MX2014016040A - Metodos para mejorar la red de fracturas hidraulicas. - Google Patents

Abstract

La complejidad de una red de fracturas se puede mejorar durante una operación de fracturación hidráulica mediante al monitoreo de los parámetros operacionales del trabajo de fracturación y alterar las condiciones de esfuerzos en el pozo en respuesta al monitoreo de los parámetros operacionales. Los parámetros operacionales monitoreados pueden incluir la tasa de inyección del fluido bombeado, la densidad del fluido bombeado o la presión en el fondo del pozo después de que el fluido es bombeado. El método proporciona un aumento en el volumen del depósito estimulado (SRV).

Description

MÉTODOS PARA MEJORAR LA RED DE FRACTURAS HIDRÁULICAS CAMPO DE LA INVENCIÓN La invención se refiere a un método de fracturación hidráulica y particularmente a un método para mejorar el área de superficie total de una fractura creada o agrandada y/o la complejidad de la fractura hidráulica mediante la alteración de las condiciones de esfuerzos en el depósito.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN La fracturación hidráulica es un proceso de estimulación para crear una comunicación de alta conductividad con un área grande de una formación subterránea. El proceso incrementa la efectividad del área de pozo dentro de la formación a fin de que se pueda acelerar la producción de petróleo o gas atrapados. La eficacia del proceso a menudo se mide por el volumen del depósito estimulado (SRV, Stimulated Reservoir Volume) de la formación.

Durante la fracturación hidráulica, se bombea un fluido de fractura con presiones que exceden la presión de fractura de la roca del depósito objetivo a fin de crear o agrandar fracturas dentro de la formación subterránea penetrada por el pozo. El fluido utilizado para iniciar la fracturación hidráulica a menudo se denomina como pad. En algunos casos, el pad puede contener partículas finas, tales como arena de malla fina, para controlar la pérdida de fluido. En otros casos, el pad puede contener partículas de grano más grande con a fin de pulir perforaciones o tortuosidad cercanas al pozo.

Una vez que se inicia la fractura, se pueden bombear a la fractura creada etapas subsecuentes de fluido que contiene agentes químicos, así como apuntalantes. La fractura generalmente continúa su crecimiento durante el bombeo y los apuntalantes permanecen en la fractura en la forma de un "paquete" permeable que sirve para "apuntalar" y abrir la fractura. Una vez que se termina el tratamiento, la fractura se cierra sobre los apuntalantes. El incremento de la presión del fluido de fractura en última instancia causa un incremento en la tasa de pérdida de filtración del fluido a través de las caras de las fracturas lo cual mejora la capacidad del apuntalante para empaquetar dentro de la fractura. Una vez que se termina el tratamiento, se cierra la fractura sobre los apuntalantes. Los apuntalantes mantienen la fractura abierta, lo que proporciona un camino altamente conductiva para los hidrocarburos y/u otros fluidos de formación para fluir hacia el pozo.

El diseño de tratamiento de una operación de fracturación hidráulica para un depósito convencional generalmente requiere del fluido de fractura para alcanzar una viscosida máxima conforme ingresa a la fractura. La viscosidad del fluido afecta la longitud y el ancho de la fractura.

La viscosidad de la mayoría de los fluidos de fracturación se puede atribuir a la presencia de un agente viscosante, tal como un surfactante viscoelástico o un polímero viscosante. Un atributo importante de un fluido de fracturación es su capacidad para exhibir una reducción en viscosidad después de inyectarse. Los fluidos de baja viscosidad conocidos como fluidos de baja fricción también se han utilizado en la estimulación de formaciones de baja permeabilidad, incluyendo depósitos herméticos de lutita. Tales depósitos a menudo exhiben una red compleja de fracturas naturales. Los fluidos de baja fricción generalmente no contienen un surfactante viscoelástico o un polímero viscosante pero sí contienen una cantidad suficiente de un agente reductor de fricción para minimizar las presiones de fricción tubular. Tales fluidos, generalmente, tienen viscosidades solo ligeramente más altas que el agua fresca no adulterada o salmuera. La presencia del agente de reducción de fricción en baja fricción generalmente no incrementa la viscosidad del fluido en más de 0.001 a 0.002 Pascal por segundo (Pa-s) (1 a 2 centipoise (cP)).

Para acceder a formaciones herméticas de manera efectiva, los pozos a menudo se perforan horizontalmente y se someten a uno o más tratamientos de fractura para estimular la producción. Las fracturas propagadas con fluidos de baja viscosidad exhiben fracturas con anchos más pequeños que aquellas propagadas con fluidos de viscosidad más alta. Adicionalmente, los fluidos de baja viscosidad facilitan la complejidad de fracturas incrementadas en el depósito durante la estimulación. Esto a menudo resulta en el desarrollo de áreas de fracturas creadas más grandes de las cuales pueden fluir hidrocarburos hacia caminos de fracturas conductivas más altas. Además, tales fluidos introducen menos daño residual en la formación teniendo en cuenta la ausencia de polímero viscosanLe en el fluido.

En algunas formaciones de lutita, una fractura primaria excesivamente larga a menudo resulta perpendicular a la orientación de esfuerzos mínimos. Generalmente, el bombear fluido adicional de fracturación hacia el pozo simplemente extiende la fractura plana o primaria. En la mayoría de los casos, las fracturas primarias dominan y las fracturas secundarias están limitadas. Los tratamientos de fracturación que crean predominantemente fracturas planas largas se caracterizan por un área de superficie con una cara de fractura de bajo contacto, i.e., bajo SRV. La producción de hidrocarburos de la red de fracturas creada mediante tales tratamientos se ve limita por el bajo SRV.

Recientemente, la fracturación con fluidos de baja fricción se ha utilizado en el tratamiento de formaciones de lutita. Sin embargo, las fracturas secundarias creadas por la operación están cerca del pozo en donde se incrementa el área de superficie. La fracturación con fluidos de baja fricción generalmente se considera ineficiente en la apertura o creación de redes complejas de fracturas más alejadas del pozo. Asi, mientras se incrementa el SRV en la fracturación con fluidos de baja fricción, la producción es alta solo inicialmente y después cae rápidamente a una producción sustancialmente más baja puesto que hay poco acceso a los hidrocarburos que están en campo alejado del pozo.

Del mismo modo que la fracturación con fluidos de baja fricción, las operaciones de fracturación convencionales generalmente producen una fractura primaria extensa indeseable. Aunque se puede crear un número mayor de fracturas secundarias más lejos del pozo utilizando fluidos viscosos contra fluidos de baja fricción, es común en operaciones de fractura hidráulica convencionales una ineficiencia de fluido exhibida principalmente por un número reducido de fracturas secundarias generadas cerca del pozo.

Recientemente, se ha dirigido atención a alternativas para incrementar la productividad de hidrocarburos en campos alejados del pozo asi como cerca del pozo. Se ha enfocado atención particular en incrementar la productividad de formaciones de baja permeabiiidad, incluyendo lutita. Se han ajustado especialmente métodos para la estimulación de intervalos discretos a lo largo del pozo horizontal que resultan en agrupa ientos de perforación. Aunque se incrementa el SRV de la formación mediante tales métodos, a menudo no se estimulan las áreas de depósitos potencialmente productivas entre los agrupamientos. Esto disminuye la eficiencia de la operación de estimulación. Por lo tanto se han buscado métodos para incrementar el SRV mediante el incremento de la distribución del área sometida a la fracturación.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Se puede aumentar la complejidad de una red de fracturas durante una operación de fracturación hidráulica mediante el monitoreo de parámetros operacionales del trabajo de fracturación y la alteración de condiciones de esfuerzos en el pozo durante la operación. Adicionalmente, el área total de superficie de la fractura creada se puede incrementar mediante tales operaciones. El método proporciona un incremento de volumen del depósito estimulado (SRV).

