MX2015004345A - Proceso mejorado de fracturacion hidraulica para pozos desviados. - Google Patents

Abstract

Un método para estimular un intervalo en un yacimiento de hidrocarburo equipado con un pozo desviado que tiene una tubería de revestimiento, en donde dicho intervalo comprende por lo menos dos etapas secuenciales en dicho pozo sin medio de aislamiento, dicho método que comprende: i) introducir una primera etapa, ii) introducir una segunda etapa en el mismo pozo en donde dicha primera etapa, y la segunda etapa no están separadas por cualquier medio de aislamiento: y opcionalmente, iii) recuperar hidrocarburo de dicho yacimiento de hidrocarburo a una superficie.

Description

PROCESO MEJORADO DE FRACTURACIÓN HIDRÁULICA PARA POZOS DESVIADOS CAM PO DE LA INVENCIÓN Esta invención está dirigida a un metodo para fracturar una pluralidad de etapas, sin la necesidad de ningún medio de aislamiento o desvío, en una formación subterránea de un pozo desviado penetrando una formación que contiene hidrocarburo.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN En la producción de hidrocarburos de formaciones de roca subterráneas penetradas por pozos, una téenica comúnmente usada para estimular dicha producción es crear y extender fracturas en las formaciones. Más a menudo, las fracturas son creadas al aplicar presión hidráulica a las formaciones subterráneas desde los pozos que las penetran . Es decir, un fluido de fracturación o una combinación de fluidos son bombeados a través del pozo y en una formación a ser fracturada a una velocidad y presión, de modo que la presión hidráulica resultante ejercida sobre la formación provoca que una o más fracturas a ser creadas ahí y/o se extienda cualquier fractura existente (natural o diferente) en la formación. Las fracturas se extienden por bombeo continuo, y opcionalmente, las fracturas son: i) ya sea soportado abierto por un agente de soporte (un sustentagrietas), por ejemplo, arena, depositado ah í o ii) las caras de la fractura están grabadas por un fluido reactivo tal como un ácido por lo que los hidrocarburos contenidos en la formación prontamente fluyen a través de las fracturas en el pozo.

Varias téenicas de fracturación son conocidas para usarse en la estimulación de recuperación de hidrocarburo. Ejemplos de varias técnicas de la técnica anterior se proveen en las siguientes patentes: Patente de E. U .A. No. 4,415,035 (“la patente ?35”) enseña, por ejemplo, un método para formar fracturas en una pluralidad de formaciones con hidrocarburo comunicando con una pared vertical que penetra una formación de tierra subterránea durante un único tratamiento de fracturación sin tener que recurrir a separar y fracturación individual a través del uso de empacadores mecánicos, entrada lim itada, senadores de bola, agentes de desviación u otros medios taponadores como se enseña en la técnica anterior (columna 2 líneas 26-34) . La patente ‘035 también enseña que las perforaciones de todas las etapas se deben contemplar antes de la introducción del fluido de fracturación en el pozo vertical. Esto es conocido en la técnica como fracturación “Avemaria”. La patente ‘035 pertenece solamente a pozos verticales sin ninguna enseñanza de fracturación en pozos horizontales o desviados. Es sabido y acordado que la geometría del pozo juega un rol significativo en la creación y propagación de fracturas.

Love, T. G . y otros, “Selectively Placing Many Fractures in Openhole Horizontal Wells I mproves Production" Conferencia I nternacional de SPE sobre Teenología de Pozos Horizontales, 1 -4 de noviembre de 1998, Calgary, Alberta, Canadá enseña un método de fracturar un pozo por tecnología hidrojet. La tecnolog ía comprende fracturar el pozo entero usando ácido. Se inserta una pastilla de arena en el pozo después de cada fractura antes de fracturar la siguiente ubicación. Aunque el artículo supone que el proceso de fracturación no requiere ningún tapón, requiere pastillas de arena (es decir, medios de desviación o aislamiento) a fin de establecer y mantener la presión de trabajo. Además, esta referencia requiere perforación de todas las áreas de interés en el pozo antes del proceso de fracturación.

La patente de E. U .A. No. 4,850,431 (“la patente 431”) enseña un método de formar una pluralidad de fracturas separadas, sustancialmente paralelas de un pozo desviado u horizontal. En este método, se coloca una tubería de revestimiento en el pozo desviado, y una pluralidad de puntos de iniciación de fractura separados se crean ahí al formar una serie de perforaciones de número y tamaño predeterm inados a través de la tubería de revestimiento y en la formación. Se aplica presión hidráulica bajo condiciones predeterm inadas a las perforaciones en los puntos de iniciación de fractura simultáneamente para extender una pluralidad de fracturas separadas sustancialmente paralelas en la formación del pozo desviado (es decir, fracturación simultánea de múltiples etapas) .

Después de crear las series de perforaciones en los puntos de iniciación de fractura a lo largo del pozo entero, cada serie de perforaciones en cada punto de fractura es aislada, y se aplica presión hidráulica ahí (columna 2 l íneas 41 -46). En el párrafo que conecta a las columnas 5 y 6, la patente 431 menciona que esto es la teenica más preferida . El único ejemplo en la patente 431 que específicamente menciona en la columna 7 líneas 29-32 “ Prior to pumping the fracturing fluid containing propping agent into the wellbore, each of the sets of perforations at the fracture initiation points is isolated ..." (Antes de bombear el fluido de fracturación que contiene agente de soporte en el pozo, cada una de las series de perforaciones en los puntos de iniciación de fractura se aísla ... ) .

La patente de E. U .A. No. 4,977,961 (“la patente 961”) enseña un método de crear fracturas verticales paralelas en pozos horizontales o inclinados. La patente 961 enseña dos maneras de fracturar un pozo horizontal con respecto a segundas perforaciones después de las primeras perforaciones.

La patente 961 enseña los siguientes pasos: a) Perforar una tubería de revestim iento en un primer punto de perforación: b) Perforar un tubo de revestimiento en un segundo punto de perforación ; c) Aplicar presión hidráulica en primeras y segundas perforaciones simultáneamente; y d) Producir los fluidos de formación a la superficie.

Un proceso alternativo com prende los siguientes pasos: a) Perforar la tubería de revestim iento en el primer punto de perforación con un primer par de perforaciones; b) Aplicar presión hidráulica para propagar una fractura; c) Aislar el primer par de perforaciones de comunicación fluida; d) Perforar la tubería de revestimiento en el segundo punto de perforación con un segundo par de perforaciones; y e) Aplicar presión hidráulica para iniciar y propagar la fracturación en el segundo par.

Solicitud de PCT WO 2012/0541 39 (“la patente 139”) enseña un método de crear una red de fracturas en un yacimiento. Este método incluye reacción de fracturas al inyectar fluido de fracturación, monitorear la tensión y después expandir las fracturas por inyección continua de fluidos de fracturación en el pozo. La patente 139 también requiere el uso de medios de aislamiento o desviación tales como empacadores, puertos de fracturación, tapones mecánicos, tapones de arena, manguitos deslizantes, y otros dispositivos conocidos en la téenica.

El costo de estimular producción de pozos horizontales a menudo requiere estim ulación de fractura hidráulica para que el pozo sea comercial. El costo de equipo de presión hidráulica y equipo de intervención de pozo requerido para estas operaciones a menudo se basa en la cantidad de tiempo que el equipo está en ubicación sin importar si el equipo está en uso. Si la cantidad de este tiem po de “espera" en ubicación se puede reducir, el costo de la operación de estimulación de fractura hidráulica se puede reducir, y en muchos casos de manera significativa. Una etapa de fractura hidráulica típica puede tardar 3 a 8 horas o más de completar. Las operaciones realizadas durante este tiempo a menudo son preparación de pozo tal como ajustar los tapones y perforar la tubería de revestimiento m ientras que el equipo de fracturación se apaga y es no productivo. Los proveedores de equipo pueden cobrar cargos por espera por este tiem po de apagado, o pueden cobrar una tarifa diaria o una tarifa fija por el equipo por día sin importar si el equipo está en operación. Si la cantidad de tiempo requerido para poner tapones y perforar el pozo fuera elim inado y/o tomado del cam ino de producción, es decir, estas operaciones se realizaron mientras se estaban bombeando las etapas de fracturación hidráulica, el operador terminaría el proyecto de fracturación más pronto y uno beneficio sería una reducción en costo global asociado con el proceso.

Hay un proceso referido antes conocido en la industria como Perforación Justo A Tiempo (J ITP, por sus siglas en inglés “Just In Time Perforating”) . Entendemos que el proceso requiere un método de aislamiento mecánico para desviar los fluidos de fracturación de un registro perforado al siguiente. Estas perforaciones son creadas con cargos explosivos formados o fluidos de alta velocidad , tales como procesos Hidra-Jet o Abrasivo-Jet. Entendemos que el registro inicial se perfora por medios entendidos en la industria. Después de establecer un trayecto de fluido de la tubería de revestimiento en el estrato subterráneo por medio de estos agujeros (perforaciones) en la tubería de revestimiento, la fracturación hidráulica comienza al bombear fluido o gas en la tubería de revestimiento a presión suficiente para ganar entrada en la zona de interes para estimular producción del fluido o gas, es decir, hidrocarburos contenidos ah í. El siguiente paso es la primera parte del proceso J ITP existente. El dispositivo perforador, (por ejemplo: un cañón perforador (“perf") de cable eléctrico de “Detonación Selectiva”), es subido en el pozo a la siguiente zona de interés en la preparación para operaciones de perforación, mientras que el bombeo del reg istro previo continúa.

