a la distancia entre dos planos paralelos arbitrarios, cada plano toca la superficie del objeto en al menos un punto. La dimensión máxima se refiere a la mayor distancia existente para el objeto entre dos planos paralelos cualesquiera y la dimensión mínima se refiere a la menor distancia existente para el objeto entre dos planos paralelos. En algunas modalidades, los particulados que se emplean poseen una relación entre la dimensión máxima y mínima (relación de aspecto de las partículas máxima/mínima) de 5 o inferior, como 3 o inferior, o en el intervalo de entre aproximadamente 0,01 y aproximadamente 5, como en el intervalo de entre aproximadamente 0,2 y aproximadamente 4. Las partículas adecuadas para utilizar en los métodos de la presente descripción incluyen cualquier partícula conocida adecuada para una operación de fracturamiento, como las descritas, por ejemplo, en la publicación de solicitud de patente estadounidense N.° 2012/0285692, cuya descripción se incorpora al presente mediante esta referencia en su totalidad.

Un "pozo" puede ser cualquier tipo de pozo que incluye, un pozo de producción, un pozo no productor, un pozo de inyección, un pozo de eliminación de fluidos, un pozo experimental, un pozo exploratorio profundo y similares. Los pozos pueden ser verticales, horizontales, desviados con algún ángulo entre la vertical y la horizontal, y combinaciones de estos, por ejemplo, un pozo vertical con un componente no vertical.

El término "en tiempo real" se refiere al tiempo real durante el cual se produce un proceso o evento. La monitorización en tiempo real de datos se refiere a la monitorización en vivo de datos, por ejemplo, datos relacionados con el tamaño o la orientación de una fractura, que pueden permitir una acción, por ejemplo, una aplicación de taponamiento, que se realiza basándose en la monitorización. Se describen téenicas, sensores y metodologías adecuadas para la monitorización de datos en formaciones subterráneas, por ejemplo, en las patentes estadounidenses N.° 7.302.849 y 4.802.144, cuyas descripciones se incorporan al presente por referencia en su totalidad.

Los métodos de la presente descripción se pueden emplear en cualquier aplicación de fondo de pozo que se desee (como, por ejemplo, fracturamiento hidráulico y/o estimulación) en cualquier momento del ciclo de vida de un yacimiento, campo o campo petrolífero. El término "campo" incluye aplicaciones ubicadas en la tierra (en la superficie y debajo de la superficie) y aplicaciones en el suelo marino. El término "yacimiento petrolífero", tal como se utiliza en el presente, incluye yacimientos de aceite de hidrocarburo y de gas, y formaciones o partes de formaciones donde se espera encontrar gas y aceite de hidrocarburo pero pueden contener adicionalmente otros materiales tales como agua, salmuera o alguna otra composición.

El término "escama" se refiera a un tipo especial de particulado, como se definió anteriormente. La escama es un objeto 3D sólido que tiene un grosor más pequeño que sus otras dimensiones, por ejemplo, la longitud y el ancho.

A los efectos de la descripción, las partículas y las escamas pueden tener una estructura homogénea o también pueden ser no homogéneas, por ejemplo, porosas o de materiales compuestos.

El término "tamaño de partícula", "tamaño de particulado" o "tamaño de escama" se refiere al diámetro de la esfera circunscrita imaginaria más pequeña que incluye dicho particulado o escama.

El término "sobredesplazamiento" se refiere al movimiento del apuntalante fuera de una región de la fractura cerca del pozo, en donde se desea una alta conductividad hasta una región más profunda en la fractura, en donde ya no proporciona apoyo para mantener las paredes de la fractura suficientemente separadas entre sí. El sobredesplazamiento, por lo tanto, conduce a una pérdida parcial de la conductividad en la región cercana al pozo, mediante la inducción de un bloqueo en la entrada de la fractura o, en el peor de los casos, mediante la inducción de un punto de acuñamiento en donde las paredes de la fractura entran en contacto directo entre sí. La cantidad de sobredesplazamiento aceptable, por lo tanto, depende de las propiedades geomecánicas de la roca (módulo de Young, relación de Poisson, límite de elasticidad), de modo que la rigidez de la roca es suficiente para que la fractura permanezca abierta en el área sin apuntalar cuando se somete a un esfuerzo.

El término "obturación" se refiere al sellado intencional o accidental de los espacios de los poros o vías de fluido en una formación rocosa o a la realización de una restricción en un pozo o ánulo. Un puente puede ser parcial o total y puede ser ocasionado por sólidos (sólidos perforados, recortes, derrumbes o basura) que se atascan en un lugar estrecho o cambio de la geometría en el pozo.

El término "pozo" se refiere a un orificio perforado o agujero, incluida la abertura de la superficie o la parte no cementada del pozo.

El término "tapón" se refiere a una estructura que bloquea las zonas permeables para evitar la pérdida de un fluido por dichas zonas permeables o para proteger dichas zonas del daño. El término "tapón removible" se refiere a un tapón temporario en una fractura. El tapón removible puede ser de un material degradable o de un material pasible de disolución, de modo que el tapón al menos se degrade, deteriore, disuelva y/o desaparezca parcialmente, en un período. Por ejemplo, entre aproximadamente el 20 % y el 100 % del tapón puede desaparecer, como entre aproximadamente el 40 % y aproximadamente el 80 % del tapón se puede degradar, deteriorar, disolver y/o desaparecer con el tiempo. En algunas modalidades, el tapón removible puede ser de un material no degradable, que después se retira por medios mecánicos o de otro tipo.

Aunque las modalidades descritas aquí se refieren al tratamiento de pozos, también se pueden aplicar a cualquier operación de pozos en la cual se desee un aislamiento zonal, como operaciones de perforación, operaciones de complemento y similares. En algunas modalidades, los métodos de la presente descripción pueden comprender la realización de un tratamiento de desvío con particulados sólidos una vez que se determina que las características de la fractura de fondo de pozo son estrechas, de manera de minimizar la posibilidad de perder particulados dentro de fracturas grandes muy abiertas. En algunas modalidades, los métodos de la presente descripción pueden comprender estimar cambios y/o calcular cambios en la geometría de la fractura mediante la monitorización de datos desde uno o más sensores, mientras la fractura se encuentra abierta, realizar un cierre mediante la interrupción de la inyección del fluido de tratamiento y la introducción de un agente de taponamiento, incluir la realización de una operación de fracturamiento mediante la introducción de un fluido de tratamiento en el pozo a una presión del fluido igual o mayor que una presión de inicio de fractura de la formación subterránea para inducir una fractura en la formación subterránea. Dichos métodos se describen en "Method of Treating a Subterranean Formation" de Bruno Lecerf et ál. (que se presenta a la vez que el presente) cuya descripción se incorpora al presente mediante esta referencia en su totalidad.

En algunas modalidades, se puede realizar una o más operaciones de tratamiento para tratar una formación subterránea. La o las operaciones de tratamiento pueden incluir una serie de operaciones de fracturamiento hidráulico, que pueden incluir el fracturamiento de una parte de la formación subterránea proporcionando presión hidráulica suficiente y/o el fracturamiento de una o más partes aisladas de la formación subterránea proporcionando una presión hidráulica suficiente. También se pueden utilizar otras operaciones de trabamiento, como acidificación de una formación para generar una fractura. En algunas modalidades, se pueden utilizar diversos componentes y metodologías de métodos de desvío conocidos en los métodos de la presente descripción. Por ejemplo, los métodos de la presente descripción pueden incluir el uso de dispositivos de aislamiento mecánico como obturadores y tapones de pozos, la colocación de tapones puente, el bombeo de selladores de bola y el bombeo de copos de ácido benzoico en suspensión y particulados removibles y/o degradables, como los descritos en la publicación de solicitud de patente estadounidense N.° 2002/0007949, cuya descripción se incorpora al presente mediante esta referencia en su totalidad.

En una operación de fracturamiento hidráulico, un fluido de tratamiento, que puede incluir una cantidad predeterminada de apuntalante, se puede inyectar en un pozo a una presión de fluido igual o mayor que una presión de inicio de la fractura de la formación subterránea. La presión del fluido es la velocidad (volumen/tiempo) a la cual se bombea un fluido. El término "presión de inicio de la fractura" se refiere a la presión del fluido suficiente para inducir una fractura en una formación subterránea.