Se pueden monitorear uno o más parámetros operacionales. Los parámetros operacionales comunes que se monitorean son la tasa de inyección del fluido, la densidad del fluido y la presión en el fondo del pozo.

Se evalúan uno o más parámetros operacionales antes de que se bombee una etapa de fluido y después de que se bombea la etapa de fluido. Entonces se pueden alterar las condiciones de esfuerzos dentro del pozo con base en la diferencia entre la lectura de monitoreo del parámetro operacional después del bombeo de la etapa de fluido y un objetivo predeterminado del parámetro operacional. Asi, los pasos subsecuentes en la operación de fracturación hidráulica se determinan mediante las repuestas observadas del monitoreo de uno o más parámetro(s) operacional(es).

En una modalidad, el parámetro operacional se monitorea después de que se bombea el fluido de fracturación o el fluido pad hacia la formación el cual agranda o crea la fractura inicial.

En otra modalidad, el parámetro operacional se puede monitorear después de que se bombea cualquier etapa de fluido hacia la formación después del fluido de fracturación inicial o el fluido pad.

En otra modalidad, el parámetro operacional se puede monitorear durante cada etapa de fluido que se bombea hacia la formación.

Cuando el parámetro operacional que se monitorea es diferente al parámetro operacional objetivo, se puede desviar el flujo de fluido que ingresa a la formación.

En una modalidad, el flujo de fluido de una fractura o fracturas primarias altamente conductivas a fracturas secundarias de conductividad más baja se puede desviar después de que el parámetro operacional se ha monitoreado.

En una modalidad, el flujo de fluido hacia la formación se puede desviar al cambiar la tasa de inyección del fluido el cual se bombea hacia la formación después de que el parámetro se monitorea.

En otra modalidad, el fluido del flujo se puede desviar al bombear hacia la formación, después de bombear la etapa monitoreada, un fluido desviador el cual contiene un agente desviador químico.

En una modalidad, el agente desviador utilizado en el método descrito en este documento puede ser un compuesto de la fórmula: o un anhídrido del mismo en donde: R1 es -COO-(R50)y-R4; R2 y R3 se seleccionan del grupo que consiste de -H y -COO-(R50)y-R4; siempre que por lo menos uno de entre R2 ó R3 sea -COO-(R50)y-R4 y además siempre que R2 y R3 no sean -COO-(R50)y-R4; R4 es -H o un grupo alquilo Ci-C6; R5 es un grupo alquileno Ci-C6; y cada "y" es de 0 a 5; En una modalidad preferida, el desviador químico es un anhídrido itálico o un anhídrido tereftálico.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS A fin de entender más completamente los dibujos a los que se hace referencia en la descripción detallada de la presente invención, se presenta una breve descripción de cada dibujo, en las cuales: La Figura 1 es un diagrama de flujo del método de la invención en donde se bombean etapas continuas hacia una formación subterránea para aumentar una red de fracturas.

DESCRIPCION DETALLADA DE LA INVENCION A continuación se describen modalidades ilustrativas de la invención de cómo se pueden emplear en la operación y el tratamiento de aplicaciones de yacimientos petrolíferos. Teniendo interés en ser claros, no todos los elementos de una implementación real se describen en esta especificación. Obviamente será evidente que en el desarrollo de cualquier modalidad real, se deben tomar numerosas decisiones de implementación y/o específicas para alcanzar los objetivos específicos del operador, los cuales pueden variar entre implementaciones. Asimismo, será evidente que tal esfuerzo de desarrollo puede ser complejo y consumir mucho tiempo, pero no obstante puede ser una tarea de rutina para aquellos experimentados en la materia que tienen el beneficio de esta divulgación. Otros aspectos y ventajas de las diversas modalidades de la invención serán evidentes a partir de la consideración de la siguiente descripción.

Los pasos de los métodos de fracturación hidráulica descritos en este documento se basan en resultados obtenidos del monitoreo de uno o más parámetros operacionales realizado durante el tratamiento del pozo. Los métodos se pueden utilizar para extender fracturas o crear una red múltiple de fracturas. Como tal, los métodos pueden utilizarse para aumentar la complejidad de una red de fracturas dentro de una formación subterránea y para aumentar la producción de hidrocarburos de la formación.

En los métodos descritos en este documento, se monitorean uno o más parámetros operacionales de una operación de fracturación hidráulica después de la terminación de una etapa de bombeo de fluido. En particular, los parámetros operacionales se hacen comparar con parámetros objetivo predeterminados por el operador. Las alteraciones de esfuerzos en el pozo se pueden alterar, con base en la comparación, antes de la introducción de una etapa sucesiva de fluido en la formación.

El término "etapa sucesiva de bombeo de fluido" como se utiliza en este documento se refiere a la etapa de bombeo de fluido en una operación de fracturación hidráulica la cual precede a otra etapa de bombeo de fluido. La etapa de bombeo de fluido que precede inmediatamente a la etapa sucesiva de bombeo de fluido se denomina como la "penúltima etapa de bombeo de fluido". Puesto que los método descritos en este documento pueden ser de operación continua o tener pasos repetitivos, puede haber una etapa sucesiva de bombeo de fluido entre dos etapas penúltimas de bombeo de fluido. Por ejemplo, una primera etapa sucesiva de bombeo de fluido puede seguir de una primera penúltima etapa de bombeo de fluido. Cuando se hace referencia a una "segunda etapa sucesiva de bombeo de fluido", la primera etapa sucesiva de bombeo de fluido es la segunda penúltima etapa de bombeo de fluido y asi sucesivamente. Se puede bombear una etapa sucesiva de bombeo de fluido hacia el pozo después de un periodo de tiempo para desviar el fluido de la penúltima etapa de bombeo de fluido hacia la fractura creada o agrandada por la penúltima etapa de bombeo de fluido.

Se pueden determinar los esfuerzos dentro de un pozo mediante el monitoreo de uno o más parámetros operacionales. Los cambios existentes en uno o más de los parámetros operacionales son indicaciones para el operador de que ha cambiado la complejidad de la fractura y/o la geometría de la fractura y de que ha incrementado el Volumen del Depósito Estimulado (SRV). Por ejemplo, los esfuerzos encontrados dentro de la formación pueden ser indicativo de una propagación de la fractura. El método de evaluación de los esfuerzos dentro del pozo puede incluir un modelado en tiempo real de la red de fracturas creada utilizando un simulador, tal como MShale.

Así, se pueden utilizar las observaciones de tendencias y las respuestas de los parámetros operacionales que resulten de una penúltima etapa de bombeo de fluido para controlar y dictar las condiciones de la etapa sucesiva de bombeo de fluido.

Por ejemplo, las varianzas entre uno o más parámetros operacionales predeterminados con el parámetro operacional después de una segunda etapa sucesiva de bombeo de fluido pueden indicar al operador si se han creado fracturas o si se ha perdido fluido durante la segunda penúltima etapa de bombeo de fluido por fracturas interceptoras.

Se pueden alterar los esfuerzos dentro del depósito con base en el cambio de uno o más de los parámetros operacionales. Por ejemplo, cuando la propagación es insuficiente a lo determinado por el operador después de una etapa de bombeo de fluido, el operador puede causar una alteración en el campo de esfuerzos del depósito. Entonces, los métodos definidos en este documento pueden utilizarse para incrementar la complejidad de las fracturas mediante la adición de manera artificial de una resistencia en la fractura de tal manera gue se abren nuevos caminos de fracturas que de otra manera no serian capaces de crearse o agrandarse. Asi, se puede incrementar la complejidad de la fractura conforme se incrementan los esfuerzos diferenciales o la presión de propagación. Esto puede ocurrir sin un incremento sustancial de la presión de fracturación.