En aplicaciones tradicionales de fracturación hidráulica de múltiples etapas, el siguiente paso habría sido jalar el dispositivo perforador completamente fuera del pozo, con la excepción de algunas operaciones de perforación con tubería sinfín en donde la perforación ocurre con fluido abrasivo de alta velocidad bombeado bajo la tubería sinfín a velocidades suficientes para crear agujeros en la tubería de revestimiento. En esta excepción, el fluido de fracturación se puede bombear sólo bajo el trayecto anular, bajo la tubería o vía un colector común, es decir, tanto tubería como espacio anular. El proceso J ITP utiliza el Método de Trayecto Anular (ver, por ejemplo, “Packerless Multistage Fracture-Stimulation method Using CT Perforation and Annular Path Pumping”, L. East, J. Rosato, M. Farabee, y B.W. McDaniel, Conferencia anual téenica SPE y exhibición, 9-12 de octubre de 2005, Dallas, Texas) para continuar el proceso de fracturación mientras el cable eléctrico permanece en el pozo. El trayecto anular en este caso es el espacio anular entre el cable electrico y el diámetro interno del agujero, por ejemplo: tubería de revestimiento de producción. Este método incluye estimulación vía el método de trayecto anular que utiliza un método de aislamiento/desviación mecánico; por ejem plo: senadores de esfera de perforación (“Esferas Perf”) . Los senadores de esfera de perforación son esferas tiesas de suficiente resistencia que sellarán una perforación del flujo en la dirección del pozo en la zona de interés durante operaciones de estimulación de presión alta entendidas por aquellos experto en fracturación hidráulica y/o acidificación.

Cuando se ha bombeado suficiente fluido de fracturación en la zona de interés por el plan de bombeo o en dicho punto en donde se determina el final de tratamiento, preferiblemente por medios independientes por aquellos que supervisan el tratam iento, se hace preparaciones para perforar la zona de interés posterior vía perforación de detonación selectiva. “Detonación selectiva” es un térm ino entendido por aquellos expertos en la industria de extracción de petróleo y gas como un dispositivo perforador (“cañón perforador”) capaz de múltiples operaciones con cargas de perforación expandibles. Se despliegan múltiples cañones perforadores en un cable eléctrico para permitir múltiples operaciones de perforación vía teenología conocida al experto en la industria de perforación de cable eléctrico. Cada cañón perforador se selecciona para disparar por encargo vía múltiples cables conductores desplegados en el cable eléctrico desde la superficie al g cañón perforador, o seleccionados para disparar por encargo vía dispositivos de protocolo de internet construidos en ambos extremos del cable eléctrico, uno un transmisor en la superficie y uno un receptor en el cañón perforador. Otros métodos en el dominio común para formar múltiples perforaciones de registro sobre secciones de una tubería de revestimiento de pozo también se pueden implementar.

Ya que el cañón perforador es jalado sobre el pozo a la siguiente zona de interés durante el primer paso, el cañón perforador al ser disparado perforará la siguiente zona de interés justo a tiempo para que el fluido o gas entre en las perforaciones. Sin embargo, el cañón perforador no es disparado hasta que el registro previo haya sido mecánicamente sellado de más inyección de fluido de fracturación o gas. El método de sellado desplegado se entiende ser el uso de senadores de esfera de perforación de tamaño suficiente para sellar las perforaciones existentes, pero suficientemente pequeños para ser portados en la tubería de revestimiento con el fluido de estimulación pasando el cable eléctrico y herramientas de cañón perforador. Una vez que estas esferas de perforación sellan perforaciones existentes y comienzan a apagar el flujo de fluido de fracturación a la zona previa de interés, la presión en la tubería de revestimiento sube debido a lo que es referido como fricción de perforación . A aquellos expertos en teoría limitada, la fricción de perforación aumenta con flujo aumentado en perforaciones. El sellado de la perforación por las esferas perforadoras empuja fluido en exceso en las perforaciones no selladas restantes. Esto se observa en la superficie como un aumento en presión para tratar superficie. En este caso, los operadores son advertidos en este momento de disparar sus cañones perforadores ya que la presión aumenta a una presión predeterminada dentro de los límites de trabajo de la tubería de revestim iento de producción en el pozo. Una vez que se alcanza esta presión , los cañones perforadores son disparados resultando en perforaciones nuevas en la tubería de revestimiento próxima a la siguiente zona de interés, y si se despliegan suficientes esferas perforadoras, todas las perforaciones en la zona previa ahora son tapadas. El fluido de fracturación o gas entra en el registro nuevo sin un cambio en velocidad requerido en la superficie.

Como se discutió antes, las téenica previa requiere el uso de medios de aislamiento o desviación para aislar una etapa de otra, antes de la fracturación . El uso de medios de aislamiento o desviación en cada etapa es costoso, tanto de manera financiera como temporal. El costo asociado con el despliegue, ajuste y elim inación de tapones en un ajuste de pozo típico puede costar hasta $ 1 M I L/pozo. Es sabido que la elim inación de un tapón es más costosa que el ajuste del tapón. En general , los tapones tienen que ser perforados o de lo contrario extraídos desde el agujero antes de comenzar la recuperación de hidrocarburo. El tiempo involucrado en la perforación de tapones también es costoso. Además, el uso de combustible diesel u otras fuentes de energía de hidrocarburo usadas para impulsar bombas y maqumaria durante operaciones de perforación para eliminar los tapones y el desecho asociado pueden tener un impacto negativo en el medio ambiente.

Algunos de los costos asociados con los procesos de téenica anterior incluyen (pero no se lim itan a): costo de ajustar un tapón puente; costo del tapón puente; costo de perforar tapones puente; costo de equipo de superficie; costo de fluidos bombeados más fungibles tales como brocas, motores, etc. ; y el valor de tiem po de dinero para producción de hidrocarburo retrasada.

Por lo tanto, se necesita un proceso de generar una pluralidad de puntos de fractura en la formación de hidrocarburo con mayor eficiencia, y opcional mente menor costo, y además opcionalmente con menos im pacto dañino en el medio ambiente. La presente invención presenta un método mejorado de formar una pluralidad de fracturas desde un pozo individual desviado.

El proceso presentado en la presente invención es una mejora de los procesos descritos antes. Este proceso en una modalidad, le ahorra al operador la pausa normalmente requerida para hacer los siguientes pasos; a) jalar el cañón perforadora desplegado de cable eléctrico a la superficie; b) tratar el pozo para aislar la etapa previa de perforación; y c) volver a desplegar el cañón perforador después de completar el tratamiento.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Los siguientes térm inos se usan para entender mejor la presente invención : Registro - una pluralidad de etapas sin ningún medio de aislamiento o desviación ahí.

Etapa - un hecho discreto compuesto de una secuencia de actividades con un inicio y un final. En general , una etapa comprende una perforación de la tubería de revestimiento de pozo y fracturación próxima a dicha perforación.

Medio de aislam iento - un dispositivo usado en aislar una o más etapas de otra etapa a fin de aislar, restring ir o dirig ir la aceptación de fluidos de fracturación en el momento apropiado en un registro predeterm inado.

Ejemplos de medios de aislamiento incluyen pero no se limitan a: Tapones puente - sólidos en sección transversal con elementos senadores que hacen contacto con el diámetro interno de la tubería de revestimiento de pozo proveyendo un sello hidráulico en donde los fluidos no pueden transitar desde un lado del tapón al otro por diseño.

Tapones de fracturación hidráulica o Tapones frac - mandriles sólidos que tienen un conducto a través del centro para permitir flujo en una dirección o am bos. Finalmente, sólo se permite flujo en una dirección durante operaciones de estimulación . Los tapones frac no permiten flujo desde la superficie a través de dispositivo, pero permitirán flujo desde abajo del dispositivo en una dirección hacia la superficie, en el caso de un pozo con un punto de acceso de superficie. Los varios mecanismos empleados son conocidos a aquellos expertos en la téenica de herramientas del campo petrolífero y accesorios de tubería de revestim iento a ser dardos, válvulas de retención, bola y asientos, válvulas de bola, bolas enjauladas que se proveen por varias compañ ías de servicio petrolíferas.

Tapones de arena (Pastillas de arena) - las referencias tempranas para colocar arena en tuberías de revestimiento de pared vertical llamaron a esto la técnica “Isla de Pino". Se coloca arena por varios medios para formar una restricción para fluir arriba de los puntos de acceso existentes en la dirección debajo de la siguiente etapa o posterior. En la técnica de Isla de Pino, se mezcló arena con agua y se vacío en la tubería de revestimiento del pozo de modo que caería en el fondo del pozo, cubriendo puntos de acceso de tubería de revestimiento existentes, en este paso perforaciones en tubería. En el caso de pozos horizontales, el tapón de arena se coloca al mezclar y bombear arena vía conductos tubulares establecidos en sus extremos Inferiores cerca de los puntos de acceso de tubería de revestimiento existentes. Se permite que fluido de pozo circule entre los conductos ya sea en el espacio anular de la tubería de revestimiento del pozo, o en la tubería al bombear en el espacio anular de tubería de revestimiento de pozo. Una vez en su lugar, el tapón de arena provee suficiente resistencia a flujo de fluido de modo que los puntos de accos de tubería de revestimiento subyacentes se aíslan de recibir fluido de estimulación adicional .