El fracturamiento de una formación subterránea puede incluir la introducción de cientos de miles de galones de fluido de fracturamiento al pozo. En algunas modalidades, se puede utilizar una bomba de fracturamiento para el fracturamiento hidráulico. Una bomba de fracturamiento es una bomba de alta presión y alto volumen, como una bomba alternativa de desplazamiento positivo. En algunas modalidades, se puede introducir un fluido de tratamiento mediante el uso de una bomba de fracturamiento, de modo que el fluido de fracturamiento se pueda bombear hacia el pozo a velocidades y presiones altas, por ejemplo, a una velocidad de flujo superior a aproximadamente 20 barriles por minuto (BPM) (aproximadamente 4.200 galones estadounidenses por minuto) a una presión superior a aproximadamente 2.500 libras por pulgada cuadrada ("psi"). En algunas modalidades, la velocidad de bombeo y la presión del fluido de fracturamiento pueden ser incluso mayores, por ejemplo, se pueden utilizar velocidades de flujo superiores a aproximadamente 100 BPM y presiones superiores a aproximadamente 10.000 psi.

La figura 1 muestra un sistema de bombeo adecuado 200 que se puede utilizar en los métodos de la presente descripción para bombear un fluido de tratamiento desde una superficie 118 de un pozo 120 hacia un pozo 122 durante una operación en un campo petrolífero. Por ejemplo, en algunas modalidades, la operación de tratamiento puede ser una operación de fracturamiento hidráulico, y el fluido de tratamiento bombeado es un fluido de fracturamiento. Como se muestra en la figura 1, el sistema de bombeo 200 incluye múltiples tanques de agua 221, que suministran agua a una máquina de gel 223. La máquina de gel 223 combina agua de los tanques 221 con un agente gelificante para formar un gel. Después, se envía el gel a un mezclador 225 en donde se mezcla con un apuntalante de un alimentador de apuntalante 227 para formar un fluido de fracturamiento. El agente gelificante aumenta la viscosidad del fluido de fracturamiento y puede ayudar a suspender el apuntalante en el fluido de fracturamiento.

El fluido de fracturamiento después se puede bombear a cualquier presión deseada (por ejemplo, una presión de entre aproximadamente 10 psi y aproximadamente 200 psi, como una presión de entre aproximadamente 20 psi y aproximadamente 100 psi, o una presión de entre aproximadamente 40 psi y aproximadamente 80 psi) desde el mezclador 225 a diversas bombas de émbolo 201, como lo muestran las líneas continuas 212. Si se desea, cada bomba de émbolo 201 en la modalidad de la figura 1 puede tener la misma configuración o una similar. En algunas modalidades, se pueden emplear bombas centrífugas de varias etapas en lugar de bombas de émbolo. Como se muestra en la figura 1, cada bomba de émbolo 201 puede recibir el fluido de fracturamiento a una presión adecuada (por ejemplo, una presión de entre aproximadamente 10 psi y aproximadamente 200 psi, como una presión de entre aproximadamente 20 psi y aproximadamente 100 psi, o una presión de entre aproximadamente 40 psi y aproximadamente 80 psi) y descargarlo a un colector múltiple común 210 (también denominado "remolque misil" o "misil") a una presión alta (por ejemplo, una presión de entre aproximadamente 1000 psi y aproximadamente 30.000 psi, como una presión de entre aproximadamente 3.000 psi y aproximadamente 20.000 psi, o una presión de entre aproximadamente 5.000 psi y aproximadamente 10.000 psi), como lo muestran las líneas punteadas 214. El misil 210 después dirige el fluido de fracturamiento desde las bombas de émbolo 201 hacia el pozo 122, como lo muestra la línea continua 215.

En algunas modalidades, se puede realizar y/o estimar un cálculo de la presión del pozo y de la velocidad de flujo deseada para crear las fracturas en el pozo mediante téenicas, dispositivos, sensores y metodologías conocidos, como los descritos en "Reservoir Stimulation Third Edition", de Michael J. Economides y Kenneth G. Nolte, publicado por Wilcy en 2000. Basándose en los cálculos y/o las estimaciones conocidos, se puede determinar la cantidad de potencia hidráulica utilizada por el sistema de bombeo para realizar la operación de fracturamiento. Por ejemplo, si se calcula que la presión del pozo y una velocidad de flujo adecuada son de 6000 psi (libras por pulgada cuadrada) y 68 barriles por minuto (BPM), respectivamente, entonces el sistema de bombeo 200 debería suministrar una potencia hidráulica de 10.000 al fluido de fracturamiento (es decir, 6000*68/40,8).

En algunas modalidades, el aparato motor en cada bomba de émbolo 201 puede ser un motor con una capacidad nominal máxima de 2250 de potencia al freno, que, cuando se consideran las pérdidas (aproximadamente el 3 % para las bombas de émbolo en las operaciones de fracturamiento hidráulico), permite que cada una de dichas bombas de émbolo 201 suministre un máximo de potencia hidráulica de aproximadamente 2182 al fluido de fracturamiento. Por lo tanto, para suministrar una potencia hidráulica de 10.000 a un fluido de fracturamiento, el sistema de bombeo 200 de la figura 1 utilizaría al menos cinco bombas de émbolo 201.

Para evitar una sobrecarga de la trasmisión, entre el motor y el extremo del fluido de cada bomba de émbolo 201, se puede operar cada bomba de émbolo 201 muy por debajo de su capacidad operativa máxima. Operar las bombas por debajo de su capacidad operativa también permite manipular las velocidades de cada una de dichas bombas para que funcionen a una mayor velocidad y/o menor velocidad para mantener una velocidad de bombeo sustancialmente constante durante un período (por ejemplo, durante un período de entre aproximadamente 60 segundos y aproximadamente 300 minutos), en donde se introduce un volumen de un segundo fluido (como, por ejemplo, un segundo fluido que comprende un agente de taponamiento) en el fluido de tratamiento que se está bombeando hacia el fondo del pozo. En algunas modalidades, se pueden ajustar las velocidades de las bombas de modo que la velocidad a la cual se introduce el fluido de tratamiento no fluctúe en más del ±5 % del valor inicial calculado (por ejemplo, ±3,4 BPM para las condiciones identificadas anteriormente en donde la velocidad de flujo es de 68 BPM) al cual se introduce el fluido de tratamiento en el pozo, o se pueden ajustar las velocidades de las bombas de modo que la velocidad a la cual se introduce el fluido de tratamiento no fluctúe en más del ±1 % del valor inicial calculado al cual se introduce el fluido de tratamiento en el pozo. En algunas modalidades, se puede emplear un sistema de control computarizado para dirigir y/o ajustar el sistema de bombeo completo según se desee, durante toda la operación de fracturamiento.

En algunas modalidades, en una operación de fracturamiento en donde una potencia hidráulica de 10.000 resulta adecuada y, por ejemplo, se pueden utilizar diez bombas de émbolo 201 en el emplazamiento del pozo, se puede operar cada motor de las bombas a aproximadamente 1030 de potencia al freno (aproximadamente la mitad del máximo) para suministrar una potencia hidráulica de 1000 individualmente y una potencia hidráulica de 10.000 de forma colectiva al fluido de fracturamiento. En dichas modalidades, por ejemplo, si se utilizan nueve de las bombas 201 para suministrar potencia hidráulica al fluido del tratamiento (y, como se planteó anteriormente, una de las bombas se dedicó a suministrar un segundo fluido con agente de taponamiento altamente cargado, como un fluido con alto contenido de sólidos), entonces cada uno de los nueve motores de las bombas se puede operar a aproximadamente 1145 de potencia al freno para suministrar la potencia hidráulica de 10.000 al fluido de fracturamiento, es decir, hasta el inicio del añadido del segundo fluido con agente de taponamiento altamente cargado (como un fluido con alto contenido de sólidos); y entonces se puede operar cada motor de las bombas (es decir, diez bombas en total) a una potencia al freno de aproximadamente 1030 (aproximadamente la mitad del máximo) para suministrar una potencia hidráulica de 1000 individualmente y una potencia hidráulica de 10.000 colectivamente al fluido del tratamiento (que comprendería un tapón del segundo fluido con agente de taponamiento altamente cargado, como un fluido con alto contenido de sólidos). Como se muestra en la figura 1, se puede emplear un sistema de control computarizado 229 para dirigir y/o ajustar el sistema de bombeo completo 200 durante toda la operación de fracturamiento.