En una modalidad preferida, se monitorean uno o más de los siguientes parámetros operacionales durante la operación de fracturación: la tasa de inyección del fluido, la presión en el fondo del pozo (medida como Presión Neta (Net Pressure)) o la densidad del fluido bombeado hacia la formación. El monitoreo de tal (es) parámetro (s) operacional(es) se puede utilizar para crear una red de fracturas en lugares cerca del pozo asi como lejos del pozo mediante la alteración de las condiciones de esfuerzos dentro del depósito.

La tasa de inyección del fluido se define como la tasa máxima de inyección en la que se puede bombear el fluido hacia la formación por encima de la cual el fluido ya no es capaz de fracturar la formación (a una presión dada). La tasa máxima de inyección depende de numerosas restricciones entre las que se incluyen el tipo de formación que se está fracturando, el ancho de la fractura, la presión con la que se bombea el fluido, la permeabilidad de la formación, etc. El operador determina la tasa máxima de inyección. Los cambios en la Presión Neta son indicaciones de que hay un cambio en la complejidad de la fractura y/o un cambio en la geometría de la fractura lo que produce un Volumen del Depósito Estimulado (SRV). La Presión Neta que se observa durante un tratamiento de fracturación hidráulica es la diferencia entre la presión del fluido én la fractura y la presión de cierre (CP, Closure Pressure) de la formación. o Presión de fluido en la fractura = Presión de Tratamiento en el Fondo del Pozo (BHTP, Bottom Hole Treating Pressure). o La BHTP se puede calcular a partir de: la Presión de Tratamiento de Superficie (STP, Surface Treating Pressure) + Cabezal Hidrostático (HH, Hydrostatic Head) - las Presiones de Fricción Delta Totales (ápfriCCión = fricción del tubo + fricción de perforación + tortuosidad).

La determinación de la presión de cierre, la fricción del tubo, la fricción de perforación, y la presencia de tortuosidad es crítica. Se debería conducir un tratamiento de diagnóstico que utiliza una tasa de reducción y la observación de la disminución de presión si la formación puede sostener un paro de bombeo sin limitar la tasa de inyección deseada luego de reiniciar la inyección para obtener estos parámetros necesarios. La presión en el fondo del pozo (también conocida como la presión de bombeo medida o calculada en el fondo del pozo o la presión de tratamiento medida o calculada en el fondo del pozo) (BHP) es una medición o cálculo de la presión de fluido en un fractura. Se necesita para determinar la Presión Neta definida como: Pnet = STP t HH - Pfric - CP Aunque muchos tratamientos de fractura convencionales resultan en fracturas de doble ala existen formaciones fracturadas de manera natural que proporcionan las condiciones geomecánicas que permiten fracturas discretas inducidas hidráulicamente para iniciarse y propagarse en planos múltiples como se indica en el mapeo microsismico. Las fracturas dominantes o primarias se propagan en el plano x-z perpendicular a esfuerzos mínimos horizontales, o'3. Las fracturas de los planos y-z y x-y se propagan perpendiculares a los esfuerzos o'2 y o'i, respectivamente. Las fracturas discretas creadas en los planos x-z y y-z son verticales, mientras que las fracturas inducidas creadas en el plano x-y son horizontales. Los datos micros!smicos recolectados durante el tratamiento de fractura pueden ser una herramienta de diagnóstico muy útil para calibrar el modelo de fractura al inferir la extensión de área de red de fracturas discretas (DFN, Discret Fracture NetWork), la altura y media longitud de la fractura y el plan de orientación de la fractura. Las teenologías de análisis de minifracturación de integración, de fracturación hidráulica y microsísmicas junto con la respuesta de producción para múltiples fracturas transversales verticales proporcionan una metodología para mejorar el programa de estimulación para aumentar la producción de gas.

En la materia se conocen programas y modelos para modelar o predecir la BHP. Entre los ejemplos de modelos adecuados se incluye, pero sin limitación, "MACID" empleado por Baker Hughes Incorporated y disponible con Mcyer y Asociados de Natrona Heights, Pennsylvania; "FRACPRO" de Servicios de Recursos de Ingeniería (Resources Engineering Services); y "FRACPRO PT", disponible con Pinnacle Technology. La BHP además se puede calcular con base en las características de la formación. Ver, por ejemplo, Hannah et al, "Cálculo en Tiempo Real de la Presión de Fracturación Precisa en el Fondo de Pozo a Partir de Mediciones Superficiales Utilizando como Base las Presiones Medidas" (Real-Time Calculation of Accurate Bottomhole Fracturing Pressure From Surface Measurements Using Measured Pressures as a Base), SPE 12062 (1983); Jacot et al, "Integración de Teenología - Una Metodología para Aumentar la Producción y Maximizar la Economía en Pozos Horizontales de Lutita de Marcellus" (Technology Integration - A Methodology to Enhance Production and Maximize Economics in Horizontal Marcellus Shale Wells), SPE 135262 (2010); y Yeager et al, "Prueba de Inyección/Caída en la Lutita de Marcellus: Uso de Conocimiento del Depósito para Mejorar la Eficiencia Operacional" (Injection/Fall-off Testing in the Marcellus Shale: Using Reservoir Knowledge to Improve Operational Efficiency), SPE 139067 (2010).

Por lo tanto el objetivo es observar cambios en uno o más parámetros operacionales y alterar la respuesta de los parámetros operacionales utilizando la desviación. El valor de ese cambio será especifico de la formación y del área e incluso puede variar dentro de la misma formación dentro del mismo lateral. Esas diferencias surgen en los variados planos de esfuerzos mínimos y máximos. En algunos casos hay una anisotropía muy baja que resulta en el desarrollo de fracturas de "red". En otras áreas la anisotropía es muy alta y un perfil convencional puede dominar la complejidad de la fractura.

Puesto que la presencia de anisotropía de baja a alta, así como la anisotropía entre la anisotropía baja y la anisotropía alta, a menudo no se puede determinar a través de un tratamiento de minifracturación, los cambios en Presión Neta a menudo son el parámetro operacional clave utilizado para evaluar las condiciones de esfuerzos. Las pendientes de bajada, negativas, son indicaciones de crecimiento en altura mientras que las pendientes positivas de < 45° serán indicaciones de crecimiento en altura y extensión despendiendo de la pendiente. Así, los cambios en uno o más parámetros operacionales pueden ser indicativos de altura y crecimiento de la fractura. Por ejemplo, aunque los cambios pequeños en la BHP pueden causarse por las variadas presiones fricciónales de fluidos (y apuntalantes) conforme el fluido viaja a través del sistema de fractura, pendientes de bajada negativas sostenidas pueden ser indicativas de crecimiento en altura, las pendientes positivas menores a 45° pueden ser indicativas de crecimiento en altura y extensión.

Las condiciones de esfuerzos en el pozo se pueden alterar al desviar el flujo del fluido de tal manera que el fluido que se bombea hacia la formación fluirá más fácilmente hacia fracturas secundarias menos conductivas dentro de la formación. Tal desviación limita la inyectividad en las fracturas primarias y las presiones de esfuerzos dentro de la formación. Como tal, el flujo del fluido se puede desviar de una(s) fractura (s) primaria(s) altamente conductiva(s) a fracturas secundarias menos conductivas. Puesto que la conductividad es permeabilidad multiplicada por geometría de inyección, esto es sinónimo de la afirmación de que el flujo del fluido puede desviarse de una zona de permeabilidad alta a una zona de permeabilidad baja. Asimismo, puesto que la conductividad es una función de la resistencia relativa a la afluencia, la referencia a una fractura conductiva como se utiliza en este documento se considera sinónimo de un área conductiva de depósito. La alteración de las condiciones de esfuerzos locales proporciona una mayor complejidad a la red de fracturas creada y/o mejora la cobertura del depósito del tratamiento de estimulación.