Material de taponamiento sólido Selladores de esfera de perforación - dispositivos esféricos rígidos diseñados para seguir fluidos de estimulación a aberturas en la tubería de revestimiento de pozo en donde hospedan efectivamente flujo de restricción de fluido adicional . Las aberturas se aíslan del volumen del fluido introducido en la tubería de revestimiento de pozo desde ese punto, hasta liberarse desde dicha abertura o pierde su forma sólida como en el caso del producto Santrol fabricado como “BioBalls”™. Se describieron dispositivos tempranos como RCN Perfpac balls, RCN siendo nylon revestido de hule.

Sal de roca - sales solubles en agua clasificadas que com unicarán cualquier abertura en la tubería de revestim iento del pozo capaz de aceptar fluido. Una vez en su lugar, el material restringe que flujo de fluido posterior entre a dicho punto de acceso. Uno de los ejemplos es fabricado como TBA-1 10 o bajo varios otros nom bres comerciales. Otro ejemplo es Benzoic Acid Flakes (hojuelas de ácido benzoico) -o cualquier otro material sólido que sea soluble en agua o aceite, o pierde su forma sólida por cualquier medio en tiem po. Este material aísla cualquier abertura capaz de aceptar fluido como con los demás en esta categoría. Esto se puede fabricar como TLC-80.

Cualquier material o dispositivo introducido en una tubería de revestimiento de pozo en una posición directamente opuesta o arriba de los puntos de acceso existentes en dicha tubería de revestimiento de pozo con la intención de desviar fluido pasando dichos puntos de acceso, o para detener que el fluido entre dichos puntos de acceso de tubería de revestim iento de pozo. Ejemplos pueden incluir: empacadores, tampones de línea de acero, manquitos deslizantes y más.

Tubería de revestimiento de pozo - Cualquier dispositivo o método que sirva como un conducto y un forro o barrera de pozo de petróleo, previniendo que dicho pozo se colapse, protegiendo el agua de la tierra de contaminación y conduciendo con seguridad fluidos de perforación y subterráneos a la superficie. Por ejem plo, pero sin limitación, tubería de acero cementada en su lugar.

Fluido de fracturación o fracturación hidráulica - Agua y agua conteniendo varios aditivos químicos y minerales conocidos a aquellos expertos en la téenica y ciencia de aceite y gas generales buena estim ulación como fluido de fracturación . Dicho fluido de fracturación, también referido como fluido de fracturación o fluido de estimulación, puede incluir varios gases industriales tales como, dióxido de carbono, nitrógeno o varias composiciones de gas natural tal como metano, etano, propano o butano, o líquidos de hidrocarburo tal como crudo que se separa y se recupera, o diesel.

“Tapón y Perf” - uno de muchos métodos para fracturar un yacimiento de hidrocarburo. El pozo para un trabajo de tapón y perforación en general está compuesto de uniones estándar de tubería de revestimiento de acero, ya sea cementada o no cementada, lo que se ajusta en su lugar a la conclusión del proceso perforador. Una vez elim inada la perforación, se usa un camión de cable eléctrico para perforar cerca del extremo del pozo, después de lo cual se bombea un tratamiento de fracturación (comúnmente llamado una etapa). Una vez terminada la etapa, el camión de cable eléctrico ajustará un tapón en el pozo para sellar temporalmente esa sección , y después perforar la siguiente sección del pozo. Entonces se bombea otra etapa, y el proceso se repite según sea necesario sobre la longitud entera de la parte horizontal del pozo.

Acceso (punto de acceso) - esto es un punto de comunicación entre el pozo y la formación. El punto de acceso se puede crear por cualquier medio conocido en la téenica. Por ejemplo, pero sin limitación, se puede hacer por una perforación usando un cañón perforador (“cañón perf”) , u otro medio. El punto de acceso puede tener por lo menos un pasaje a través de la tubería de revestimiento del pozo, o tiene una pluralidad de pasajes a través de la tubería de revestimiento también referido como un conglomerado. La pluralidad de perforaciones puede estar en una línea sobre la longitud de la tubería de revestimiento, opuestas entre sí sobre el diámetro de la tubería de revestimiento, y/o colocadas en una dirección específica correspondiente a un punto de interés en la formación, o se pueden colocar aleatoriamente a lo largo de la tubería de revestimiento.

Formación - una zona subterránea, tal como desarrollo de roca o lutita, com prendiendo un depósito de hidrocarburo.

El proceso de la presente invención reduce y/o elim ina el uso de un tapón de aislamiento (o medios de desvío) y aunque no está siendo limitado a este mecanismo, se cree que depende de las diferencias de presión/cambios de esfuerzo de roca para desviar de manera natural el fluido de fracturación en las perforaciones nuevas.

El proceso de la presente invención , en una modalidad estimula una fractura nueva en las perforaciones nuevas por la introducción de fluido de fracturación en las perforaciones nuevas, por tanto estimulando roca/lutita nueva (resultando en fracturas nuevas), en vez de tener el fluido de fracturación entrar a la fractura previa sin estimular roca/lutita nueva a través de perforaciones nuevas. Esto se logra sin la necesidad de medios de aislam iento o desviación, como se necesita en la teenica previa.

De acuerdo con un aspecto de la invención , se provee un método de estimular un registro nuevo, en la recuperación de hidrocarburos, en un yacim iento de hidrocarburo subterráneo, de un pozo desviado. El método comprende la introducción de por lo menos dos etapas secuenciales en dicho pozo sin medios de aislamiento. Dicho método comprende los siguientes pasos: i) introducir una primera etapa al : a) crear un primer punto de acceso a través de una tubería de revestim iento de pozo en una formación de hidrocarburo; b) introducir por lo menos un fluido de fracturación a dicho primer punto de acceso, a una velocidad predeterminada y presión para crear por lo menos una fractura en la formación, cerca de dicho punto de acceso para estimular producción de hidrocarburo desde dicha formación de hidrocarburo; ii) introducir una segunda etapa en el mismo pozo al: a) crear un segundo punto de acceso, distante de dicho primer punto de acceso, a través de dicha tubería de revestimiento de pozo en dicha formación de hidrocarburo cerca de la primera etapa; b) introducir por lo menos un fluido de fracturación a dicho segundo acceso a una velocidad predeterminada y presión para crear por lo menos una fractura en la formación, cerca de dicho punto de acceso para estimular producción de hidrocarburo desde dicha formación de hidrocarburo; iii) recuperar dichos hidrocarburos desde dicho yacimiento de hidrocarburo por medios conocidos en la teenica.

De acuerdo con otro aspecto de la invención, se provee un método de fracturar una pluralidad de etapas, sin la necesidad de ningún medio de aislamiento o desviación , en un pozo, preferiblemente un pozo desviado, penetrando una formación de hidrocarburo subterránea. En una modalidad, el método comprende: i) perforar un pozo sustancialmente vertical en la formación y desviar desde dicho pozo sustancialmente vertical para formar un pozo desviado desde dicho pozo sustancialmente vertical a un ángulo y dirección sustancialmente paralela a la tierra; ¡i) introducir una tubería de revestimiento en el pozo desviado; iii) introducir una primera etapa al crear un punto de acceso a través de la tubería de revestimiento en la formación; iv) introducir por lo menos un fluido de fracturación a dicho punto de acceso, preferiblemente a una velocidad predeterminada y presión para crear por lo menos una fractura en la formación , cerca de dicho punto de acceso de dicha primera etapa; v) introducir una segunda etapa al crear un punto de acceso a través de la tubería de revestim iento en la formación; vi) introducir por lo menos un fluido de fracturación a dicho punto de acceso, preferiblemente a una velocidad de predeterminada y presión para crear por lo menos una fractura en la formación, cerca de dicho punto de acceso a dicha segunda etapa; y vii) recuperar el hidrocarburo de dicha formación , en donde dicha primera etapa y segunda etapa no se aíslan entre sí.

En una modalidad preferida, las condiciones de presión del pozo son monitoreadas para determinar el momento de completar la primera etapa y el com ienzo de formar la segunda etapa.

Todavía en otra modalidad, se introducen sustentagrietas con el fluido de fracturación, para soportar las fracturas en la formación.

Preferiblemente, el pozo desviado se extiende sustancialmente de manera horizontal o a cualquier ángulo de hasta 45° desde el talón de un pozo inicial sustancialmente vertical. Más preferible, el pozo desviado se extiende sustancialmente de manera horizontal o a cualquier ángulo operacional sustancialmente 90° de vertical, preferiblemente +/- 1 0°, más preferible +/- 5o. Alternativamente, el pozo puede ser de geometría variable y su parte sustancialmente horizontal puede variar su dirección y ángulos de elevación.

Preferiblemente, el punto de acceso está compuesto de por lo menos una perforación en una dirección sustancialmente perpendicular a la tubería de revestim iento de pozo. Más preferible, el punto de acceso está compuesto de una pluralidad de perforaciones. La perforación o perforaciones se pueden colocar sobre la longitud de dicha tubería de revestimiento, o sobre el perímetro de dicha tubería de revestimiento. En otra modalidad, la dirección de cualquiera de las perforaciones puede variar de sustancialmente perpendicular para permitir acceso al fracturar fluido a la formación a fin de causar o propagar una fractura en la formación próxima a dicha perforación(es) .

Preferiblemente, el fluido de fracturación puede com prender por lo menos un l íquido, gas o combinación de los mismos, preferiblemente con al menos un sólido. Aunque se pueden introducir varios tipos de composiciones de fluido de fracturación consecutivamente a través del punto de acceso a la formación, en una modalidad preferida, el fluido de fracturación puede comprender además sustentagrietas, para soportar la fractura. Ejemplos de sustentagrietas incluyen, pero no se limitan a, arenas naturales, cerámicas artificiales, bauxitas, etc.