Como se sugirió anteriormente, en algunas modalidades, el fluido que se bombea desde la superficie del pozo 118 hacia el pozo 122 puede comprender un primer fluido que contiene el fluido de tratamiento (como se describió anteriormente), que se bombea por una o más de las bombas de fluido primarias 201 y el segundo fluido que contiene un agente de taponamiento en un portador de fluidos que se bombea por una o más de las bombas de fluido secundarias 201'. Por ejemplo, en una operación de fracturamiento se pueden utilizar las bombas de fluido secundarias 201' para suministrar un agente de taponamiento en un portador de fluidos. En algunas modalidades, cada bomba de fluido primaria 201 y cada bomba de fluido secundaria 201' pueden tener la misma configuración o una similar.

En algunas modalidades, las bombas de fluido secundarias 201' pueden recibir una corriente de carga alta, incluido un agente de taponamiento (como un fluido con alto contenido de sólidos), como se planteó anteriormente. Por ejemplo, en algunas modalidades, el sistema de bombeo 200 incluye múltiples tanques de agua 221, que suministran agua a una máquina de gel 223. La máquina de gel 223 combina agua de los tanques 221 con un agente gelificante y forma un gel, que se envía a un flotador curvador/de mezcla de cemento 231 en donde se mezcla con un agente de taponamiento para formar un segundo fluido, en este caso un segundo fluido que comprende una cantidad predeterminada de agente de taponamiento.

En algunas modalidades, el segundo fluido se puede bombear a una presión adecuada (por ejemplo, una presión de entre aproximadamente 10 psi y aproximadamente 200 psi, como una presión de entre aproximadamente 20 psi y aproximadamente 100 psi, o una presión de entre aproximadamente 40 psi y aproximadamente 80 psi) desde el flotador curvador/de mezcla de cemento 231 a las bombas de fluido secundarias 201' como lo muestran las líneas continuas 212' y descargar por la bomba de fluido secundaria 201' a una presión alta (por ejemplo, una presión de entre aproximadamente 1000 psi y aproximadamente 30.000 psi, como una presión de entre aproximadamente 3.000 psi y aproximadamente 20.000 psi o una presión de entre aproximadamente 5.000 psi y aproximadamente 10.000 psi) a un colector múltiple común o misil 210, como lo muestran las líneas punteadas 214'.

En dichas modalidades, se pude suministrar el fluido de tratamiento suministrado a las bombas de fluido primarias desde múltiples tanques de agua 221, que suministran agua a una máquina de gel 223. La máquina de gel 223 combina agua de los tanques 221 con un agente gelificante para formar un gel. Después, se envía el gel a un mezclador 225 en donde se mezcla con un apuntalante de un alimentador de apuntalante 227 para formar un fluido de fracturamiento. Después de la administración de una cantidad predeterminada de apuntalante (por ejemplo, una cantidad de apuntalante eficaz para apoyar la fractura de interés) al pozo, se pueden bombear agua desde los tanques de agua 221 y/o un fluido de tratamiento en el cual el apuntalante no está presente a presiones adecuadas (por ejemplo, una presión de entre aproximadamente 10 psi y aproximadamente 200 psi, como una presión de entre aproximadamente 20 psi y aproximadamente 100 psi o una presión de entre aproximadamente 40 psi y aproximadamente 80 psi) directamente a las bombas de fluido primarias 201, como mediante una bomba de transferencia, y descargar a una presión alta al misil 210, como lo muestran las líneas punteadas 214. El misil 210 recibe el primer y el segundo fluido y dirige su combinación hacia el pozo como lo muestra la línea continua 215.

En algunas modalidades, se puede utilizar el sistema de bombeo 200 que se muestra en la figura 1 para bombear el agente de taponamiento simultáneamente, o inmediatamente después del apuntalante, de modo que el agente de taponamiento se pueda añadir a la línea superficial sin necesidad de disminuir la velocidad de bombeo. Por ejemplo, en algunas modalidades, es posible que la velocidad a la cual se introduce el fluido de tratamiento no fluctúe más del ±5 % de su valor inicial durante el tiempo (por ejemplo, durante un período de entre aproximadamente 10 segundos y aproximadamente 10 minutos) en el cual el agente de taponamiento se añade a la línea superficial, o es posible que la velocidad a la cual se introduce el fluido de tratamiento no fluctúe más del ±1 % de su valor inicial durante el tiempo (por ejemplo, durante un período de entre aproximadamente 20 segundos y aproximadamente 5 minutos) en el cual el agente de taponamiento se añade a la línea superficial. En algunas modalidades, el agente de taponamiento también se puede introducir en el pozo a una velocidad en el intervalo de entre aproximadamente 20 y aproximadamente 120 BPM, como entre aproximadamente 40 y aproximadamente 80 BPM, o a una velocidad de entre aproximadamente 50 y aproximadamente 60 BPM.

En las condiciones descritas anteriormente, en las cuales se emplean 10 bombas de fluido (9 bombas de fluido primarias y 1 bomba de fluido secundaria) para suministrar fluido de tratamiento a un pozo 120 en donde una potencia hidráulica de 10.000 resulta adecuada, y suponiendo que cada una de las nueve bombas de fluido primarias 201 y una bomba de fluido secundaria 201' contienen un motor con una capacidad nominal máxima de 2250 de potencia al freno, cada motor de la bomba en cada bomba de fluido primaria y cada bomba de fluido secundaria 201/201' se puede operar a aproximadamente 1030 de potencia al freno en el momento en que el segundo fluido se introduce en el sistema de fluidos para suministrar la potencia hidráulica de 10.000 al fluido de fracturamiento durante el tiempo en el cual el agente de taponamiento se añade a la línea superficial (cada uno de los nueve motores de las bombas se puede operar a aproximadamente 1145 de potencia al freno (antes y después del período en el cual el agente de taponamiento se añade a la línea superficial) para suministrar la potencia hidráulica de 10.000 al fluido de fracturamiento).

En algunas modalidades, la cantidad total de bombeos 201 en el sistema de bombeo 200 de la figura 1 se puede reducir si los motores de las bombas se ejecutan a una mayor potencia al freno. Además, se puede emplear un sistema de control computarizado 229 para dirigir y/o ajustar el sistema de bombeo completo 200 durante toda la operación de fracturamiento .

Aunque el sistema de bombeo 200 de la figura 1 se describió con respecto al pozo 120 en el cual una potencia hidráulica de 10.000 kW resulta adecuada, se debe entender que los sistemas de bombas que se pueden utilizar en el método de la presente descripción pueden suministrar cualquier cantidad deseada de potencia hidráulica a un pozo. Por ejemplo, diversos pozos pueden tener requisitos de potencia hidráulica en el intervalo de entre aproximadamente 1.000 kW de potencia hidráulica y aproximadamente 25.000 kW de potencia hidráulica, o en el intervalo de entre aproximadamente 2.000 kW de potencia hidráulica y aproximadamente 15.000 kW de potencia hidráulica.

Aunque la figura 1 muestra que el sistema de bombeo 200 tiene ocho bombas de fluido primarias 201 y una bomba de fluido secundaria 201', en algunas modalidades, el sistema de bombeo puede contener cualquier cantidad adecuada de bombas de fluido primarias y cualquier cantidad adecuada de bombas de fluido secundarias 201 (como, por ejemplo, en las modalidades en las cuales se bombea una secuencia de lechadas), según la potencia hidráulica utilizada para realizar la operación deseada en el pozo 120, la capacidad porcentual a la cual se desea ejecutar los motores de las bombas y la cantidad de cada fluido (por ejemplo, el volumen del tapón con respecto a la cantidad de fluido de tratamiento, como un fluido de fracturamiento) que se desea bombear.

En algunas modalidades, la operación puede incluir una operación de fracturamiento en la cual se bombean al pozo una secuencia de lechadas que tiene las mismas concentraciones de componentes o diferentes (por ejemplo, un agente de taponamiento). Dichas lechadas se pueden bombear a una velocidad de entre aproximadamente 20 y aproximadamente 120 BPM, como entre aproximadamente 40 y aproximadamente 80 BPM o aproximadamente 60 BPM.