Asi, los métodos descritos en este documento se pueden utilizar para extender o incrementar un perfil de fractura. Adicionalmente, los métodos descritos en este documento se pueden utilizar para crear múltiples fracturas que se originan a partir de la fractura primaria original en donde cada etapa sucesiva crea un fractura que tiene una orientación distinta de la orientación direccional de la fractura creada por la penúltima fractura.

Cuando es necesario, el flujo del fluido dentro de la formación se puede desviar al someter a la formación a una o más etapas de desviación.

El flujo del fluido se puede desviar de fracturas altamente conductivas a fracturas menos conductivas al cambiar la tasa de inyección y la viscosidad del fluido hacia la formación.

La desviación puede ocurrir también mediante la introducción en la formación de un fluido o taponamiento desviador que contiene un agente desviador químico. Esto puede causar el desplazamiento del taponamiento desviador lejos de la cercanía del pozo.

Asimismo, una combinación de un fluido o taponamiento desviador se puede utilizar con un cambio en la tasa de inyección y/o la viscosidad del fluido hacia la formación a fin de efectuar una desviación de una fractura altamente conductiva a una fractura menos conductiva. El fluido desviador puede contener un agente desviador químico. El fluido desviador se puede bombear hacia la formación en una tasa de inyección que es diferente a la tasa de inyección de una penúltima etapa de bombeo de fluido pero la tasa se limita necesariamente a una tasa lo suficientemente baja a fin de no exceder las limitaciones de presión predeterminadas observadas con el equipo de monitoreo de la superficie.

La etapa de desviación sirve para desviar el flujo del fluido lejos de las fracturas altamente conductivas y así promueve un cambio en la orientación de la fractura. Esto causa la entrada de fluido y su extensión hacia las fracturas secundarias. Por ejemplo, se puede utilizar una reducción en la tasa de inyección para permitir que el fluido de corte adelgazante construya una viscosidad de tasa baja de corte para una adecuada desviación de presión para el cambio de orientación de la fractura creada por las fracturas secundarias. Adicionalmente, la reducción en la tasa de inyección puede contribuir a la apertura y conexión de las fracturas secundarias.

En una modalidad, el fluido desviador y/o el cambio en la tasa de inyección del fluido bombeado pueden crear por lo menos una fractura secundaria en una orientación direccional distinta de la orientación direccional de la fractura primaria. Asi, en algún punto a lo largo de la fractura primaria la resistencia al fluido de la viscosidad y la presión incrementada resultante induce al fluido de etapa sucesiva a desviarse a un área nueva del depósito de tal manera que ocurre el incremento en el SRV.

Después de la desviación, se puede impedir el flujo del fluido introducido en la zona de baja permeabilidad de la formación. Entonces el parámetro operacional que se monitorea se puede comparar con el parámetro operacional predeterminado. Se pueden introducir a la formación etapas subsecuentes de fluido y la necesidad de etapas de desviación tendrá base en la diferencia entre el parámetro operacional monitoreado que sigue de la etapa subsecuente de fluido con el parámetro operacional objetivo.

Después de haber bombeado el fluido desviador o después de modificar la tasa de inyección hacia la formación, entonces se puede notar el parámetro operacional que se monitorea. Si el parámetro operacional es menor que el objetivo del parámetro operacional, el flujo del fluido se puede continuar desviando en otro paso desviador.

El proceso se puede repetir hasta que se obtiene el SRV deseado o hasta obtener la complejidad de la fractura la cual maximiza la producción de hidrocarburos en la formación.

Asi, se pueden alterar esfuerzos dentro de la formación mediante el monitoreo de un parámetro operacional y la observación de cambios en el parámetro operacional. El valor de cualquier paso desviador será especifico de formación y de área y se podrán notar diferencias en los variados planos mínimo y máximo dentro del mismo lateral. Por ejemplo, en algunos casos una anisotropía muy baja resultará en desarrollo de fractura en red. En otras áreas una anisotropía muy alta puede dominar la complejidad de la fractura.

En una modalidad preferida, la presión de fluido en el fondo del pozo después de bombear una primera etapa se compara con la presión en el fondo del pozo objetivo predeterminada. La primera etapa puede ser la etapa que agranda o crea una fractura. Con base en la diferencia de la presión en el fondo del pozo, se puede desviar el flujo del fluido de una fractura primaria altamente conductiva a fracturas secundarias menos conductivas al introducir un desviador químico a la formación. La presión en el fondo del pozo después de la desviación entonces se puede comparar con la presión predeterminada en el fondo del pozo. El flujo del fluido introducido en la fractura conductiva baja entonces se puede impedir en la siguiente etapa. Se pueden introducir en la formación etapas de fluido subsecuentes y la necesidad de etapas de desviación subsecuentes se basará en la diferencia entre la presión en el fondo del pozo después de una etapa precedente y la presión predeterminada en el fondo del pozo.

En otra modalidad preferida, la tasa máxima de inyección en la que se puede bombear el fluido después de bombear una primera etapa de fluido se compara con la tasa de inyección objetivo. La primera etapa puede ser la etapa en la que se agranda o crea una fractura. Con base en la diferencia de tasas de inyección, el flujo del fluido de una fractura primaria altamente conductiva a fracturas secundarias menos conductivas se puede desviar al introducir un desviador químico en la formación. La tasa máximo de inyección después de la desviación se puede entonces comparar con la tasa de inyección predeterminada. El flujo del fluido introducido en la fractura de baja conductividad en la etapa siguiente entonces se puede impedir. Las etapas subsecuentes de fluido se pueden introducir en la formación y la necesidad de etapas de desviación subsecuentes se basará en la diferencia entre la tasa máxima de inyección después de una etapa precedente y la tasa de inyección predeterminada.

En otra modalidad preferida, la densidad de una etapa de fluido después de bombear una primera etapa se compara con una densidad objetivo de una etapa de fluido. Con base en la diferencia de la densidad de fluido, se puede desviar el flujo de fluido de una fractura primaria altamente conductiva a fracturas secundarias menos conductivas mediante la tasa de inyección del fluido o mediante la introducción en la formación de un desviador químico. La densidad de la etapa de fluido después de la desviación entonces se puede comparar con la densidad de fluido predeterminada. Entonces el flujo del fluido introducido en la fractura de baja conductividad en la etapa siguiente se puede impedir. Las etapas de fluido subsecuentes se pueden introducir en la formación y la necesidad de etapas de desviación se basará en la diferencia entre la densidad de la etapa de fluido después de una etapa precedente y de la densidad de fluido predeterminada.

En una modalidad, el fluido desviador bombeado hacia la formación en respuesta al monitoreo de un parámetro operacional puede conLener un desviador químico (el cual puede disolverse parcialmente, pero no totalmente, en condiciones in-situ del depósito) en combinación con partículas relativamente ligeras que tienen una gravedad específica aparente menor que o igual a 2.45. Preferiblemente, las partículas relativamente ligeras son flotantes de manera neutral en el fluido que contiene además el desviador químico.

Los desviadores químicos, en combinación de manera opcional con las partículas relativamente ligeras, se pueden utilizar para controlar la pérdida de fluido ante fracturas naturales y se pueden introducir en zonas productivas de una formación que tienen varias permeabilidades. El desviador, en combinación de manera opcional con las partículas relativamente ligeras, es capaz de desviar un fluido de tratamiento de pozos de una fractura altamente conductiva a fracturas menos conductivas dentro de una formación subterránea.