Preferiblemente, el proceso de recuperación de hidrocarburos comprende: i) term inar la inyección de fluidos de fracturación ; ii) reducir la presión en el pozo para permitir entrada de los hidrocarburos desde la fractura en la formación en el pozo vía las perforaciones; iii) opcionalmente transferir los hidrocarburos a la superficie; y iv) recolectar los hidrocarburos.

Preferiblemente, el proceso de recuperación de hidrocarburos se implementa con el uso de equipo de recuperación que puede comprender equipo eléctrico, mecánico, activo o pasivo. En algunos casos, algunos o todos los hidrocarburos se pueden recuperar por la acum ulación de presión resultante en el pozo a partir de la introducción del fluido(s) de fracturación.

De acuerdo con todavía otro aspecto de la invención, la estimulación de un registro nuevo involucra una introducción de por lo menos dos etapas no separadas por ningún medio de aislam iento. En un caso, el rango de etapas puede comprender entre tres a treinta etapas, o más si se desea. El número de etapas en un registro puede depender del tipo de formación, longitud de pozo, grosor global de la formación , proximidad del pozo y pozo a otros pozos.

De acuerdo con todavía otro aspecto de la invención, se provee por lo menos un registro, en un pozo desviado, dicho registro comprendiendo: una primera etapa que tiene un punto de acceso perforado y fracturado, y una segunda etapa, preferiblemente teniendo un punto de acceso perforado y fracturado discreto y separado a dicho primer punto de acceso de etapa; en donde dicha etapa y dicha segunda etapa no se aíslan entre sí . Preferiblemente, dicho registro comprende por lo menos tres etapas consecutivas.

De acuerdo con todavía otro aspecto de la invención, se provee un método de estimular un yacimiento de hidrocarburo que comprende estimular por lo menos dos registros de acuerdo con los métodos descritos antes, en donde dichos por lo menos dos registros comprenden por lo menos dos etapas, preferiblemente al menos tres etapas, y en donde dichos por lo menos dos registros se separan por medios de aislamiento. Antes de la recuperación de hidrocarburo, dicho medios de aislamiento son alterados para permitir flujo desde dicho registro en el pozo, preferiblemente dicho medio de aislamiento es eliminado desde el pozo.

De acuerdo con todavía otro aspecto de la invención, se provee un método de estimular un registro nuevo, en un pozo sustancialmente vertical, en un yacimiento de hidrocarburo. Dicho método comprende introducir dos o más etapas secuenciales en dicho pozo sin medio de aislamiento entre dichas etapas, dicho método que comprende: i) introducir una primera etapa al : a) crear un primer punto de acceso a través de una tubería de revestim iento de pozo en una formación de hidrocarburo; b) introducir por lo menos un fluido de fracturación a dicho primer punto de acceso, preferiblemente a una presión predeterminada y velocidad, para estimular producción de hidrocarburo de dicha formación de hidrocarburo; c) monitorear condiciones de operación de dicho pozo en un momento predeterminado a lo largo de dicho método; ii) introducir una segunda etapa en el mismo pozo al: a) crear un segundo punto de acceso, cerca de dicha primera etapa, a través de una tubería de revestimiento de pozo en una formación de hidrocarburo; b) introducir por lo menos un fluido de fracturación a dicho segundo punto de acceso, preferiblemente a una presión predeterminada y velocidad, para estimular producción de hidrocarburo de dicha formación de hidrocarburo; c) monitorear condiciones de operación de dicho pozo en un momento predeterminado a lo largo de dicho método; en donde dicha primera etapa, y segunda etapa no se separan por ningún medio de aislamiento.

En otra modalidad , el método de estimular recuperación de hidrocarburo comprende además introducir una etapa consecutiva (o etapas) en el mismo pozo al : a) crear por lo menos un punto de acceso consecutivo a través de una tubería de perforación de pozo en una formación de hidrocarburo cerca de una etapa previa; b) introducir por lo menos un fluido de fracturación a dicho punto de acceso consecutivo, preferiblemente a una presión predeterminada y velocidad, para estimular producción de hidrocarburo de dicha formación de hidrocarburo; c) monitorear condiciones de operación del pozo en un momento predeterminado a lo largo de dicho metodo; d) terminar estimulación para permitir recuperación de hidrocarburos; y e) recuperar hidrocarburos de dicho yacim iento de hidrocarburo por medios conocidos en la téenica; en donde dicha primera etapa, segunda etapa y la etapa consecutiva (o etapas) no se separan por ningún medio de aislamiento.

La longitud de cada etapa será determinada por la longitud global del pozo, la ubicación del pozo y características de formación. Preferiblemente, la longitud de cada etapa puede ser de alrededor de 10 a aproximadamente 300 metros, más preferible de alrededor de 1 00 a aproximadamente 200 metros.

El registro entre etapas puede variar de una longitud predeterm inada, preferiblemente de alrededor de 10 a aproximadamente 100 metros, en otro caso, el registro también puede ser más de 100 metros. La distancia entre cada punto de acceso se puede determinar por técnicas conocidas a aquellos expertos en la técnica. Estas técnicas pueden incluir, pero no se limitan a modelos anal íticos o numéricos o modelos de laboratorio análogos según sea necesario para estimular de manera efectiva la producción de hidrocarburos. Dichos modelos pueden incluir, pero no se limitan a estimulaciones de crecimiento de fractura así como evaluaciones económicas tales como cálculos de Valor Presente Neto o Rentabilidad de Inversión con base en el costo de bienes y servicios empleados así como el precio de venta actual o futuro de Gas Natural y/o Petróleo. Preferiblemente, la distancia entre cada punto de acceso en cada etapa puede ser hasta 25 metros. Por ejemplo, un registro de 1000 metros en un pozo puede tener 10 etapas de 100 metros/etapa, con cada etapa comprendiendo tan poco como o tanto como 10 o más puntos de acceso.

Preferiblemente, cada punto de acceso comprende por lo menos una perforación o punto de acceso. Más preferible, cada punto de acceso comprende un conglomerado o pluralidad de perforaciones cerca entre sí a una distancia predeterminada entre sí. Preferiblemente, cada perforación en el conglomerado se coloca a una distancia de menos de un metro desde el otro en el mismo pozo.

De acuerdo con todavía otro aspecto de la invención, se provee un metodo de fracturar múltiples etapas en depósitos de hidrocarburo de registros en un pozo horizontal, sin usar medios de aislamiento. Ejemplos de medios de aislamiento incluyen, pero no se limitan a, senadores de esfera, empacadores mecánicos, o material de obturación de partícula, o cualquier otro medio de aislamiento o medio mecánico como se discute en la presente.

Dicho método comprende los pasos de: a) seleccionar un pozo apropiado para llevar a cabo el metodo de fracturar sin el uso de medios de aislamiento; b) seleccionar una ubicación de etapa apropiada en dicho pozo, opcionalmente con base en mediciones sísm icas y/u otras y estudios tales como, pero sin limitación a, geofísica, petrofísica, geología con petróleo, geología estructural e ingeniería de yacimiento; c) proveer por lo menos una perforación, preferiblemente un juego de perforaciones en una primera abertura para la primera etapa del pozo; d) bombear por lo menos un fluido de estimulación o secuencia de fluidos de estimulación en dicha por lo menos una perforación; e) observar las velocidades de inyección y presión en la etapa seleccionada; f) seleccionar una ubicación de etapa apropiada en dicho pozo, opcionalmente con base en mediciones sísmicas y/u otras y estudios tales como, pero sin limitación a geofísica, petrofísica , geología de petróleo, geología estructural e ingeniería de yacim iento, g) proveer por lo menos una perforación, preferiblemente una serie de perforaciones en una abertura consecutiva para la etapa consecutiva del pozo sin uso de medios de aislam iento; h) bombear por lo menos un fluido de estimulación o secuencia de fluidos de estim ulación en dicha por lo menos una perforación; i) observar las velocidades de inyección y presión en la etapa ; y j) opcionalmente repetir los pasos (f) a (i) sin medios de aislamiento entre las etapas.

La presente invención resulta en preparación efectiva del yacim iento de hidrocarburo para producción de hidrocarburo por reducción de tiempo gastado realizando operaciones de fracturación; y/o al reducir el tiem po de no bom beo que se logra al reducir y/o eliminar el requerimiento de colocar medios de aislamiento o desviación tales como tapones entre las etapas; y/o al reducir y/o eliminar la necesidad de elim inación de los tapones antes de la producción de hidrocarburo.

Preferiblemente, de conformidad con la presente invención, el proceso de fracturación hidráulica, invol ucra fracturación de por lo menos dos etapas sin la necesidad de un dispositivo de desviación o aislamiento. Ejemplos incluyen, pero no se lim itan a senadores de esfera, tapón o tapones de concreto, puente o arena.