En algunas modalidades, se pueden monitorizar los eventos que se producen en el fondo del pozo mientras se inyecta el fluido de tratamiento, como mientras se introduce un fluido de tratamiento que comprende un agente de taponamiento en un pozo para obstruir una fractura (dicha introducción se produce sin reducir sustancialmente la presión del fluido). Por ejemplo, dicha monitorización de eventos puede incluir obtener y registrar datos, como, por ejemplo, los datos que se muestran en la figura 2 (se proporciona otra descripción de la figura 2 a continuación en las secciones de los EJEMPLOS), que ilustra los datos de la presión obtenidos y registrados cuando el agente de taponamiento alcanza un trépano. Un aumento en la presión del tratamiento puede proporcionar pruebas de que algunas perforaciones están obstruidas. Además, cuando se produce una caída repentina de la presión, esto puede indicar que las perforaciones que se dejaron sin estímulos durante la etapa de fracturamiento ahora están abiertas y listas para absorber el fluido de desplazamiento, mientras que las perforaciones en las cuales el apuntalante se había colocado anteriormente, están obstruidas por el agente de taponamiento.

En algunas modalidades, se puede introducir el agente de taponamiento antes de que la cantidad predeterminada total de apuntalante alcance la fractura. Por ejemplo, se puede introducir el agente de taponamiento en el fluido de tratamiento simultáneamente con un último porcentaje de apuntalante, como con el último 1 % en peso de la cantidad predeterminada de apuntalante que se introduce en el pozo. En algunas modalidades, se puede introducir el agente de taponamiento en el fluido de tratamiento inmediatamente despues de introducir la cantidad total de apuntalante en el pozo, pero antes de que la cantidad predeterminada total de apuntalante alcance la fractura. Por ejemplo, se puede introducir el agente de taponamiento en el fluido de tratamiento en un momento en el intervalo de entre aproximadamente 2 segundos y aproximadamente 180 segundos después de que la cantidad predeterminada total de apuntalante se haya inyectado en el pozo, como entre aproximadamente 10 segundos y aproximadamente 60 segundos después de que la cantidad predeterminada total de apuntalante se haya inyectado en el pozo.

En algunas modalidades, se puede introducir el agente de taponamiento después de que se introduzca la cantidad predeterminada total del apuntalante en el pozo, pero antes de que la cantidad predeterminada total de apuntalante alcance la fractura, de modo que un volumen de un "separador" entre un extremo trasero del apuntalante y un borde frontal del agente de taponamiento sea inferior que un volumen del pozo entre una abertura de la superficie del pozo y la fractura que se debe obstruir. El término "separador" se refiere al volumen de fluido de tratamiento entre un extremo trasero del apuntalante, es decir, la última parte del fluido de tratamiento que contiene apuntalante, y un borde frontal del agente de taponamiento, es decir, la primera parte del fluido del tratamiento que contiene el agente de taponamiento. Por ejemplo, el volumen de separador entre un extremo trasero del apuntalante y un borde frontal del agente de taponamiento puede ser de entre aproximadamente el 2 % y aproximadamente el 90 % del volumen del pozo entre la abertura de la superficie y la fractura que se debe obstruir, como entre aproximadamente el 5 % y el 40 % del volumen del pozo entre la abertura de la superficie y la fractura que se debe obstruir.

El agente de taponamiento puede formar un tapón removible en la fractura para evitar el sobredesplazamiento del apuntalante que ha ingresado en la fractura. La cantidad de sobredesplazamiento es limitada por las etapas del volumen de fluido espaciador y divergente bombeados después del apuntalante. Se puede calcular un nivel aceptable de sobredesplazamiento mediante cálculos teóricos que incluyen las propiedades geomecánicas de las rocas, la tensión y la conductividad deseada en la región cercana al pozo. También se puede inferir a partir de un estudio de sensibilidad de los pozos en el cual se han utilizado diversas cantidades de fluidos de sobredesplazamiento y en donde se puede calcular la conductividad de la fractura cercana al pozo a partir de resultados de producción. Por ejemplo, el método puede evitar que aproximadamente el 90 % en peso o más (como aproximadamente el 95 % en peso o más, o aproximadamente el 99 % en peso o más) del apuntalante se sobredesplace de una fractura en la región cercana al pozo (como evitar que aproximadamente el 90 % en peso o más (como aproximadamente el 95 % en peso o más, o aproximadamente el 99 % en peso o más) del apuntalante se desplace a una distancia de más de aproximadamente 10 pies del pozo, o a una distancia mayor que aproximadamente 20 pies del pozo, o a una distancia mayor que aproximadamente 50 pies del pozo, o a una distancia mayor que aproximadamente 100 pies del pozo.

En algunas modalidades, los métodos de la presente descripción pueden incluir además la realización de una operación en el fondo del pozo conocida después de que se haya formado el tapón, como una operación de fracturamiento hidráulico adicional, una operación de acidificación, una operación de estimulación, una operación de control de arena, una operación de terminación, una operación de consolidación del pozo, una operación de tratamiento de recuperación, una operación de cementación, una operación de fluido de empaque de fracturamiento y/o una operación de compactación de grava.

En algunas modalidades, los métodos de la presente descripción también pueden incluir permitir que el tapón se degrade, al menos parcialmente, o se retire después de un tiempo predeterminado.

En algunas modalidades, los métodos de la presente descripción también pueden incluir la colocación de un tapón puente o tapón de arena en el pozo y el fracturamiento posterior de una capa o capas adicionales. El tapón puente se puede colocar en el pozo entre la abertura de la superficie del pozo y la fractura formada anteriormente. En otras palabras, un método de tapón puente incluye el fracturamiento de una formación subterránea y después la colocación de un tapón puente y la repetición de este proceso según se desee. El uso de un tapón puente garantiza el aislamiento de la zona mediante la colocación de un empacador entre la zona fracturada y objetivo. Un método de tapón de arena es similar al método de tapón puente, con la diferencia de que los tapones de arena se utilizan en lugar de los tapones mecánicos.

En algunas modalidades, los métodos de la presente descripción pueden incluir el fracturamiento de una capa o capas posteriores sin la colocación de un tapón puente o un tapón de arena.

Fluidos de tratamiento Como se planteó anteriormente, el fluido de tratamiento adecuado para utilizar en los métodos de la presente descripción (incluidas las modalidades que comprenden una operación de fondo de pozo adicional) puede ser cualquier fluido de tratamiento de pozo, como un fluido de fracturamiento hidráulico, un fluido acidificante (fracturamiento ácido, fluido divergente ácido), un fluido de estimulación, un fluido de control de arena, un fluido de terminación, un fluido de consolidación de pozo, un fluido de tratamiento de recuperación, un fluido de cementación, un fluido de perforación, un fluido de fracturamiento y compactación o un fluido de compactación de grava. El disolvente (por ejemplo, fluido portador o disolvente portador) para el fluido de tratamiento puede ser un disolvente puro o una mezcla. Los disolventes adecuados para utilizar con los métodos de la presente descripción, como para formar los fluidos de tratamiento descritos en el presente, pueden ser de base acuosa u orgánica. Los disolventes acuosos pueden incluir al menos uno de agua fresca, agua de mar, salmuera, mezclas de agua y compuestos orgánicos solubles en agua y mezclas de estos. Los disolventes orgánicos pueden incluir cualquier disolvente orgánico capaz de disolver o suspender los diversos componentes adicionales del fluido de tratamiento.

En algunas modalidades, el fluido de tratamiento puede tener cualquier viscosidad adecuada, como una viscosidad de entre aproximadamente 1 cP y aproximadamente 1.000 cP (o de entre aproximadamente 10 cP y aproximadamente 100 cP) a la temperatura de tratamiento, que puede oscilar entre una temperatura de la superficie y una temperatura de fondo de pozo estática (yacimiento), como entre aproximadamente -40 °C y aproximadamente 150 °C, o entre aproximadamente 10 °C y aproximadamente 120 °C, o entre aproximadamente 25 °C y aproximadamente 100 °C.

Aunque se describe en el presente que los fluidos de tratamiento de la presente descripción comprenden los componentes mencionados anteriormente, se debe entender que los fluidos de tratamiento de la presente descripción pueden comprender opcionalmente otros materiales diferentes desde el punto de vista químico. En algunas modalidades, el fluido de tratamiento puede comprender además agentes estabilizantes, surfactantes, agentes divergentes u otros aditivos. Además, un fluido de tratamiento puede comprender una mezcla de varios agentes reticuladores y/u otros aditivos, como fibras o rellenos, siempre que los otros componentes elegidos para la mezcla sean compatibles con el uso previsto del fluido de tratamiento. Además, el fluido de tratamiento puede comprender amortiguadores, agentes de control del pH y otros aditivos adicionales añadidos para promover la estabilidad o la funcionalidad del fluido de tratamiento. Los componentes del fluido de tratamiento se pueden seleccionar de modo que puedan reaccionar o no con la formación subterránea que se tratará.