El desviador se puede disolver parcialmente, pero no totalmente, en fluidos en condiciones in-situ del depósito. Cualquier porción del desviador que permanezca como una partícula confinada indisoluble, después de bombearse hacia la formación, puede funcionar como un apuntalante. La cantidad de desviador que se puede disolver en condiciones in-situ es generalmente de un 75% a un 95%. Preferiblemente, la cantidad de desviador que se puede disolver en el fluido es de un 90%. En tales concentraciones, una monocapa parcial del desviador puede funcionar como apuntalante. Con el paso del tiempo, al final todo el desviador se puede disolver cuando el cierre de fractura ya no presenta un problema para el operador.

Las partículas sólidas generalmente abarcan los espacios de flujo en la cara de la formación y forman un revoque de filtración. Por ejemplo, cuando se emplea en fracturación por ácido, las partículas tienen el tamaño suficiente para abarcar los espacios de flujo (creados a partir de la reacción del ácido inyectado con la roca del depósito) sin haber penetración de la matriz. Al filtrarse en la cara de la formación, se crea un revoque de filtrado relativamente permeable o de baja permeabilidad en la cara de la formación. El incremento de presión que hay a través del revoque de filtración también incrementa la resistencia del flujo y desvia el fluido de tratamiento a zonas menos permeables de la formación.

La distribución de tamaño de las partículas debería ser suficiente para bloquear la penetración del fluido en la zona de alta permeabilidad de la formación. El revoque de filtración se forma con más facilidad cuando por lo menos 60%, más preferiblemente 80%, del desviador químico y/o de las partículas relativamente ligeras dentro del fluido de tratamiento del pozo tiene un tamaño de partícula de entre unos 150 mm a unos 2000 pm.

Cuando se utiliza en operaciones de estimulación, el tamaño de partícula de las partículas es tal que las partículas pueden formar una puente en la cara de la roca. Alternativamente, el tamaño de partícula de las partículas puede ser de tal manera que sean capaces de fluir hacia la fractura y de ese modo empaquetar la fractura a fin de reducir temporalmente la conductividad de por lo menos algunas fracturas en la formación.

Las partículas relativamente ligeras también pueden servir como apuntalantes en cualquiera de las etapas de fluido introducidas en la formación. Adicionalmente, los apuntalantes convencionales, tales como bauxita y arena se pueden utilizar como apuntalantes en cualquiera de las etapas de fluido.

La primera etapa puede consistir de bombear un fluido hacia la formación a una presión suficiente para ya sea propagar o agrandar una fractura primaria. Este fluido puede ser un fluido pad. Se puede mejorar la conductividad de la fractura mediante la incorporación de una pequeña cantidad de apuntalante en el fluido. Generalmente, la cantidad de apuntalante en el fluido pad es de entre unos 0.12 a unos 24, preferiblemente de entre unos 0.6 a unos 9.0, por ciento en peso con base en el porcentaje en peso total del fluido.

Después de la inyección del fluido pad, entonces se puede introducir en el pozo un fluido viscoso. El fluido viscoso generalmente tiene una viscosidad mayor de unos 10 Pa -s (10,000 cP) a una tasa de corte de 0.01 sec1. La etapa de desviación se puede bombear hacia la formación después de la primera etapa o entre cualquiera de las etapas sucesivas o las penúltimas etapas.

Entre cualquiera de la penúltima etapa y la etapa sucesiva, se puede detener el bombeo y un fluido pad que contiene un apuntalante se puede bombear hacia el depósito para asistir en la creación o agrandamiento de fracturas secundarias.

En una modalidad preferida, el apuntalante es un material de partícula relati amente ligera o flotante sustancialmente de manera neutral o una mezcla de los mismos. Tales apuntalantes se pueden fragmentar, moler, triturar, o en su defecto procesar. Por "relativamente ligero" se quiere decir que el apuntalante tiene una gravedad específica aparente (ASG, Apparent Specific Gravity) que es sustancialmente menor que un apuntalante convencional empleado en operaciones de fracturación hidráulica, p.ej., arena o que tiene una ASG similar a estos materiales. Son especialmente preferidos aquellos apuntalantes que tienen una ASG menor que o igual a 3.25. Son aún más preferidos los apuntalantes ultra ligeros que tienen una ASG menor que o igual a 2.25, más preferiblemente menor que o igual a 2.0, aún más preferiblemente menor que o igual a 1.75, lo más preferiblemente menor que o igual a 1.25 y a menudo menor que o igual a 1.05.

El apuntalante puede ser además un apuntalante cerámico recubierto de resina o una partícula orgánica sintética tal como gránulos de nylon, cerámicas. Entre los apuntalantes adecuados además se incluyen aquellos descritos en la Aplicación de Patente de E.U. No. 2007/0209795 y la Publicación de Patente de E.U. No.2007/0209794, incorporadas en este documento para su referencia. El apuntalante puede ser además un plástico o un compuesto de plástico tal como un termoplástico o un compuesto termoplástico o una resina o un agregado que contiene un aglutinante.

Por "flotante sustancialmente de manera neutral", se quiere decir que el apuntalante tiene una ASG cercana a la ASG de un fluido de transportación no gelificado o débilmente gelificado (p.ej., salmuera de terminación no gelificada o débilmente gelificada, otros fluidos de base acuosa, u otros fluidos adecuados) para permitir el bombeo y colocación satisfactoria del apuntalante que utiliza el fluido de transportación seleccionado. Por ejemplo, cortezas de nuez molidas recubiertas de resina de uretano que tienen una ASG de desde unos 1.25 a unos 1.35 se pueden emplear como apuntalante flotante sustancialmente de manera neutral en salmuera de terminación que tiene una ASG de unos 1.2. Un fluido de transportación "débilmente gelificado", como se utiliza en este documento, es un fluido de transportación que tiene el mínimo suficiente de polímero, vicosante o reductor de fricción para alcanzar una reducción de fricción cuando se bombea al interior del pozo (p.ej., cuando se bombea por tubería, cadena de trabajo, revestimiento, tubería flexible, tubo de perforación, etc.), y/o se puede caracterizar por tener un polímero o concentración de viscosantes de más de unos 0 kg (0 libras) de polímero por 3785 litros (1000 galones) de fluido base a unos 4.54 kg (10 libras) de polímero por 3785 litros (1000 galones ) de fluido base, y/o por tener una viscosidad de desde unos 0.001 a unos 0.01 Pa -s (1 a unos 10 centipoise). Un fluido de transportación no gelificado se puede caracterizar por contener unos 0 a < 4.54 kg (10 libras) de polímero por 3785 litros (1000 galones) de fluido base. (Si el fluido de transportación no gelificado es de baja fricción con un reductor de fricción, que generalmente es una poliacrilamida, hay téenicamente de 0.454 kg (1 libra) a tanto como 3.63 kg (8 libras) de polímero por 3785 litros (1000 galones) de fluido base, pero tales concentraciones ínfimas de poliacrilamida no imparten suficiente viscosidad (generalmente < 0.003 Pa s (3 cP)) para ser útiles).

Otros apuntalantes adecuados relativamente ligeros son aquellas partículas divulgadas en las Patentes de E.U. No. 6,364,018, 6,330,916 y 6,059,034, todas las cuales están incorporadas en este documento para su referencia. Éstos se pueden ejemplificar con cáscaras de nueces molidas o trituradas (nuez pecana, almendra, nuez de marfil, nuez de brasil, nuez de macadamia, etc.); cáscaras de semillas molidas o trituradas (incluyendo huesos de frutas) de semillas de frutas tales como ciruela, durazno, cereza, albaricoque, etc.; cáscaras de semillas molidas o trituradas de otras plantas tales como maíz (p.ej. choclo o granos de maíz), etc.; materiales de madera procesada tales como aquellos derivados de maderas tales como roble, nogal americano, nogal, álamo, caoba, etc., incluyendo tales maderas que se han procesado mediante molienda, fragmentación, u otras formas de particularización. Entre los preferidos están los materiales de cáscara de nuez molida o triturada recubiertos con una resina para proteger sustancialmente y hacer las cáscaras resistentes al agua. Tales materiales pueden tener una ASG de desde unos 1.25 a unos 1.35.