Preferiblemente, el fluido de fracturación se introduce a una velocidad de inyección de fluido con limitaciones de presión determinadas por métodos de construcción de pozo modernos. La presión de cabezal de pozo de superficie esperada es dependiente de la profundidad del pozo y la long itud del pozo. La profundidad del pozo afectando la presión de inyección de agujero del fondo esperada y la longitud del pozo afectando la fricción de fluido total q ue se debe superar a una velocidad de inyección especificada. Los rangos de presión de superficie típicos para un pozo aproximadamente 2500 metros debajo de la superficie, y aproximadamente 2500 metros en long itud lateral pueden variar de aproximadamente más de 15 MPa a aproximadamente 100 MPa, más preferible de alrededor de 35 MPa a aproximadamente 65 MPa. Además, la presión también puede ser dependiente de la formación donde se sitúa el pozo. La presión de inyección de agujero inferior requerida para iniciar y extender una fractura hidráulica es dependiente de las propiedades in-situ incluyendo estrés tectónico regional. Estos valores se pueden aproximar por aquellos expertos en la téenica en el proceso de diseño de tratamiento de fractura hidráulica, utilizando mediciones petrofísicas, sónicas, .nucleares y eléctricas de pozo junto con el conocimiento de petróleo y geolog ía estructural y geofísica. El experto en la técnica ajustará el método de introducción, velocidad de inyección y com posición de fluido y volumen así como la cantidad y concentración de agentes de soporte de campo petrolífero para permitir estimulación y recuperación de producción de hidrocarburo adecuadas.

Preferiblemente, el fluido de fracturación se introduce a una velocidad que varía de aproximadamente un metro cúbico por minuto con el l ímite inferior determ inado por las velocidades de diseño m ínimas necesarias para crear efectivamente una abertura de fractura hidráulica dentro o directamente adyacente a un estrato subterráneo portando h idrocarburo por aquellos expertos en la téenica de la estimulación de pozos horizontales dentro de estrato subterráneo portando hidrocarburo a aproximadamente 18 metros cúbicos por m inuto o más limitado en la velocidad de inyección superior sólo por la presión de entrega de equipo de bombeo de superficie disponible y lím ites de velocidad y las presiones de trabajo de seguridad de la tubería de revestim iento, más preferible de 5 a 1 5 metros cúbicos por m inuto.

De acuerdo con todavía otro aspecto de la invención , la estimulación o fluido de fracturación opcionalmente comprende un trazador o marcador, preferiblemente un material radioactivo para ayudar a monitorear las condiciones de operación en el pozo y determinar la efectividad del proceso de fracturación de la presente invención.

Preferiblemente, por lo menos dos etapas del pozo horizontal posterior a la primera etapa se fracturan sin usar técnicas de desviación convencionales y la ubicación de las etapas posteriores se seleccionan al observar por lo menos una de las velocidades de inyección, trayecto de fluido y presión en la etapa seleccionada al registrar em isiones m icro-sísmicas durante operaciones de estimulación vía dispositivos de registro de em isión geofísica comercial conocidos en la industria de petróleo y gas como geófonos desplegados en la superficie en una distribución enfocada o desplegada en pozos verticales y/u horizontales por medios conocidos y prácticas así como registrar la presencia de indicaciones de elemento trazador emisor de gamma en dichas operaciones de post-estimulación de depósito vía el proceso o procesos conocidos en la industria capaces de detectar espectro de rayo gamma para asegurar la presencia de dichos isótopos emisores de gamma, preferiblemente escandio, iridio y antimonio.

De acuerdo con todavía otro aspecto de la invención , se provee un proceso de fracturación continuo. Una vez determ inado al seguir un plan de bombeo como se describió antes o por decisiones con base en respuestas de tratam iento de pozo, que la etapa actual debe cesar, los cañones de perforación serían disparados mientras el bombeo continúa. Se ha observado que este proceso resulta en las perforaciones recien abiertas tomando la mayoría del fluido de fracturación entrante. Se ha observado vía respuestas de velocidad de presión que si menos de 80% del fluido de fracturación entra en las perforaciones nuevas de conformidad con la presente invención, la última etapa perforada será bombeada como se planeó, sin em bargo, en esta etapa un medio de aislamiento o medio dé desviación será requerido para continuar con el proceso de la presente invención. En esta etapa, el bombeo cesaría y el cañón de perforación de cable eléctrico es jalado del pozo. Las preparaciones entonces se harían por aquellos expertos en la téenica de tapón horizontal y operaciones de perforación para realizar una operación de tapón y perforación .

De manera sorprendente, el proceso novedoso resulta en una mejora sustancial del proceso de fracturación. En un ejemplo, pozos de gas de lutita en la Cuenca del Río Horn se han estimulado sin la necesidad de aislamiento mecánico y condujo a resultados inesperadamente positivos discutidos en más detalle. Por lo tanto, la presente invención también es aplicable a un proceso de fracturación continua .

La invención en una instancia es un proceso continuo para usarse en operaciones de fracturación de múltiple etapa horizontal/desviada. El proceso puede utilizar dispositivos de perforación del tipo de fuego selecto desplegado de cable eléctrico en un proceso de estimulación de fracturación continua sin desviadores mecánicos o medios de aislamiento durante el proceso de estimulación. Estos desviadores, no obstante, se pueden desplegar siguiendo una cesación de operaciones de bombeo planeada o no planeada. En general, se acepta en la industria que el uso de dispositivos mecánicos conocidos en la industria de petróleo y gas tales como, selladores de esfera de perforación, tapones puente o empacadores son requeridos para aislar registros de fracturación previos de registros de fracturación actuales cuando la desviación es necesaria, y estos dispositivos deben desplegarse después de completar de cada etapa de estimulación de fractura hidráulica sucesiva. La presente invención reduce la frecuencia de uso de estas herramientas y/o elim ina estos métodos de desviación mecánicos en aplicación práctica.

En la téenica previa que describe m últiples perforaciones seguido por un único evento de fracturación, sólo hay una etapa en el registro. En la presente invención hay un m ínimo de dos etapas (más de una etapa) en cada registro.

Una etapa comienza después de crear uno o más puntos de acceso en una tubería de revestimiento de pozo para proveer acceso directo a estrato subterráneo portando hidrocarburo adyacente y termina con la creación de puntos de acceso posteriores en dicha tubería de revestimiento de pozo con actividades de estimulación de fractura hidráulica realizadas. A aquellos expertos en actividades de estimulación de pozo de Petróleo y Gas, una etapa es definida como una actividad realizada en secuencia con otras actividades de pozo físicas que a menudo son repetidas con la intención de lograr una respuesta de pozo deseada. En el caso de pozo horizontal, operaciones de estimulación de fractura hidráulica, la etapa está estimulando producción de una roca de yacim iento portando hidrocarburo a velocidades que excederán las velocidades de producción no estimuladas naturales.

El número de etapas realizadas en esta operación está limitado sólo por las restricciones dimensionales del pozo colocado adyacente al yacim iento portando hidrocarburo. En el estado actual de la técnica, una secuencia de etapa se realiza sobre una zona de interés entre 25 metros a 150 metros más o menos, con longitudes de pozo horizontal disponibles entre 1000 metros y 3000 metros en longitud. Por ejemplo: un pozo horizontal de 1000 metros se puede estimular con 1 0 etapas con longitudes de etapa de 1 00 metros de zona por etapa y un punto de acceso cada 25 metros por un total de 4 puntos de acceso por etapa. Otro ejemplo puede ser realizar el mismo número de etapas en un pozo horizontal 2000 metros en longitud con 2000 metros por etapa y un punto de acceso cada 20 metros por un total de 1 0 puntos de acceso por etapa.

En una modalidad, el proceso de la presente invención se puede aplicar a por lo menos dos etapas. Es decir, siguiendo una etapa de tapón & perforación tradicional, por lo menos dos etapas “sin tapón” se pueden ejecutar. Un tapón puede ser colocado hoyo arriba posterior a las etapas sin tapón y las etapas restantes se pueden completar con tapón y perforación tradicional, o con etapas sin tapón o una com binación de etapas sin tapón y perforación & tapón.

En otra modalidad de la invención, el pozo entero se puede estimular para recuperación de hidrocarburo por completo con etapas sin tapón.

En otra modalidad de la invención , un pozo se puede completar con etapas sin tapón hasta que mediciones de presión superficial y velocidad sugieran que fluido de fracturación está entrando etapas previas, o en vez de una fractura hidráulica siendo creada en el proceso de estimulación, el fluido de fracturación está entrando una falla en el estrato subterráneo, invalidando los beneficios de continuar el proceso de estimulación ya que los beneficios de estimular una falla no son determinados, no son deseables o no son efectivos, en cuyo punto el proceso sin tapón se debe suspender. En este caso, un tapón sería operado después de la última etapa y el proceso continuaría con etapas sin tapón hasta que una vez más las mediciones de presión y velocidad sugieran que el proceso se debería suspender otra vez con la aplicación de un tapón & perforación tradicional .