En este aspecto, el fluido de tratamiento puede incluir componentes seleccionados independientemente de cualquier sólido, líquido, gas y combinaciones de estos, como lechadas, líquidos saturados con gas o líquidos no saturados con gas, mezclas de dos o más líquidos miscibles o no miscibles y similares. Por ejemplo, el fluido de tratamiento puede comprender químicos orgánicos, químicos inorgánicos y cualquier combinación de estos. Los químicos orgánicos pueden ser monoméricos, oligoméricos, poliméricos, reticulados y combinaciones, mientras que los polímeros pueden ser termoplásticos, termoestables, de ajuste de la humedad, elastoméricos y similares. Los químicos inorgánicos pueden ser ácidos inorgánicos y bases inorgánicas, metales, iones metálicos, químicos alcalinos y alcalinotérreos, minerales, sales y similares.

Se pueden incluir diversos materiales fibrosos en el fluido de tratamiento. Los materiales fibrosos adecuados pueden ser entretejidos o no entretejidos, y pueden comprender fibras orgánicas, fibras inorgánicas, mezclas y combinaciones de estas.

En algunas modalidades, se puede dirigir el fluido de tratamiento a un pozo mediante un sistema de bombeo que bombea uno o más fluidos de tratamiento hacia el pozo. Como se planteó anteriormente, los sistemas de bombeo pueden incluir dispositivos de mezcla o combinación, en donde se pueden mezclar o combinar diversos componentes, como fluidos, sólidos y/o gases antes de bombearse hacia el pozo. El dispositivo de mezcla o combinación se puede controlar de diversas maneras, incluido, por ejemplo, utilizando los datos obtenidos ya sea en el fondo del pozo desde un pozo, los datos de la superficie o alguna combinación de estos.

Se puede utilizar cualquier material particulado que se desee en los métodos de la presente descripción. Por ejemplo, los materiales particulados pueden incluir arena dimensionada, apuntalantes inorgánicos sintéticos, apuntalantes recubiertos, apuntalantes no recubiertos, apuntalantes recubiertos con resina y arena recubierta con res na.

En las modalidades en las cuales el material particulado es un apuntalante, el apuntalante utilizado en los métodos de la presente descripción puede ser de cualquier tamaño adecuado para mantener abierta la fractura y permitir que el fluido fluya a través del empaque de apuntalante, es decir, entre y alrededor del apuntalante que conforma el empaque. En algunas modalidades, se puede seleccionar el apuntalante basándose en las características deseadas, como el intervalo de tamaño, la resistencia al aplastamiento y la insolubilidad. En algunas modalidades, el apuntalante puede tener una resistencia a la compresión o al aplastamiento suficiente para mantener abierta la fractura sin deformarse o ser aplastado por la tensión de cierre de la fractura en la formación subterránea. En algunas modalidades, el apuntalante puede no disolverse en los fluidos de tratamiento que se encuentran comúnmente en un pozo.

Se puede utilizar cualquier apuntalante, siempre que sea compatible con la formación, el fluido del tratamiento y los resultados deseados de la operación de tratamiento. Dichos apuntalantes pueden ser naturales o sintéticos (incluido dióxido de silicona, arena, cáscaras de frutos secos, cáscaras de maní, bauxitas, bauxita sinterizadas, vidrio, materiales naturales, perlas de plástico, metales particulados, recortes de perforación, materiales cerámicos y cualquier combinación de estos) , recubiertos o contener químicos; se puede utilizar más de un apuntalante secuencialmente o en mezclas de tamaños o materiales diferentes. El apuntalante puede estar recubierto por resina, siempre que la resina y cualquier otro químico en el recubrimiento sea compatible con los otros químicos de la presente descripción, como las fibras térmicamente contraíbles y/o contraídas de la presente descripción.

El apuntalante utilizado puede tener cualquier tamaño de partícula deseado, como un tamaño de partícula promedio de entre aproximadamente 0,15 mm y aproximadamente 2,39 mm (aproximadamente 8 y aproximadamente 100 mesh de EUA), o entre aproximadamente 0,25 y aproximadamente 0,43 mm (40/60 mesh), o entre aproximadamente 0,43 y aproximadamente 0,84 mm (20/40 mesh), o entre aproximadamente 0,84 y aproximadamente 1,19 mm (16/20), o entre aproximadamente 0,84 y aproximadamente 1,68 mm (12/20 mesh) y entre aproximadamente 0,84 y aproximadamente 2,39 mm (8/20 mesh) de materiales dimensionados. El apuntalante puede estar presente en una lechada (que se puede añadir al fluido de tratamiento) en cualquier concentración deseada, como una concentración de entre aproximadamente 0,12 y aproximadamente 3 kg/L, o entre aproximadamente 0,12 y aproximadamente 1,44 kg/L (aproximadamente 1 PPA y aproximadamente 25 PPA, o entre aproximadamente 1 y aproximadamente 12 PPA; PPA es "libras de apuntalante añadido" por galón de líquido).

Agentes de taponamiento Los agentes de taponamiento adecuados para utilizar en los métodos descritos anteriormente incluyen aquellos capaces de formar un tapón en una fractura subterránea. El agente de taponamiento es un material capaz de formar un tapón en la cercanía de la fractura para evitar que penetre más fluido y que barra el apuntalante más profundo en la fractura. El agente de taponamiento puede obstruir una fractura, por ejemplo, formando una obturación con los apuntalantes en la fractura. Los agentes de taponamiento adecuados incluyen aquellos capaces de formar tapones removibles, como tapones degradables o pasibles de disolución. Los tapones degradables son tapones de materiales degradables capaces de degradarse de forma completa o al menos parcial. Los tapones pasibles de disolución son tapones de materiales pasibles de disolución capaces de disolverse de forma completa o al menos parcial. Por ejemplo, un agente de taponamiento adecuado puede ser un fluido con alto contenido de sólidos, un sellador de bola, como selladores de bola degradadles, es decir, una biobola o un fluido portador y un agente de taponamiento. Algunos ejemplos de agentes de taponamiento adecuados incluyen materiales degradables, materiales fundibles, materiales pasibles de disolución y materiales no degradables.

Como se describe en WO 2013085412, cuya descripción se incorpora al presente mediante esta referencia en su totalidad, el uso de un fluido con alto contenido de sólidos puede comprender el uso de una lechada que contiene una mezcla multimodal de partículas sólidas para obstruir la fractura del pozo, o las zonas de la formación, durante el fracturamiento de varias etapas. La lechada bombeable o dispersable, y móvil, se denomina fluido con alto contenido de sólidos o Fluido con alto contenido de sólidos (HSCF). En algunas modalidades, el segundo fluido mencionado anteriormente que comprende el agente de taponamiento puede ser un fluido HSCF en el cual o bien (i) se reduce el volumen de la fase líquida continua de la lechada (deshidratación) de modo que el volumen de sólidos supera la fracción del volumen empacado o (ii) la viscosidad de la fase líquida continua de la lechada aumenta hasta el punto en el cual la lechada ya no fluye bajo la presión del fluido aplicada. En algunas modalidades, cualquiera de las acciones puede ser adecuada para provocar la formación de un tapón mecánicamente estable. Dicho tapón puede ser removible químicamente o permanente.

En algunas modalidades, un fluido portador para el agente de taponamiento puede comprender, por ejemplo, agua, como agua fresca o agua de mar; geles hidratables, como gomas guar, polisacáridos, xantano, hidroxil-etil-celulosa y similares; un gel hidratable reticulado; un ácido viscosificado, como un ácido basado en gel; un ácido emulsionado, como un ácido de fase externa de aceite; un fluido energizado, como una espuma basada en N2 o CO2; y un fluido basado en aceite, como un aceite gelificado, espumado o viscosificado de otro modo. Adicionalmente, el fluido portador puede ser una salmuera o puede incluir una salmuera. En algunas modalidades, el fluido portador puede incluir un ácido poli-amino-policarboxílico y es un triacetato de hidroxil-etil-etilen-diamina trisódico, sal mono-amonio de triacetato de hidroxil-etil-etilen-diamina y/o una sal mono-sodio de tetra-acetato de hidroxil-etil-etilen-diamina.