Asimismo, las partículas relativamente ligeras para utilizarse en la invención pueden ser partículas porosas configuradas selectivamente, como se describe, ilustra y define en la Patente de E.U. No. 7,426,961, incorporada en este documento para su referencia.

En una modalidad preferida, por lo menos un paso desviador del método descrito en este documento consiste de bombear un fluido hacia la formación que contiene un desviador químico en combinación con partículas relativamente ligeras no-disolubles que incluyen aquellas a las que se hace referencia anteriormente. El agente desviador químico puede ser parcialmente, pero no totalmente, disoluble en condiciones in-situ del depósito. En otra modalidad preferida, la etapa de desviación contiene en el fluido un desviador químico con un flotante sustancialmente de manera neutral de partículas relativamente ligeras.

La fase del fluido del fluido de tratamiento que contiene las partículas es cualquier fluido adecuado para transportar las partículas hacia un pozo y/o formación subterránea tal como agua, salmuera salada y fluido de baja fricción. Entre las salmueras adecuadas se incluyen aquellas que contienen cloruro de potasio, cloruro de sodio, cloruro de cesio, cloruro de amonio, cloruro de calcio, cloruro de magnesio, bromuro de sodio, bromuro de potasio, bromuro de cesio, bromuro de calcio, bromuro de zinc, formiato de sodio, formiato de potasio, formiato de cesio, acetato de sodio, y mezclas de los mismos. El porcentaje de sal en el agua ronda preferiblemente desde un 0% a un 60% en peso, con base en el peso del agua.

El fluido del fluido de tratamiento se puede espumar con un hidrocarburo líquido o un gas o un gas licuado tal como nitrógeno o dióxido de carbono.

Adicionalmente, el fluido además se puede espumar mediante la inclusión de un agente espumante no gaseoso. El agente espumante no gaseoso puede ser anfótero, catiónico o aniónico. Entre los agentes espumantes anfoteros adecuados se incluyen betainas de alquilo, sultaínas de alquilo y carboxilatos de alquilo, tales como los divulgados en la Publicación de Patente de E.U. No.2010/0204069, incorporada en este documento para su referencia. Entre los agentes espumantes aniónicos adecuados se incluyen sulfatos de éter alquilo, sulfatos de éter etoxilados, ésteres de fosfato, fosfatos de éter alquilo, ésteres de fosfato de alcohol etoxilados, sulfatos de alquilo y sulfonatos de d efina alfa. Entre los agentes espumantes catióticos adecuados se incluyen sales de amonio cuaternario de alquilo, sales de amonio cuaternario de alquilobencilo y sales de amonio cuaternario de alquilo aminoamida.

El pH del fluido que contiene las partículas puede además ajustarse cuando se desee. Cuando se ajusta, generalmente tiene un valor de unos 6.5 ó más, 7 ó más, 8 ó más, 9 ó más, entre 9 y 14, y lo más preferiblemente, entre 7.5 y 9.5. El pH se puede ajustar por cualquier medio conocido en la materia, incluyendo agregar ácido o base al fluido o hacer burbujear dióxido de carbono a través del fluido.

El fluido puede estar gelificado o no gelificado. Generalmente se gelifica el fluido mediante la inclusión de un agente viscosante tal como un polímero viscosante o un fluido viscoelastico. El fluido puede contener un agente reticulante aunque no se requiere un agente reticulante. Generalmente, la viscosidad del fluido es mayor que o igual a 0.01 Pa-s (10 cP) a temperatura ambiente.

En la Figura 1, se muestra un proceso ilustrativo definido en este documento en donde el parámetro operacional que se monitorea es Presión Neta y en donde el volumen del fluido de cada una de las etapas se ha establecido por un operador; el volumen total del fluido se quiebra en cuatro o más etapas. Cada etapa se puede separar por un periodo de bombeo reducido o suspendido para obtener una duración suficiente para permitir que el fluido de etapa en el depósito fluya hacia una fractura creada o agrandada.

La tasa de inyección y la STP se establecen por el operador. La operación de fracturación se inicializa al bombear hacia la formación una primera etapa de fluido que comprende un fluido pad o de baja fricción. La respuesta del tratamiento de la Presión Neta se monitorea. Se puede utilizar una representación de la Presión Neta contra tiempo en una escala logarítmica para identificar tendencias durante el tratamiento. Al final de la etapa de bombeo de fluido, el valor de la Presión Neta y de la pendiente se evalúa.

Cuando la presión es igual a o mayor que la BHP predeterminada, entonces se bombea fluido de fractura adicional hacia la formación como una segunda etapa o etapa sucesiva y no es necesario desviar el flujo del fluido de una zona de alta permeabilidad a una zona de permeabilidad más baja. Cuando la BHP (como se mide por la Presión Neta) es menor que la BHP predeterminada, entonces se bombea hacia la formación un fluido desviador que contiene un agente desviador químico o taponamiento. El taponamiento desviador se desplaza lejos de la cercanía del pozo. El fluido desviador se puede sobredesplazar más allá del pozo y hacia la red de fracturas. La respuesta de la presión neta entonces se observa cuando la etapa de desviación está más allá del pozo y en la red de fracturas. Si la respuesta de la presión neta se considera significativa por el operador que indica un cambio en la complejidad y/o geometría de la fractura entonces se bombea un fluido de fractura adicional hacia la formación a fin de estimular una porción más grande del depósito. Al final de la etapa de bombeo, se evalúa otra vez la presión neta y se evalúa la posibilidad de hacer correr otra etapa de desviación. Si la respuesta de la presión neta no se considera como significativa por el operador, entonces se bombea hacia la formación una etapa de desviación adicional y la respuesta de la presión neta se evalúa cuando la etapa de desviación está más allá del pozo y en la red de fracturas. El volumen y la cantidad de la etapa de desviación sucesiva pueden ser los mismos que los de la penúltima etapa de desviación o pueden variar con base en la respuesta de presión. La tasa de inyección del fluido bombeado también se puede cambiar una vez que la etapa de desviación está en el sistema de fracturas para afectar la respuesta de la presión. Si la respuesta de la presión neta es muy significativa en tamaño indicando un puente de la fractura sin un cambio en la complejidad y/o geometría de la fractura, el bombeo adicional se puede o no garantizar. Por ejemplo si la respuesta de la presión es muy alta las limitaciones de presión de los tubulares pueden prevenir una continuación del tratamiento debido a la tasa y a las limitaciones de inyectividad de la formación. La acción de hacer correr etapas de desviación adicionales se puede repetir tanto como sea necesario hasta alcanzar un respuesta de presión deseada y maximizar la complejidad/geometría de la fractura, que la inyección de tratamiento del pozo se cesa y que el pozo entonces se pueda cerrar, que se puedan realizar reversión de flujo o pasos para completar los intervalos subsecuentes.

Si la BHP es menor que la BHP predeterminada, entonces se bombea una etapa sucesiva hacia la formación y se repite el proceso. El proceso puede ser continuo o se puede repetir múltiples veces a través del curso del tratamiento de bombeo para obtener el desarrollo de un área de fractura más grande y una complejidad de fractura más grande que las que se obtendrían con la ausencia de tales medidas.