En otra modalidad de la invención, se pueden colocar perforaciones en cualquier posición dentro del pozo. En un ejemplo: el registro tradicionalmente referido como una zona tres con base en incrementos de etapa secuencial desde la sección inferior o de punta del pozo hacia el talón de la sección lateral del pozo, se puede realizar antes del registro tradicionalmente colocado en el pozo como zona dos, lo que estaría en una posición más cercana a la punta que la zona tres. La zona uno es tradicionalmente el primer registro más cercano a la punta o porción más profunda del pozo con tubería de revestimiento accesible. La zona dos es tradicionalmente el siguiente registro en el pozo con tubería de revestimiento en una posición predeterm inada en el pozo, a menudo a registros separados de manera igual de longitud fija. Las zonas son nom bradas como tales desde la punta a la porción superior más accesible de la tubería de revestimiento secuencialmente en orden numérico, ( 1 , 2, 3, 4 ... 40) . El número de estas zonas ha aumentado desde justo dos registros como se realiza en el desarrollo temprano de la lutita Barnett, a tanto como 40 o más zonas. En la presente invención, la posición de registro de zona tres al aplicar el proceso de fracturación sin tapón ahora puede ser considerado como etapa dos cronológicamente, aunque este colocado secuencialmente dentro del pozo en la posición de zona tres con base en la longitud del pozo. Una vez que se bombea este tratam iento de fracturación de etapa dos en esta posición de zona tres, el registro de etapa tres sería perforado en la posición de zona dos, un paso hacia atrás en la secuencia normal como en la téenica anterior. Un beneficio de este proceso de fracturación sin tapón da al operador la oportunidad de realizar tratamientos de fracturación fuera de secuencia al comparar métodos tradicionalmente de tapón y perforación que requieren un progreso secuencial desde la punta del pozo con tubería de revestimiento accesible a la sección de talón. Típicamente, los operadores no colocarían un tapón mecánico en el pozo y después perforarían uno fuera y trabajar en retroceso como lo sugiere una modalidad de la presente invención. Otros beneficios a este proceso de fracturación fuera de secuencia consideran la manera en la que el estrato subterráneo responderá a estrés inducido por fractura hidráulica y el patrón de fracturas que será desarrollado al colocar un punto de iniciación de fractura entre fracturas hidráulicas existentes. Los inventores creen que al colocar puntos de iniciación de fractura hidráulica dentro de fracturas hidráulicas existentes tomará la ventaja del campo de estrés alterado dentro del estrato fracturado resultando en volúmenes de yacimiento estimulados mejorados al comparar con el proceso de fracturación secuencial tradicional. Este proceso es novedoso ya que ningún método hidráulico o de desviación mecánica o medio de aislamiento se emplean permitiendo el fluido de fracturación para entrar en varias posiciones a lo largo del pozo.

En otra modalidad, este proceso se puede aplicar prontamente como una aplicación de refracturación para pozos existentes. Estos pozos existentes pueden haber sido estimulados con el método de tapón & perforación de uno o varios otros métodos de fracturación de múltiple etapa para pozos horizontales con tubería de revestimiento. Es decir, monoperforaciones cementadas revestidas, forro cementado revestido, o pozos no cementados revestidos tales como aquellos referidos por nombre comercial, Packer Plus STACKFRAC®, Baker FracPomt™, etc. , que utilizan métodos de aislam iento mecánico desplegados en el revestimiento en la forma de, empacadores de revestimiento externos mecánicos, empacadores de roca y empacadores hinchadles. O en algunos casos, no se despliegan métodos de aislamiento mecánico en la porción externa del resorte de la tubería de revestim iento. Además, estos métodos emplean dispositivos de desviación interna (tales como manguitos deslizantes activados con esfera) para desviar fluido a varias zonas a lo largo del resorte de la tubería de revestimiento. Otros métodos de múltiples etapas pudieron haber utilizado senadores de esfera de perforación como el método de desviación primario, o sin desviación alguna tal como se refiere a menudo como una fracción de “Avemaria” en donde la perforación entera o una porción del pozo se perfora por completo y la habilidad del fluido de fracturación introducido en el pozo para entrar a todos los registros es un riesgo como un pase de “Avermaría” en el Fútbol Americano.

Durante un operación de refracturación con esta invención de fracturación sin tapón , los operadores pueden introducir el fluido de fracturación en todas las perforaciones existentes para causar estres lo suficiente a los registros previamente fracturados hidráulicos. En otra modalidad, pueden perforar una zona no perforada y después inicia el proceso. Una vez que se haya bombeado un volumen suficiente de fluido de fracturación, el siguiente registro entre perforaciones existentes sería perforado y fracturado en secuencia desde punta a talón o en un orden invertido como se discutió antes, o en cualquier orden considerado como adecuado para resultar en recuperación de hidrocarburo desde la formación. En el caso en donde otros métodos tales como manguitos deslizantes activados con esfera u otras herramientas de etapa están presentes dentro del pozo, se pueden introducir perforaciones en cualquier punto entre dichas herram ientas de etapa.

Otros y más objetos, características y ventajas de la presente invención serán prontamente evidentes a aquellos expertos en la téenica al leer la descripción de las modalidades preferidas a continuación cuando son tomadas junto con los dibujos acompañantes.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La figura 1 es una ilustración esquemática de un registro en un pozo que tiene tres etapas no separadas por tapones o medios de aislamiento de conformidad con la presente invención .

La figura 2 es una ilustración esquemática de la téenica previa teniendo tres pasos de fracturación separados por tapones.

La figura 3 es una ilustración esquemática de la técnica previa que ilustra elim inación de tapones antes de la etapa de recuperación .

La figura 4 es una ilustración esquemática de un ejemplo entre el método de técnica anterior y el método de la presente invención.

Las figuras 5A-F son ilustraciones esquemáticas de los pasos de crear un registro con tres etapas no separadas por un tapón de conform idad con la presente invención.

La figura 6 es una ilustración esquemática de dos segmentos de un pozo, separados por un tapón de conformidad con la presente invención.

La figura 7 es una ilustración esquemática del método de técnica previa en un pozo no cementado.

La figura 8 es una ilustración esquemática del proceso de fracturación en un pozo no cementado de conformidad con la presente invención.

Las figuras 9A-B proveen una ilustración de los datos microsísm icos de pozo c-E1 -J/94-0-8.

Las figuras 10A-B-C proveen una ilustración de los datos m icrosísmicos de pozo c-C1 -J/94-0-8.

La figura 1 1 ilustra los datos de las etapas 1 1 , 12 y 13 que fueron trazados RA para trazar la distribución del fluido de fracturación introducido usando la presente invención .

La figura 12 ilustra un registro de producción de una prueba de terminación en pozo C-E 1 -J.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LAS MODALI DADES PREFERIDAS La figura 1 es una ilustración esquemática de un proceso de fracturación de múltiples etapas de conformidad con la presente invención . Como se puede observar, el pozo 20 tiene una sección horizontal 24 que se extiende desde una sección vertical 22. El pozo 20 está equipado con un segmento de “árbol Navideño” 21 del pozo arriba de la tierra 10. Bajo tierra debajo de la roca de lutita 1 1 hay un yacimiento que contiene hidrocarburo 1 12 que es de interes en recuperación de hidrocarburo. La sección horizontal 24 se extiende entre el talón 23 y la punta 27 del pozo 20. La sección horizontal 24 tiene una tubería de revestimiento 25 que está cementada 26. Se ilustran dos etapas completas, etapa 201 y etapa 202 de la operación de fracturación. La etapa 201 tiene un punto de acceso 39 formado de perforaciones 30 y 31 para perm itir fracturación del yacimiento de hidrocarburo 1 12 con un fluido de fracturación 34 resultando en fracturas 32 y 33. La etapa 202 tiene un punto de acceso 49 con perforaciones 40 y 41 y fracturas 42 y 43. Las perforaciones 30, 31 , 40, 41 , 50 y 51 en la figura 1 se crean por medios conocidos al experto en la téenica tal como un cañón de perforación . La etapa 203 ilustra el proceso de introducir el fluido de fracturación 34 a través del punto de acceso 59 vía perforaciones 50 y 51 creando una presión estimulante resultando en la fractura el yacimiento 1 12. La figura 1 ilustra un registro que tiene tres etapas 201 , 202 y 203 no separadas por ningún medio de desviación. En este caso, las etapas 201 y 202 se separan por una longitud predeterminada 29.

La figura 2 es una ilustración esquemática del método tradicional de técnica previa “Tapón y perforación”. Hay dos etapas fracturadas, 101 y 102, con una tercera etapa 103, fracturación perforada y experimentada. De acuerdo con este método, el yacimiento 1 12 tiene un pozo horizontal 124 que comprende una tubería de revestimiento 125 y tubería de revestimiento cementada 126. En la primera etapa 101 , se crean perforaciones 130 y 131 , seguido por introducción de un fluido de fracturación 134 para crear fracturas 1 32 y 133. Después de completar la etapa 101 , este método de “Tapón y perforación” requiere la colocación del primer tapón 28. Después de colocar el tapón 28, la etapa 102 se perfora para crear perforaciones 130 y 131 seguido por la introducción de un fluido de fracturación para crear fracturas 131 y 133. Después de completar la fracturación de la etapa 102, un segundo tapón 28 se coloca después de la etapa 102. Este proceso de “Tapón y perforación” continúa hasta que la longitud completa del pozo horizontal se fractura y el yacimiento 1 12 se estimula para producción de hidrocarburo.

La figura 3 ilustra la figura 2 después de haber completado el proceso de “Tapón y perforación” y muestra un pozo completamente estimulado 124. El pozo tiene una tubería de revestimiento 125 que se cementa 126. El pozo 124 consiste de varias etapas 1 01 - 105, con cada etapa siendo separada por tapones 28. Por consiguiente, a fin de recuperar los hidrocarburos del yacim iento 1 12, los tapones 28 tienen que ser perforados por medio del aparato perforador 70. Este proceso de téenica previa de “Tapón y Perforación” involucra varios pasos añadiendo tiem po y costo al proceso. Por ejemplo, la perforación con tubería sinfín u otro dispositivo de perforación mecánico se requiere para eliminar los tapones (5 tapones aquí) como se discutió antes.

La figura 4 ilustra un experimento que compara el proceso de fracturación tradicional con la presente invención.