Un fluido portador con una viscosidad suficiente puede tener la capacidad de suspender la arena presente en el pozo y transportarla a la fractura, mediante lo cual se minimiza adicionalmente la probabilidad de que un tapón puente posterior se atasque y reduzca la longitud de la fractura cerca del pozo, que se dejaría sin apuntalar. La viscosidad del fluido suficiente depende del tamaño y de la gravedad específica del apuntalante que quede en el pozo y que se suspenderá .

En algunas modalidades, el agente de taponamiento puede ser de materiales de una forma fabricada, con una carga lo suficientemente alta como para ser interceptado en la cercanía del pozo. Por ejemplo, la carga puede encontrarse en el intervalo de entre aproximadamente 20 Ib/1000 gal (2,4 g/L) y aproximadamente 1000 lb/1000 gal (120 g/L), o en un intervalo de entre aproximadamente 40 lb/1000 gal (4,8 g/L) y aproximadamente 750 lb/1000 gal (90 g/L). La forma fabricada del agente de taponamiento puede ser partículas redondas que tienen dimensiones que se optimizan para el taponamiento. En algunas modalidades, los materiales del agente de taponamiento pueden ser formas diferentes, como cubos, tetraedros, octaedros, formas tipo placa (copos), ovalada y similares. Los materiales del agente de taponamiento pueden ser de cualquier dimensión adecuada para el taponamiento. Por ejemplo, como se describe en la publicación de solicitud de patente estadounidense N.° 2012/0285692, cuya descripción se incorpora al presente mediante esta referencia en su totalidad, el agente de taponamiento puede incluir partículas que tienen un tamaño de partícula promedio de entre aproximadamente 3 mm y aproximadamente 2 cm, tamaño de partícula en el intervalo de entre aproximadamente 5 mm y aproximadamente 12 mm. Además, el agente de taponamiento puede incluir adicionalmente una segunda cantidad de partículas que tienen un tamaño de partícula promedio de entre aproximadamente 1,6 y aproximadamente 20 veces más pequeño que el primer tamaño de partícula promedio. En algunas modalidades, el agente de taponamiento puede incluir copos que tienen un tamaño de partícula promedio hasta 10 veces más pequeño que el primer tamaño de partícula promedio.

Las formas fabricadas· de los materiales del agente de taponamiento pueden ser hechas de un material dilatable. Un material dilatable puede ser un material que se dilata en presencia de hidrocarburos, agua o mezclas de estos. Los materiales dilatables adecuados pueden incluir, por ejemplo, elastómeros, resinas dilatables, polímeros dilatables, arcillas y similares. Por ejemplo, el material puede ser poliacrilamidas reticuladas y derivados del ácido polacrílico; arcilla de esmectita, bentonita; goma dilatable por aceite; elastómeros dilatables por agua; y mezclas de estos.

Los particulados dilatables adecuados para utilizar como el agente de taponamiento se pueden encontrar en cualquier forma o tamaño, como granos, esferas, fibras, particulados formados, perlas, bolas y similares. Los materiales dilatables pueden ser degradadles o pasibles de disolución en presencia de ácidos, hidróxidos, aminas u otros reactivos. El tiempo de dilatación de las partículas se puede controlar por recubrimientos de disolución lenta, aditivos en el fluido base o en la composición del material dilatable o mediante un cambio de la temperatura. Por ejemplo, se pueden suspender los materiales dilatables y las fibras en un fluido base, como agua de baja fricción, fluidos gelificados, fluidos reticulados, fluidos VES, espumas, emulsiones, salmueras o mezclas de estos.

Otras partículas dilatables pueden incluir un apuntalante modificado que incluye una partícula de apuntalante y un recubrimiento de hidrogel, en donde el recubrimiento de hidrogel se aplica a una superficie de la partícula de apuntalante y se ubica en la superficie para producir el apuntalante modificado, como se divulgó en la publicación de solicitud de patente estadounidense N.° 2013/0233545, cuya descripción se incorpora al presente mediante esta referencia en su totalidad.

Agentes de taponamiento removibles Los agentes de taponamiento removibles pueden ser cualquier material, como materiales sólidos (incluido, por ejemplo, sólidos degradables y/o sólidos pasibles de disolución), que se pueden retirar dentro de un período deseado. En algunas modalidades, se puede ayudar o acelerar la remoción mediante un lavado que contenga un reactivo (por ejemplo, capaz de reaccionar con una o más moléculas del agente de taponamiento para escindir un enlace en una o más moléculas en el agente de taponamiento) y/o un disolvente adecuado (por ejemplo, capaz de provocar que una molécula del agente de taponamiento pase de la fase sólida a dispersarse y/o a disolverse en una fase líquida), como un componente que cambie el pH y/o la salinidad. En algunas modalidades, se puede ayudar o acelerar la remoción mediante un lavado que contenga un componente adecuado que cambie el pH y/o la salinidad. También se puede ayudar a la remoción mediante un aumento en la temperatura, por ejemplo, cuando el tratamiento se realiza antes de la inundación con vapor y/o un cambio en la presión.

En algunas modalidades, los materiales del agente de taponamiento removible pueden ser materiales degradables y/o materiales pasibles de disolución. Un material degradable se refiere a un material que se degradará al menos parcialmente (por ejemplo, mediante escisión de un enlace químico) dentro de un período deseado de modo que no se utilice una intervención adicional para retirar el tapón. Por ejemplo, se puede degradar al menos el 30 % del material removible, como al menos el 50 % o al menos el 75 %. En algunas modalidades, el 100 % del material removible se puede degradar. La degradación del material removible se puede disparar por un cambio de temperatura y/o mediante una reacción química entre el material removible y otro reactivo. La degradación puede incluir la disolución del material removible.

Los materiales removibles para utilizar como el agente de taponamiento pueden encontrarse en cualquier forma adecuada: por ejemplo, polvo, particulados, perlas, chips o fibras. Cuando el material removible se encuentra en forma de fibras, las fibras pueden tener una longitud de entre aproximadamente 2 y aproximadamente 25 mm, como entre aproximadamente 3 mm y aproximadamente 20 mm. En algunas modalidades, las fibras pueden tener una densidad de masa lineal de entre aproximadamente 0,111 dtex y aproximadamente 22,2 dtex (entre aproximadamente 0,1 y aproximadamente 20 denier), como entre aproximadamente 0,167 y aproximadamente 6,67 dtex (entre aproximadamente 0,15 y aproximadamente 6 denier). Las fibras adecuadas se pueden degradar en condiciones de fondo de pozo, que pueden incluir temperaturas de hasta aproximadamente 180 °C (aproximadamente 350 °F) o más y presiones de hasta aproximadamente 137,9 MPa (aproximadamente 20.000 psi) o más, en una duración adecuada para la operación seleccionada, desde una duración mínima de aproximadamente 0,5, aproximadamente 1, aproximadamente 2 o aproximadamente 3 horas hasta un máximo de aproximadamente 24, aproximadamente 12, aproximadamente 10, aproximadamente 8 o aproximadamente 6 horas, o un intervalo entre cualquier duración mínima hasta cualquier duración máxima.

Los materiales removibles pueden ser sensibles al ambiente, por lo tanto, las propiedades de dilución y de precipitación se deben tener en cuenta al seleccionar el material removible adecuado. El material removible utilizado como un sellador puede sobrevivir en la formación o pozo durante un tiempo lo suficientemente prolongado (por ejemplo, entre aproximadamente 3 y aproximadamente 6 horas) . La duración debe ser lo suficientemente prolongada como para que los servicios de cable perforen la próxima arena de la zona productiva, para que los tratamientos de fracturamiento posteriores se completen y para que la fractura se cierre con el apuntalante antes de que se sedimente por completo, lo que proporciona una conductividad de la fractura mejorada.