La etapa de desviación logra o impacta directamente a la BHP monitoreada a fin de incrementar artificialmente la presión diferencial. Esta presión diferencial no se puede obtener sin el fluido desviador. La diferencial de presión incrementada causa suficiente diferencial de esfuerzos para crear o agrandar una fractura más pequeña. La efectividad de la desviación se puede comprobar al incrementar ya sea el volumen de un desviador químico o el tamaño del desviador químico. El incremento de la BHP a partir de la etapa de desviación limita el volumen del fluido introducido en la formación el cual se otra manera sería un volumen más grande. Así, un beneficio del proceso es que una cantidad disminuida de agua se puede utilizar para alcanzar un grado dado de estimulación.

En lugar de la BHP, otros parámetros, tales como la densidad del fluido y la tasa de inyección del fluido, se pueden utilizar como el parámetro operacional en la Figura 1. Con cualquiera de estos parámetros, el operador determinará el nivel objetivo basado en las características del pozo y de la formación que se están tratando. La reducción de la tasa de inyección del fluido además puede facilitar la desviación del flujo de fracturas de intersección estrechas especialmente cuando se acompañan de incrementos en la presión de tratamiento. Un incremento en la tasa de inyección del líquido vuelve más grande la propagación en las fracturas más primarias dentro de la formación.

El desviador del fluido desviador que se utiliza en la invención puede ser cualquier desviador conocido en la materia. Los especialmente preferidos como desviadores son aquellas partículas que tienen la fórmula estructural (I): (I) en donde: R1 es -COO-(R50)y-R4; R2 y R3 se seleccionan del grupo que consiste de -H y -COO-(R50)y-R4; siempre que por lo menos uno de entre R o R3 sea -COO-(R50)y-R4 y además siempre que R2 y R3 no sean -COO-(R50)y-R4; R4 es -H o un grupo alquilo Ci-C6; R5 es un grupo alquileno Ci-C6; y 4O cada "y" es de O a 5.

Alternativamente, las partículas pueden ser un anhídrido del compuesto de la fórmula estructural (I).

En una modalidad preferida, R2 del compuesto de la fórmula (I) es -H y R3 es -COO-(R50)y-R4. En una modalidad especialmente preferida, el compuesto de la fórmula (I) es un ácido itálico (en donde "y" es 0 y R4 es -H). En otra modalidad preferida, el compuesto de la fórmula (I) es un anhídrido de ácido ftálico.

Todavía en otra modalidad preferida, R2 del compuesto de la fórmula (I) es -COO-(R50)y-R4 y R2 es -H. En una modalidad especialmente preferida, el compuesto de la fórmula (I) es un ácido tereftálico (en donde "y" es 0 y R4 es -H). En otra modalidad preferida, el compuesto de la fórmula (I) es un anhídrido de ácido tereftálico.

Tales desviadores y fluidos que contienen lo mismo se describen en la solicitud de patente de E.U. titulada Método para Utilizar Ácidos Ftálico y Tereftálico y Derivados de los Mismos en Operaciones de Tratamiento de Pozos (Method of Using Phtalic and Terephtalic Acids y Derivatives Thereof in Well Treatment Operations) (inventor: D.V. Satyanarayana Gupta) la cual está actualmente archivada con la solicitud instantánea y la cual se incorpora en este documento para su referencia.

Las partículas pueden ser de cualquier tamaño o forma y las partículas dentro de una etapa dada de desviación pueden ser de tamaño diverso. Por ejemplo, las partículas pueden ser sustancialmente esféricas, tal como perlas, o granuladas. Además, las partículas pueden no ser como perlas y no esféricas tales como con forma alargada, conificada, de huevo, de gota u ovalada o mezclas de las mismas. Por ejemplo, las partículas pueden tener una forma que es cúbica, forma de barra (como un hexaedro con una longitud mayor que su ancho, y un ancho mayor que su espesor), cilindrica, multi-facetada, irregular, o mezclas de las mismas. Adicionalmente, las partículas pueden tener una superficie que es sustancialmente rugosa o irregular por naturaleza o una superficie que es sustancialmente lisa por naturaleza. Asimismo, además se emplean mezclas o combinaciones de partículas que tienen diferentes formas, pero adecuadas, para utilizarse en el método divulgado.

La cantidad de partículas de la fórmula (I) en el fluido desviador puede ser de unos 0.01 a unos 30 por ciento en volumen (con base en el volumen total del fluido) y puede ser parcialmente disoluble en condiciones in-situ en el interior del pozo. En algunos casos, las partículas de la fórmula (I) son completamente disolubles en condiciones del interior del pozo.

Las partículas son particularmente efectivas cuando se colocan en pozos que tienen temperaturas en el fondo de entre unos 79.4° C (175° F) a unos 121° C (250° F).

Cuando se utiliza como un desviador, el fluido que contiene partículas también puede bombearse directamente hacia la zona de alta permeabilidad de la formación del pozo. La mayor parte del fluido desviador ingresará hacia la zona de alta permeabilidad o no dañada y formará un "tapón" o "pastilla viscosa" temporal mientras la zona de permeabilidad más baja tiene poca invasión. Esta "pastilla viscosa" temporal causa un incremento de presión y desvía el fluido a una porción de la formación con permeabilidad más baja. Las partículas son capaces de esparcirse más profundamente en las formaciones subterráneas que los agentes desviadores del arte actual.

Una vez colocada, la pastilla viscosa formada a partir del desviador tendrá una profundidad de invasión finita la cual se relaciona con el diámetro de garganta del poro. Para un tipo de formación dada, la profundidad de invasión es directamente proporcional al diámetro nominal de la garganta del poro de la formación. Puesto que ocurren diversas profundidades de invasión por toda la formación con base en la permeabilidad variada o el daño en toda la zona tratada, la capacidad del fluido de tratamiento para invadir las gargantas de poros depende de la diferencia entre el tamaño de la garganta del poro de la formación dañada y no dañada. Las profundidades de invasión serán normalmente mayores en la porción limpia o no dañada de la formación (gargantas de poros más grandes) que en las zonas de permeabilidad más baja o dañadas (gargantas de poros más pequeñas o parcialmente llenas). Entre mayor sea la profundidad de invasión en las secciones más limpias de la formación, se pueden colocar más desviador en estos intervalos.

Los métodos descritos en este documento se pueden utilizar en la fracturación de formaciones penetradas por pozos horizontales asi como verticales.

La formación sometida al tratamiento de la invención puede ser una formación subterránea de hidrocarburos o de no hidrocarburos. La zona de alta permeabilidad de la formación hacia la que se bombea el fluido que contiene el desviador puede ser de fracturas naturales. Cuando se utilizan con fluidos de fracturación de baja viscosidad, las partículas de la fórmula (I) son capaces de desviar fluidos de fracturación para extender las fracturas e incrementar el área de la superficie estimulada.

La invención tiene una aplicabilidad particular para la estimulación de formaciones de carbonatos, tales como caliza, creta o dolomita asi como formaciones de arenisca o silíceos subterráneos en pozos de petróleo y gas, entre los que se incluyen cuarzo, arcilla, lutita, limo, pizarra, zeolita, o una combinación de los mismos.

En otra modalidad preferida, el método se puede utilizar en el tratamiento de lechos de carbón que tienen una serie de fracturas naturales, o carbones, para la recuperación de gases naturales, tales como metano, y/o retirar un fluido que es más fuertemente absorbente que el metano, tal como dióxido de carbono y/o sulfuro de hidrógeno.

A partir de lo anterior, se observará que se pueden efectuar numerosas variaciones y modificaciones sin alejarse del espíritu y alcance verdaderos de los conceptos novedosos de la invención.