Las figuras 5A-D ilustran la presente invención de formar múltiples etapas y fracturando cada etapa sin la necesidad de medios de aislam iento. El pozo 22 tiene un segmento horizontal 24 y un segmento de árbol Navideño 21 . La figura 5A ilustra una introducción de un punto de acceso 39 en el pozo 24 a través de la tubería de revestimiento 25, cerca de la punta 27 y distante del talón 23, proveyendo acceso al yacim iento de hidrocarburo 20. En este ejemplo, el acceso 39 consiste de perforaciones 30 y 31 . La figura 5B ilustra la fracturación del yacim iento de hidrocarburo 20 por un fluido de fracturación 34 a través del primer acceso 39. La introducción del fluido de fracturación 34 a través del primer punto de acceso 39 crea fracturas 32 y 33, resultando en una primera etapa. La figura 5C ilustra el inicio de una segunda etapa, consecutivo a dicha primera etapa y no separada de la primera etapa por un tapón . U n segundo acceso 49 se crea con perforaciones 40 y 41 seguido por la introducción del fluido de fracturación 34 próximo al segundo punto de acceso para crear fracturas 42 y 43 (ver figura 5D). Las figuras 5E y 5F ilustran una tercera etapa consecutiva a dichas etapas previas y no separadas de las etapas previas por tapones o desviadores. Esta tercera etapa consiste de la creación de un tercer punto de acceso 59 creado con perforaciones 50 y 51 y después fracturando para formar fracturas 52 y 53. Este proceso puede continuar al introducir más etapas, en donde las etapas no se separan pro ningún tapón.

La figura 6 ilustra un primer registro 271 que comprende una serie de varias etapas consecutivas 201 , 202, 203 y 300 separadas del segundo registro 272 por el tapón 28. El segundo registro 272 comprende tres etapas consecutivas 201’, 202’ y 203’ una vez más no separadas por ningún tapón. La tubería de revestimiento 225 del pozo se cementa 226.

Cada pozo 224 puede comprender una pluralidad de registros separados por tapones mientras que cada registro puede comprender una pluralidad de etapas no separadas por tapones. El número de etapas en cada registro puede variar con base en las limitaciones geológicas del yacimiento de hidrocarburo, condiciones operacionales del pozo, decisión operacional del operador y otras condiciones conocidas a personas expertas en la teenica.

La figura 7 ilustra otra modalidad de la técnica previa en donde el pozo 324 no está cementado. El pozo 324 no cementado tiene em pacadores de tubería de revestimiento externos 327 para separar las etapas 301 de las demás. Este método de “tapón y perforación” en el pozo no cementado 324 también requiere posicionar los tapones 328 después de haber fracturado 332 cada perforación 330. Los tapones puente 328 se usan para dirigir fluido 334 entre etapas fracturadas dentro de la tubería de revestimiento 325. Los tapones puente 328 se deben eliminar antes de la recuperación de hidrocarburos a menos que se empleen tapones de fracturación. Sin embargo, los operadores a menudo perforan tapones de fracturación para mejorar las características de flujo.

La figura 8 ilustra el proceso novedoso en donde el número de tapones puente 328 se reducen significativamente en comparación con las técnicas de fracturación actuales como se ilustra en la figura 7. En la presente invención, un tapón puente 328 se introduce después de 5 etapas fracturadas. Cada una de las etapas 301 , 302, 303, 304 y 305 comprende un paso de perforación 330, 340, 350 y paso de fracturación 332, 334, 352 respectivamente por el fluido de fracturación 334. El tapón puente 328 puede ser requerido después de bombear varias etapas fracturadas a fin de aumentar el flujo en perforaciones nuevas una vez que sean inaceptables las pérdidas a varas fracturas. Alternativamente, la efectividad y eficiencia del paso de fracturación se puede monitorear de registrar eventos micro sísmicos. El monitoreo de eventos micro sísmicos en el pozo puede ocurrir desde un pozo de inicio próximo o por otro medio conocido en la téenica.

El método novedoso como se ilustra en la figura 8 reduce el número de tapones puente en el pozo y por tanto reduce efectivamente el tiempo de pausa y los costos asociados con el posicionamiento y eliminación de tapones.

EJ EMPLO En el siguiente ejemplo, se realizó “tapón y perforación” tradicional, seguido por el método de la presente invención , en un pozo horizontal con una tubería de revestimiento, para evaluar la viabilidad del mismo. Ahora, haciendo referencia a la figura 4, se realizó lo siguiente: Las etapas 101 , 102, 103 hasta 300 fueron creadas usando la tecnolog ía de técnica previa “Tapón y perforación” y después se fracturaron con el uso de un tapón 28 entre cada una de las etapas.

Al completar la etapa de fracturación 300, un tapón 28 se introdujo en el pozo 124. El pozo 124 tiene una tubería de revestimiento 125 que se cementa 126. La etapa 201 se perforó 230 y 231 y se fracturó 232 y 233, seguido por la perforación 241 , 240, 251 , 250 y fracturación 242, 243, 252, 253 de las etapas 202 y 203. Se bombeó trazador R/A (no mostrado) en las etapas 202 y 203 durante la fracturación . Se usaron tres trazadores: 1 Isótopos en etapa de prueba 202 y 2 isótopos en etapa de prueba 203. Un descubrimiento de 2 isótopos de material R/A en estas etapas, indicó perforaciones en todas las etapas y se confirmó la cobertura de fracturación usando la presente invención lo que resultó en estimulación de todos los registros 201 , 202 y 203.

Esta operación se realizó en una base no continua en dos pozos de ejemplo. En estos pozos de ejemplo, el plan de bombeo fue tal que tres zonas de interés se perforaron sin ningún tapón entre ellos. Los isótopos radioactivos y el mapeo de fractura hidráulica m icro sísmica confirmaron el éxito del proceso de la presente invención.

Ahora, haciendo referencia a las figuras 9A, 9B & 10A, 10B, 10C - dos pozos (c-C1 -J/94-O-8 c-E 1 -J/94-0-8) se seleccionaron para probar la presente invención. Las etapas 1 1 , 12 y 13 en el pozo C 1 y etapas 12, 13, 14 en el pozo E 1 se probaron. Se empleó material m icro sísm ico o radioactivo para determinar la efectividad de cada etapa “sin tapón”. Todas las etapas de prueba fueron bombeadas como se planeó con alguna velocidad de inyección y diferencias de presión observadas en las etapas 12 y 13 indicando que algún fluido de fracturación entró en perforaciones abiertas de etapas previas.

Los eventos micro sísmicos sugieren que volumen nuevo de yacim iento estimulado fue creado en el área alrededor de perforaciones nuevas en la dirección de estrés horizontal máximo como se predijo. También se midieron isótopos radioactivos en el área alrededor de las perforaciones de prueba enteras con la más alta concentración de material ligando fluido de etapa bombeado a la etapa de prueba “sin tapón”.

Primer pozo: Ver figuras 9A y 9B Experimentos de fracturación sin tapón , pozo c-E1 -J/94-O-8, etapas Muskwa 12, 13 y 14 Eventos micro sísm icos registrados c-E 1 -J/94-0-8 pozo de parque A Otter con las siguientes especificaciones téenicas: Sin juego de tapones entre etapas 5 conglomerados de perforación/etapa 125m registro de etapa 150T arena, 3375 m3 por etapa datos procesados de campo Eventos micro sísmicos, puntos a color, son registrados perforaciones nuevas opuestas y muy pocos casos opuestos a registros de etapa previos. Como se ilustra mejor en la figura 9B, la mayoría de los eventos de la etapa 13 se posicionan lejos de la mayoría de los eventos de la etapa 12. En la m isma manera, la mayoría de los eventos de la etapa 14, se posicionan lejos de la mayoría de los eventos de la etapa 13.

La figura 12 indica la productividad de las etapas 12, 13 y 14 de pozo C-E1 -J . Estas etapas no se separaron por cualquier medio de desviación. La productividad de las tres etapas sin tapón es mayor que la productividad promedio del pozo entero.

Segundo pozo: Ver figuras 1 OA, 1 OB, 1 OC y 1 1 Experimentos de fracturación sin tapón , pozo c-C 1 -J/94-O-8, etapas Muskwa 1 1 , 12 y 13 Eventos micro sísm icos reg istraron especificaciones téenicas: • Sin juego de tapones entre etapas • 5 conglomerados de perforación/etapa • 125m registro de etapa • 250T arena, 3375 m3 por etapa · datos procesados de campo • Eventos micro sísmicos reg istraron nuevos registros de perforación y m uy pocos eventos opuestos a registros de etapa previos como se ilustra mejor en la figura 10C con respecto a las etapas 13 y 12.

Como se puede observar en la figura 1 1 , las etapas 1 1 , 12 y 13 que fueron trazadas radioactivas exhibieron distribución global favorable del fluido de fracturación introducido en las etapas.

Si se determina al observar las respuestas de presión y velocidad que la mayoría de fluido está entrando al registro recién perforado durante las operaciones de bombeo planeadas, entonces esa etapa terminará a tiempo terminando con el disparo de los cañones perforadores opuestos a la siguiente zona de interés, m ientras continúa el bom beo.

Sin embargo, si se determina que un porcentaje insuficiente de fluido bombeado está entrando a las perforaciones nuevas, y se desea continuar el bombeo, se puede introducir material de desviación de partícula en el tratamiento de fracturación antes de disparar los cañones perforadores sobre la siguiente zona de interés. Este material de desviación, aunque no es un sellador de esfera de perforación u otra herramienta mecánica que sella el flujo a las zonas debajo, permitirá que procedan las operaciones de bombeo continuo. Cuando estos materiales de partícula alcanzan todos los registros perforados, la inyección de fluido en estos registros perforados previos será reducida lo suficiente para la operación de fracturación para continuar con el siguiente reg istro perforado una vez que el material se haya desplazado pasando la siguiente zona de interés. Una vez que se hayan quitado las partículas, la herram ienta de perforación opuesta a la siguiente zona de interés, los cañones son disparados, creando perforaciones nuevas y el proceso sin tapón continúa sin cesar el bom beo.