Otros materiales removibles adecuados y métodos de uso de estos incluyen los descritos en la publicación de solicitud de patente estadounidenses N.° 2006/0113077, 2008/0093073 y 2012/0181034, cuyas descripciones se incorporan al presente en su totalidad mediante esta referencia. Dichos materiales incluyen fibras inorgánicas, por ejemplo, de piedra caliza o de vidrio, pero más comúnmente son polímeros o copolímeros de ásteres, amidas u otros materiales similares. Pueden estar parcialmente hidrolizados en ubicaciones fuera de la estructura principal. Cualquiera de estos materiales que son removibles (debido, en parte a que los materiales pueden, por ejemplo, degradarse y/o disolverse) en el tiempo adecuado, en las condiciones presentes, también se pueden utilizar en los métodos de la presente descripción. Por ejemplo, se pueden utilizar polioles que contienen tres o más grupos hidroxilo. Los polioles adecuados incluyen polioles poliméricos que se solubilizan con el calentamiento, la desalinización o una combinación de estos, y contienen átomos de carbono con hidroxilo sustituido en una cadena de polímeros separada de los átomos de carbono con hidroxilo sustituido adyacentes por al menos un átomo de carbono en la cadena de polímeros. Los polioles pueden carecer de sustituyentes de hidroxilo adyacentes. En algunas modalidades, los polioles tienen un peso molecular promedio de entre aproximadamente 5000 y aproximadamente 500.000 daltones o más, como entre aproximadamente 10.000 y aproximadamente 200.000 daltones.

Otros ejemplos de materiales removibles incluyen polihidroxialcanoatos, poliamidas, policaprolactonas, polihidroxibutiratos, polietilentereftalatos, alcoholes polivinílicos, óxido de polietileno (polietilenglicol), acetato de polivinilo, acetato de polivinilo parcialmente hidrolizado y copolímeros de estos materiales. Los polímeros o copolímeros de ásteres, por ejemplo, incluyen láctido sustituido y no sustituido, glicólido, ácido poliláctico y ácido poliglicólico. Por ejemplo, los materiales removibles adecuados para utilizar como agentes de taponamiento incluyen ácido poliláctido; policaprolactona; polihidroxibutirato; polihidroxivalerato; polietileno; polihidroxialcanoatos, como poli[R-3-hidroxibutirato], poli [R-3-hidroxibutirato-co-3-hidroxivalerato], poli [R-3-hidroxibutirato-co-4-hidroxivalerato] y similares; polímeros basados en almidones; ácido poliláctico y copoliésteres; ácido poliglicólico y copolímeros; poliésteres alifático-aromáticos, como ro1?(e-caprolactona), tereftalato de polietileno, tereftalato de polibutileno y similares; polivinilpirrolidona; polisacáridos; polivinilimidazol; ácido polietacrílico; polivinilamina; polivinilpiridina ; y proteínas, como gelatina, trigo y gluten de maíz, harina de semillas de algodón, proteínas de lactosuero, proteínas miofibrilares, caseínas y similares. Los polímeros o copolímeros de amidas, por ejemplo, pueden incluir poliacrilamidas.

Los materiales removibles, como, por ejemplo, los materiales degradables y/o pasibles de disolución, se pueden utilizar en el agente de taponamiento a concentraciones altas (como entre aproximadamente 20 Ib/1000 gal y aproximadamente 1000 Ib/1000 gal, o entre aproximadamente 40 lb/1000 gal y aproximadamente 750 lb/1000 gal) para formar tapones o puentes temporarios. El material removible también se puede utilizar en concentraciones de al menos 4,8 g/L (40 lb/1.000 gal), al menos 6 g/L (50 lb/1.000 gal) o al menos 7,2 g/L (60 lb/1.000 gal). Las concentraciones máximas de estos materiales que se pueden utilizar pueden depender de los equipos de mezclado y de adición superficiales disponibles.

Los agentes de taponamiento removibles adecuados también incluyen materiales pasibles de disolución y materiales fundibles (los cuales también se pueden degradar).

Un material fundible es un material que pasa de una fase sólida a una fase líquida tras la exposición a un estímulo adecuado, que, generalmente, es la temperatura. Un material pasible de disolución (a diferencia de un material degradable, que, por ejemplo, puede ser un material que se puede romper (en algunas condiciones) en partes más pequeñas mediante un proceso químico que produce la escisión de los enlaces químicos, como la hidrólisis) es un material que pasa de una fase sólida a una fase líquida tras la exposición a un disolvente adecuado o sistema de disolventes (es decir, que es soluble en uno o más disolventes). El disolvente puede ser un fluido portador utilizado para fracturar el pozo o el fluido producido (hidrocarburos) u otro fluido utilizado durante el tratamiento del pozo. En algunas modalidades, los procesos de disolución y degradación pueden participar en la remoción del agente de taponamiento.

Dichos materiales removibles, por ejemplo, materiales pasibles de disolución, fundibles y/o degradables, se pueden encontrar en cualquier forma: por ejemplo, polvo, particulados, perlas, chips o fibras. Cuando el material se encuentra en forma de fibras, las fibras pueden tener una longitud de entre aproximadamente 2 y aproximadamente 25 mm, como entre aproximadamente 3 mm y aproximadamente 20 mm. Las fibras pueden tener cualquier valor de denier adecuado, como un denier de entre aproximadamente 0,1 y aproximadamente 20, o de entre aproximadamente 0,15 y aproximadamente 6.

Algunos ejemplos de materiales de fibra removibles adecuados incluyen fibras de ácido poliláctico (PLA) y poliglicólido (PGA), fibras de vidrio, fibras de tereftalato de polietileno (PET) y similares.

En algunas modalidades, el contenido de agente de taponamiento puede incluir pelusas de fibras preprocesadas, que representan los sólidos atrapados dentro de una red de fibras .

Material no removible En algunas modalidades, el agente de taponamiento puede ser un material no removible, que es un material que no se degrada, al menos parcialmente, en un período deseado. Los materiales no degradables adecuados para utilizar como agentes de taponamiento incluyen cemento, apuntalante y un material de una composición similar al apuntalante (por ejemplo, cerámicas, arenas, bauxitas). Los materiales no degradables forman un tapón no degradable (y/o no pasible de disolución), que, posteriormente se puede retirar al menos parcialmente o por completo utilizando otros medios, como una tubería flexible o un abrasivo, como arena.

Lo anterior se ilustra adicionalmente mediante referencia a los siguientes ejemplos, que se presentan con fines ilustrativos y no pretenden limitar el alcance de la presente descripción.

EJEMPLOS En un primer ejemplo, se fractura un pozo horizontal en secciones, que están aisladas mecánicamente por tapones puente. Cada sección mide 300 pies de largo y tiene seis conglomerados de perforación de 1 pie, que están separados por 50 pies. Cada conglomerado de perforación contiene seis perforaciones. Las perforaciones se encuentran a una profundidad medida, de modo que el volumen de desplazamiento desde la boca de pozo hasta las perforaciones es de aproximadamente 300 barriles (bbl).

Se bombeo una etapa de fracturamiento que contenía 80.000 libras (Ib) de apuntalante hacia el pozo para colocar el apuntalante. Después de colocar el apuntalante, se bombearon aproximadamente 20 bbl de un separador, seguido del bombeo de un agente de taponamiento. El agente de taponamiento incluía (i) 50 Ib de partículas degradables que tenían una distribución de tamaño que oscilaba entre aproximadamente 3 mm y 100 mesh y (ii) 8,4 Ib de fibras en 5 bbl de un gel lineal de 25 Ib. Esto corresponde a 238 lb/1000 gal de partículas y 40 lb/1000 gal de fibra.

Se suministró el agente de taponamiento desde una corriente de carga alta, que se inyecta a aproximadamente 8 bbl/min mientras las bombas de fracturamiento bombean gel lineal a aproximadamente 42 bbl/min para llevar la velocidad de inyección total a aproximadamente 50 bbl/min. Por lo tanto, la corriente de carga alta se "diluyó" en la corriente de fracturamiento y la píldora de fondo de pozo tiene las propiedades que se muestran en la siguiente tabla 1.

Tabla 1: Componentes de la píldora de fondo de pozo.

Se desplazó la píldora con aproximadamente 350 bbl de fluido reticulado, sin sólidos. Inmediatamente despues de que se apretó el apuntalante en las perforaciones, se redujo la velocidad de inyección de 50 bbl/min a 20 bbl/min para mantener funcional al material de taponamiento. El tiempo utilizado para ralentizar la bomba indica el volumen del separador entre la última parte del apuntalante, que se bombeó en las perforaciones a velocidad completa y el inicio del agente de taponamiento, que se apretó en las perforaciones a menor velocidad.