Claims (23)

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

1. Un método para fracturar de manera hidráulica una formación subterránea que tiene hidrocarburos penetrada por un depósito el cual comprende: (a)bombear un fluido hacia la formación a una presión suficiente para crear o agrandar una fractura primaria; (b)determinar una presión de tratamiento del fondo del pozo; (c)desviar el flujo de fluido de zonas de pérdida al introducir un desviador químico en la formación; (d)comparar la presión de tratamiento determinada del fondo del pozo con una presión de tratamiento objetivo predeterminada del fondo del pozo; (e)bombear un fluido de fracturación hacia la formación, en donde el flujo del fluido de fracturación hacia la zona de pérdida se impide mediante el desviador químico, y (f) extender la fractura primaria en la formación.

2. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque el desviador químico del paso (c) se introduce en la formación a una tasa de inyección que es diferente a la tasa de inyección del fluido bombeado en el paso (a).

3. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque el desviador químico se remueve subsecuentemente al tratamiento.

4. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque el desviador químico es parcialmente, pero no totalmente, disoluble en condiciones in-situ del depósito en el interior del pozo.

5. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque el desviador químico es completamente disoluble en condiciones in-situ del depósito en el interior del pozo.

6. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque el desviador químico es un compuesto de la fórmula: o un anhídrido del mismo en donde: R1 es -C00-(R50)y-R4; R2 y R3 se seleccionan del grupo que consiste de -H y -C00-(R50)y-R4; siempre que por lo menos uno de entre R2 ó R3 sea -COO-(R0)y-R4 y además siempre que R2 y R3 no sean -COO-(R50)y-R4; R4 es -H o un grupo alquilo Ci-C6; R5 es un grupo alquileno Ci~Ce! y cada "y" es de 0 a 5;

7. El método de acuerdo con la reivindicación 6, caracterizado porque el desviador químico es un anhídrido itálico o un anhídrido tereftálico.

8. Un método para fracturar de manera hidráulica una formación subterránea que tiene hidrocarburos penetrada por un pozo el cual comprende: (a)bombear un fluido hacia la formación a una presión suficiente para crear o agrandar una fractura; (b)determinar una presión de superficie en o cerca de la superficie del pozo; (c)desviar un flujo de fluido de zonas altamente conductivas a zonas menos conductivas al introducir un agente desviador en la formación; (d) comparar la presión superficial determinada con una presión de superficie objetivo; (e) alterar los esfuerzos en el pozo y extender la fractura, en donde los esfuerzos se alteran en el pozo al variar por lo menos uno de los siguientes: (i) la tasa de inyección del fluido; (ii) la presión en el fondo del pozo; o (iii) la densidad del fluido.

9. El método de acuerdo con la reivindicación 8, caracterizado porque los pasos (a) hasta (e) son continuos.

10. El método de acuerdo con la reivindicación 8, caracterizado porque la formación subterránea es de lutita.

11. El método de acuerdo con la reivindicación 8, caracterizado porque el agente desviador es un compuesto de la fórmula: o un anhídrido del mismo en donde: R1 es -C00-(R50)y-R4; R2 y R3 se seleccionan del grupo que consiste de -H y -C00-(R50)y-R4; siempre que por lo menos uno de entre R2 ó R3 sea -C00-(R50)y-R4 y además siempre que R2 y R3 no sean -C00-(R50)y-R4; R4 es -H o un grupo alquilo Ci-C6; R5 es un grupo alquileno Ci-C6; y cada "y" es de 0 a 5;

12. El método de acuerdo con la reivindicación 11, caracterizado porque el agente desviador es un anhídrido itálico o un anhídrido tereftálico.

13. El método de acuerdo con la reivindicación 8, caracterizado porque el fluido de (a) además comprende un apuntalante.

14. El método de acuerdo con la reivindicación 13, caracterizado porque el apuntalante tiene una gravedad especifica aparente menor o igual a 2.25.

15. Un método para fracturar de manera hidráulica una formación subterránea que tiene hidrocarburos penetrada por un pozo en donde se introduce un fluido en el pozo a una presión suficiente para agrandar o crear una fractura, el método que comprende: (a) definir por lo menos uno de los parámetros operacionales siguientes: (i) una tasa de inyección del fluido, (ii) una densidad del fluido; o (iii) una presión de tratamiento en el fondo del pozo (b) bombear el fluido hacia la formación y crear o agrandar una fractura; (c) comparar la diferencia entre por lo menos uno de los parámetros operacionales del paso (a) después de que el fluido se bombea hacia la formación con el parámetro operacional definido; (d) alterar la tasa de inyección del fluido hacia la formación o bombear un agente desviador hacia la formación en donde dicho un flujo de fluido introducido en la formación se desvia de las fracturas altamente conductivas a fracturas menos conductivas; (e) comparar la diferencia entre por lo menos uno de los parámetros operacionales del paso (a) con los parámetros operacionales definidos del paso (a); (f) alterar los esfuerzos en el pozo y extender la fractura, en donde un esfuerzo se altera en el pozo al variar por lo menos uno de los parámetros operacionales del paso (a) en donde, después del paso (e) el volumen del depósito estimulado es mayor que el volumen del depósito estimulado después del paso (c).

16. El método de acuerdo con la reivindicación 15, caracterizado porque la formación subterránea es de lutita.

17. El método de acuerdo con la reivindicación 15, caracterizado porque el agente desviador se bombea hacia la formación en el paso (d).

18. El método de acuerdo con la reivindicación 17, caracterizado porque el agente desviador es un compuesto de la fórmula: o un anhídrido del mismo en donde: R1 es -C00-(R50)y-R4; R2 y R3 se seleccionan del grupo que consiste de -H y -C00-(R50)y-R4; siempre que por lo menos uno de entre R2 ó R3 sea -COO-(R50)y-R4 y además siempre que R2 y R3 no sean -COO-(R50)y-R4; R4 es -H o un grupo alquilo Ci-C6; R5 es un grupo alquileno Ci-C6; y cada "y" es de 0 a 5;

19. El método de acuerdo con la reivindicación 18, caracterizado porque el agente desviador es un anhídrido ftálico o un anhídrido tereftálico.

20. Un método para fracturar de manera hidráulica una formación subterránea que tiene hidrocarburos penetrada por un pozo que comprende: (a)bombear un fluido de fracturación hacia la formación a una presión suficiente para crear o agrandar una fractura; (b) bombear un fluido desviador hacia la formación, en donde un flujo de fluido desviador introducido en la formación procede de una zona altamente conductiva a una zona menos conductiva; y (c) bombear fluido de fracturación adicional hacia la formación a una presión mayor que la presión definida en el paso (a) en donde el área de fractura dentro de la formación después del paso (c) es mayor que el área de fractura creada a partir de un método sustancialmente similar que no emplea el paso (b).

21. Un método para fracturar de manera hidráulica una formación subterránea que tiene hidrocarburos penetrada por un pozo el cual comprende: (a) bombear un fluido hacia la formación a una presión suficiente para crear o agrandar una fractura primaria; (b)monitorear un parámetro operacional y comparar el parámetro operacional después de bombear el fluido hacia la formación con un valor predeterminado para el parámetro operacional, en donde el parámetro operacional es por lo menos uno de los siguientes: (i) la tasa de inyección del fluido, (ü ) la densidad del fluido; o (iii) la presión de tratamiento en el fondo del pozo (c) desviar el flujo de fluido de una zona altamente conductiva a una zona menos conductiva mediante desviación; (d) comparar el parámetro operacional después del paso (c) con el valor predeterminado para el parámetro operacional; (e) bombear un fluido de fracturación hacia la formación, en donde el flujo del fluido de fracturación a la zona menos conductiva se impide mediante el desviador; y (f) extender la fractura primaria en la formación.

22. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque la desviación del paso (c) incluye bombear un desviador químico hacia la formación.

23. El método de acuerdo con la reivindicación 22, caracterizado porque una partícula relativamente ligera se bombea hacia la formación con el desviador químico.