Por lo tanto, se pueden hacer tantos cambios a la modalidad preferida de la invención sin alejarse del alcance de la misma. Se considera que toda la materia contenida en la presente es considerada ilustrativa de la invención y no en un sentido lim itante.

Claims (20)

REIVI NDICACION ES

1 .- Un método de estim ular un registro en un yacim iento de hidrocarburo equipado con un pozo desviado teniendo una tubería de revestimiento, en donde dicho registro comprende por lo menos dos etapas secuenciales en dicho pozo sin medio de aislamiento, dicho método que comprende: i) introducir una primera etapa al : a) crear por lo menos un punto de acceso a través de una tubería de revestimiento de pozo en un yacim iento de hidrocarburo; b) introducir por lo menos un fluido de fracturación a dicho punto de acceso antes mencionado, para estimular la producción de hidrocarburo desde dicho yacimiento de hidrocarburo; ii) introducir una segunda etapa en el mismo pozo al: a) crear un segundo punto de acceso a través de dicha tubería de revestim iento de pozo, cerca de dicha primera etapa, en un yacimiento de hidrocarburo; b) introducir por lo menos un fluido de fracturación a dicho segundo acceso para estimular la producción de hidrocarburo desde dicho yacimiento de hidrocarburo; en donde dicha primera etapa, y segunda etapa no se separan por ningún medio de aislamiento; y opcionalmente ¡ii) recuperar hidrocarburo desde dicho yacimiento de hidrocarburo a una superficie.

2.- El método de conformidad con la reivindicación 1 , en donde el punto de acceso a través de la tubería de revestimiento comprende por lo menos una perforación.

3.- El método de conformidad con la reivindicación 2, en donde dicha por lo menos una perforación es sustancialmente perpendicular a la tubería de revestimiento de pozo.

4.- El método de conformidad con la reivindicación 3. en donde dicho punto de acceso comprende varias perforaciones.

5. - El método de conformidad con la reivindicación 3 o 4, en donde las perforaciones se posicionan en la tubería de revestimiento de pozo de: sustancialmente una línea sobre dicha tubería de revestimiento de pozo, o sustancialmente alrededor de dicha tubería de revestim iento de pozo.

6.- El método de conformidad con la reivindicación 1 , en donde el por lo menos un fluido de fracturación se selecciona a partir del grupo que consiste de: líquidos, gases o una combinación de los mismos.

7.- El método de conformidad con la reivindicación 6, en donde dicho fluido de fracturación comprende además por lo menos un sólido

8.- El método de conformidad con la reivindicación 1 , en donde la recuperación de hidrocarburo comprende además los pasos de: cesar la introducción del por lo menos un fluido de fracturación; reducción de presión en el pozo y recuperando el hidrocarburo a través del pozo a la superficie.

9.- El método de conformidad con la reivindicación 1 , en donde el registro nuevo com prende por lo menos tres etapas no separadas por ningún medio de aislamiento.

10.- Un método de estimular un yacim iento de hidrocarburo al estimular por lo menos dos registros de conformidad con el método de la reivindicación 9, en donde dichos por lo menos dos registros son separados por medios de aislamiento.

1 1 .- Un método de estimular un registro nuevo en un yacimiento de hidrocarburo equipado con un pozo desviado y tubería de revestimiento al introducir por lo menos dos etapas secuenciales en dicho pozo sin requerir ningún medio de aislamiento, dicho método que com prende: i) introducir una primera etapa teniendo una longitud predeterminada al: a) crear por lo menos un punto de acceso a través de una tubería de revestimiento de pozo en un yacim iento de hidrocarburo; b) introducir por lo menos un fluido de fracturación a dicho por lo menos un punto de acceso, para estimular la producción de hidrocarburo desde dicho yacimiento de hidrocarburo; c) monitorear la presión de fracturación en el pozo; ii) introducir una segunda etapa teniendo una longitud predeterm inada en el mismo pozo al: a) crear un segundo punto de acceso a través de dicha tubería de revestimiento de pozo en un yacim iento de hidrocarburo cerca de la primera etapa; b) introducir por lo menos un fluido de fracturación a dicho segundo acceso para estimular la producción de hidrocarburo desde dicho yacimiento de hidrocarburo; en donde dicha primera etapa, y segunda etapa no se separan por ningún medio de aislamiento; y iii) recuperar hidrocarburo desde dicho yacimiento de hidrocarburo.

12.- El método de conformidad con la reivindicación 1 1 , en donde cada punto de acceso comprende por lo menos una perforación.

13.- El método de conformidad con la reivindicación 12, en donde cada punto de acceso comprende una pluralidad de perforaciones cerca una de la otra.

14.- El método de conformidad con la reivindicación 13, en donde cada perforación está a una distancia de menos de un metro una de la otra en la m isma etapa .

15.- Un método de fracturar múltiples etapas en depósitos de hidrocarburo para registros de pozo horizontal sin usar medios de aislamiento, dicho método que comprende los pasos de: a) seleccionar un pozo apropiado para llevar a cabo el método de fracturar sin el uso de medios de aislamiento; b) seleccionar una ubicación de etapa apropiada en dicho pozo; c) perforar por lo menos una perforación, preferiblemente un juego de perforaciones en una primera abertura para la primera etapa del pozo; d) bombear por lo menos un fluido de estimulación o secuencia de fluidos de estimulación en dicha por lo menos una perforación ; e) observar las velocidades de inyección y presión en la etapa seleccionada; f) seleccionar una ubicación de etapa apropiada en dicho pozo; g) perforar por lo menos una perforación, preferiblemente una serie de perforaciones en una abertura consecutiva para la etapa consecutiva del pozo sin uso de medios de aislamiento; h) bombear por lo menos un fluido de estimulación o secuencia de fluidos de estimulación en dicha por lo menos una perforación ; i) observar las velocidades de inyección y presión en la etapa; y j) opcionalmente repetir los pasos (f) a (i) sin medios de aislamiento entre las etapas.

16.- El método de conformidad con la reivindicación 15, en donde por lo menos un fluido de estimulación comprende además material radioactivo para determ inar efectividad de los pasos de fracturación en dichas perforaciones.

17.- Un proceso de fracturación hidráulica de múltiples depósitos de hidrocarburo en registros de pozo horizontal que comprende fracturar por lo menos dos etapas de conformidad con la reivindicación 15.

1 8.- Un método de fracturación hidráulica de un pozo horizontal de conformidad con la reivindicación 15, en donde por lo menos dos etapas del pozo posteriores a la primera etapa son fracturadas sin usar téenicas de desviación convencionales y la ubicación de las etapas posteriores se selecciona al observar las velocidades de inyección, trayecto de fluido y diferencias de presión en la etapa seleccionada al opcionalmente graficar indicaciones micro sísm icas y radioactivas en dicho depósito.

1 9.- Un método de estimular un registro nuevo, en un pozo sustancialmente horizontal, en un yacimiento de hidrocarburo, dicho método comprende introducir dos o más etapas secuenciales en dicho pozo sin medio de aislamiento entre dichas etapas, dicho método que comprende: i) introducir una primera etapa al: a) crear un primer punto de acceso a través de una tubería de revestimiento de pozo en una formación de hidrocarburo; b) introducir por lo menos un fluido de fracturación a dicho primer punto de acceso, a una velocidad suficiente, para estimular producción de hidrocarburo de dicha formación de hidrocarburo; c) monitorear condiciones de operación de dicho pozo en un momento predeterminado a lo largo de dicho método; ii) introducir una segunda etapa en el mismo pozo al: a) crear un segundo punto de acceso, cerca de dicha primera etapa, a través de una tubería de revestimiento de pozo en una formación de hidrocarburo; b) introducir por lo menos un fluido de fracturación a dicho segundo punto de acceso, a una velocidad suficiente, para estimular producción de hidrocarburo de dicha formación de hidrocarburo; c) monitorear condiciones de operación de dicho pozo en un momento predeterm inado a lo largo de dicho método; iii) introducir una etapa (o etapas) consecutiva en el mismo pozo al : a) crear por lo menos un punto de acceso consecutivo a través de una tubería de perforación de pozo en una formación de hidrocarburo cerca de una etapa previa; b) introducir por lo menos un fluido de fracturación a dicho punto de acceso consecutivo, preferiblemente a una presión predeterminada y velocidad , para estimular producción de hidrocarburo de dicha formación de hidrocarburo; c) monitorear condiciones de operación del pozo en un momento predeterm inado a lo largo de dicho método; d) terminar estimulación para permitir recuperación de hidrocarburos; y e) recuperar hidrocarburos de dicho yacimiento de hidrocarburo por medios conocidos en la téenica; en donde dichas dos o más etapas secuenciales no se separan por ningún medio de aislamiento.

20.- Un registro en un yacimiento de hidrocarburo equipado con un pozo desviado, dicho registro que comprende por lo menos dos etapas secuenciales no aisladas por ningún medio de aislamiento. RES UM EN Un metodo para estimular un registro en un yacimiento de hidrocarburo equipado con un pozo desviado que tiene una tubería de revestimiento, en donde dicho registro comprende por lo menos dos etapas secuenciales en dicho pozo sin medio de aislamiento, dicho método que comprende: i) introducir una primera etapa, ii) introducir una segunda etapa en el mismo pozo en donde dicha primera etapa, y la segunda etapa no están separadas por cualquier medio de aislam iento; y opcionalmente, iii) recuperar hidrocarburo de dicho yacimiento de hidrocarburo a una superficie.