Como se muestra en la figura 2, la presión superficial aumentó en aproximadamente 3100 psi cuando el agente de taponamiento tocó el trépano. El aumento en la presión del tratamiento prueba que algunos tapones de perforación están obstruidos. El aumento en la presión es seguido por una caída repentina de la presión de aproximadamente 1000 psi, lo que muestra que las perforaciones que se dejaron sin estímulos durante la etapa de fracturamiento ahora están abiertas y listas para absorber el fluido de desplazamiento, mientras que las perforaciones en las cuales el apuntalante se había colocado anteriormente, están obstruidas por el agente de taponamiento.

Después, se bombeó un tapón puente en el pozo y se completó la sección posterior de forma similar a la primera sección descrita anteriormente. En el proceso de enjuague del pozo y bombeo del pozo, el apuntalante no se barrió más profundo dentro de la fractura, ya que el fluido se dirige a perforaciones que no se habían estimulado durante la secuencia de patín a enjuague.

Aunque la descripción anterior se ha descrito en la presente con referencia a medios, materiales y modalidades particulares, no se pretende limitar a los detalles descritos en la presente; por el contrario, se extiende a toda estructura, método y uso equivalentes, tales como los comprendidos en el alcance de las reivindicaciones adjuntas. Además, aunque anteriormente solo se han descrito en detalle algunas modalidades ejemplares, los entendidos en la téenica apreciarán fácilmente que es posible realizar muchas modificaciones a las modalidades ejemplares sin apartarse materialmente de la descripción de MÉTODOS PARA MINIMIZAR EL SOBREDESPLAZAMIENTO DE APUNTALANTE EN TRATAMIENTOS DE FRACTURAS (METHODS FOR MINIMIZING OVERDISPLACEMENT OF PROPPANT IN FRACTURE TREATMENTS). Por consiguiente, se pretende que todas dichas modificaciones estén incluidas dentro del alcance de la presente divulgación tal como se define en las siguientes reivindicaciones. En las reivindicaciones, se pretende que las cláusulas de medios más funciones incluyan las estructuras descritas en la presente que cumplan la función descrita y no solo equivalentes estructurales sino también estructuras equivalentes. Por lo tanto, aunque un clavo y un tornillo pueden no ser equivalentes estructurales en el hecho de que un clavo emplea una superficie cilindrica para fijar piezas de madera, mientras que un tornillo emplea una superficie helicoidal, en el ambiente de fijar piezas de madera, un clavo y un tornillo pueden ser estructuras equivalentes. La intención expresa del solicitante es no recurrir al artículo 112(f), del título 35 del USC [Código de Estados Unidos] para cualquier limitación de cualquiera de las reivindicaciones de la presente, salvo aquellas donde la reivindicación utiliza expresamente la expresión "medios para" junto con una función relacionada.

Claims

REIVINDICACIONES

1 . Un método para tratar una formación subterránea penetrada por un pozo, que comprende: generar una fractura en la formación subterránea; inyectar un fluido de tratamiento en el pozo a una presión del fluido igual o mayor que una presión de inicio de la fractura de la formación subterránea, en donde el fluido de tratamiento se utiliza para transportar una cantidad predeterminada de un apuntalante hacia el pozo; mientras el fluido de tratamiento se inyecta, introducir un agente de taponamiento sin disminuir la presión del fluido, en donde el agente de taponamiento se introduce en el fluido de tratamiento antes de que la totalidad de la cantidad predeterminada de apuntalante llegue a la fractura; y evitar el sobredesplazamiento del apuntalante que ha ingresado en la fractura mediante la formación de un tapón removible a partir del agente de taponamiento en la fractura.

2. El método de la reivindicación 1 caracterizado por que el agente de taponamiento comprende un material seleccionado del grupo que consiste en un material removible y un material no removible.

3 . El método de la reivindicación 2 caracterizado por que : el agente de taponamiento es un material removible que comprende un material degradable y el método además comprende permitir que el material degradable se degrade al menos se parcialmente después de un período predeterminado de manera que un desaparezca un tapón degradable .

4. El método de la reivindicación 2 caracterizado por que : el agente de taponamiento es un material removible que comprende un material pasible de disolución y el método además comprende permitir que el material pasible de disolución se disuelva al menos parcialmente después de un período predeterminado de manera que un desaparezca un tapón pasible de disolución.

5. El método de la reivindicación 1 caracterizado por que el agente de taponamiento se introduce en el fluido de tratamiento con al menos el 1 % en peso de la cantidad predeterminada de apuntalante que se inyecta en el pozo.

6. El método de la reivindicación 1 caracterizado por que el agente de taponamiento se introduce en el fluido de tratamiento en un momento en el cual se encuentra en el intervalo de entre aproximadamente 2 segundos y aproximadamente 180 segundos después de que la cantidad predeterminada total de apuntalante se ha inyectado en el pozo.

7. El método de la reivindicación 1 caracterizado por que : el agente de taponamiento se introduce después de que se introduzca la cantidad predeterminada total del apuntalante en el pozo, pero antes de que la cantidad predeterminada total de apuntalante alcance la fractura, de modo que un volumen de un separador entre un extremo trasero del apuntalante y un borde frontal del agente de taponamiento sea inferior que un volumen del pozo entre una abertura de la superficie del pozo y la fractura que se debe obstruir con el tapón degradable.

8. El método de la reivindicación 1 que además comprende realizar una operación en el fondo del pozo después de que se forma el tapón.

9. El método de la reivindicación 1 caracterizado por que el fluido de tratamiento se inyecta en el pozo a una velocidad en un intervalo de entre aproximadamente 20 barriles por minuto (bbl/min) (2,38 m3/min) y aproximadamente 120 barriles por minuto (bbl/min) (14,31 m3/min).

10. El método de la reivindicación 1 que además comprende : colocar un tapón puente en el pozo entre un abertura de la superficie del pozo y la fractura.

11. Un método para minimizar el sobredesplazamiento de un apuntalante de una formación subterránea penetrada por un pozo, el cual método comprende: introducir una lechada que incluye una cantidad de apuntalante en una fractura formada en la formación subterránea; introducir un agente de taponamiento en la lechada simultáneamente o después de un último porcentaje de apuntalante, sin disminuir una presión del fluido utilizada para introducir la cantidad de apuntalante en la fractura; y obturar la fractura mediante la formación de un tapón a partir del agente de taponamiento.

12. El método de la reivindicación 11 caracterizado por que una velocidad en la que la lechada se introduce en el pozo no fluctúa por más del 5 % en el momento en el cual el agente de taponamiento se introduce en la lechada.

13. El método de la reivindicación 11 caracterizado por que la lechada se introduce en el pozo a una velocidad en un intervalo de entre aproximadamente 20 barriles por minuto (bbl/min) (2,38 m3/min) y aproximadamente 120 barriles por minuto (bbl/min) (14,31 m3/min).

14 . El método de la reivindicación 11 caracterizado por que el agente de taponamiento comprende un material removible .

15. El método de la reivindicación 14 caracterizado por que el material removible comprende una fibra.

16. El método de la reivindicación 14 caracterizado por que el agente de taponamiento es un material removible que comprende un particulado.

17. El método de la reivindicación 14 caracterizado por que el material removible forma el tapón en la fractura formando una obturación con los apuntalantes en la fractura.

18. El método de la reivindicación 14 que además comprende permitir que el material degradable se degrade al menos se parcialmente después de un período predeterminado de manera que un desaparezca el tapón degradable.

19. El método de la reivindicación 10 caracterizado por que no se coloca ningún tapón puente o tapón de arena en el pozo antes de la fracturación de una capa posterior.

20. El método de la reivindicación 10 caracterizado por que una fase fluida de la lechada comprende uno o más miembros seleccionados del grupo que consiste en un tensioactivo viscoelástico, un cotensioactivo modificador de reología RESUMEN DE LA DIVULGACIÓN Un método para tratar una formación subterránea incluye la generación de una fractura en la formación subterránea, la introducción de una cantidad predeterminada de apuntalante en un fluido de tratamiento y, posteriormente, la introducción de un agente de taponamiento en el fluido de tratamiento antes de que la totalidad de la cantidad predeterminada de apuntalante llegue a la fractura, minimizando el sobredesplazamiento del apuntalante de la fractura.