MXPA05001618A

MXPA05001618A - Uso de sensores de temperatura distribuidos durante los tratamientos de pozos de sondeo.

Info

Publication number: MXPA05001618A
Application number: MXPA05001618A
Authority: MX
Inventors: Michael Gay
Original assignee: Schlumberger Technology Bv
Priority date: 2002-08-15
Filing date: 2003-07-25
Publication date: 2005-04-25
Also published as: CA2495342A1; US20040129418A1; GB0503273D0; EA200500358A1; CA2495342C; GB2409719B; US20060196659A1; EA006928B1; US8113284B2; GB2409719A; WO2004018840A1; US7055604B2; AU2003255294A1

Abstract

La invencion se refiere a un metodo para tratar formaciones subterraneas, que comprende proporcionar sensores o detectores de temperatura distribuidos, inyectar un fluido de tratamiento y monitorear la temperatura a traves del intervalo de tratamiento durante el proceso de inyeccion.

Description

USO DE SENSORES DE TEMPERATURA DISTRIBUIDOS DURANTE LOS TRATAMIENTOS DE POZOS DE SONDEO CAMPO TÉCNICO DE LA INVENCIÓN Esta invención esta dirigida a métodos para el tratamiento de formaciones que contienen hidrocarburos, es decir, para incrementar la producción de petróleo/gas desde la formación. Más específicamente, la invención se refiere a la colocación de fluidos, por ejemplo, para el tratamiento de estimulación tales como tratamientos matriz y de fractura. ANTECEDENTES Y ARTE PREVIO Los hidrocarburos (petróleo, gas natural, etc) se obtienen de una formación geológica subterránea (es decir, un depósito) mediante la perforación de un pozo que penetra la formación que contiene los hidrocarburos. Esto proporciona una trayectoria de flujo parcial para que el petróleo llegue a la superficie. Para que el petróleo sea "producido" esto es, que viaje desde la formación hasta el pozo de sondeo, y finalmente hasta la superficie, debe haber una trayectoria de flujo suficientemente libre o sin impedimentos desde la formación hasta el sondeo. Si la formación es naturalmente "hermética", es decir, tiene poros pobremente interconectados o ha sido dañada por la acumulación de depósitos químicos o minerales (incrustaciones, precipitados, residuos de polímeros, etc) que resultan de tratamientos anteriores o a partir del envejecimiento del depósito, la trayectoria de flujo se altera y la producción es más baja a la esperada. Las técnicas de estimulación apuntan a incrementar la permeabilidad final de una reserva. Esto se logra típicamente a través del uso de presión de fluido para fracturar la formación y/o la inyección de químicos a través del pozo de sondeo y dentro de la formación para reaccionar con y disolver los depósitos o la formación, creando por lo tanto trayectorias de . flujo alternativas. Esta invención está primeramente dirigida a las últimas y así se refiere a los métodos para aumentar la productividad de los pozos mediante la disolución de los minerales en la formación (por ejemplo, carbonato de calcio) o depósitos mediante técnicas conocidas como "acidificación de matriz" y "fracturación ácida" La correcta colocación del fluido juega un papel critico en la estimulación exitosa del pozo. Los fluidos de tratamiento debe inyectarse en zonas de depósito con permeabilidad más baja o daño más alto para estimularlas. Esto es real para tanto la acidificación de matriz como la fracturación. Sin embargo, los fluidos inyectados emigran a zonas de permeabilidad más altas (la trayectoria de menos resistencia) en vez de a las zonas de menor permeabilidad, las que son más beneficiadas del tratamiento.

En respuesta a este problema, numerosas técnicas desiguales han evolucionado para lograr colocaciones del fluido más controladas, es decir, desviar el ácido lejos de zonas de alta permeabilidad natural y zonas ya tratadas, y hacia las regiones de interés . Estas técnicas pueden ser en general divididas ya sea en técnicas químicas y mecánicas. Las técnicas mecánicas incluyen bolas de obturación (bolas que caen en el pozo de sondeo y que tapan las perforaciones en el revestimiento del pozo, sellando de esta manera la perforación contra la entrada del fluido) ; obturadores y tapones, incluyendo obturadores de horquilla (dispositivos mecánicos que tapan una porción del sondeo y por lo mismo inhiben la entrada del fluido en las perforaciones alrededor de esa porción del sondeo) ; tuberías en forma de serpentín (tubería flexible desplegada mediante un carrete mecanizado a través del cual el ácido puede suministrarse hacia lugares más precisos dentro del sondeo) ; y terminar con cabeza de gota de cera o intentar lograr la separación mediante el bombeo del ácido a una presión lo más alta posible - solo debajo de la presión que fracturaría realmente la formación (descrito por Paccaloni en SPE 24781) . Técnicas de derivación química pueden ser divididas además en unas que químicamente modifican el sondeo adyacente a las porciones de la formación para la que se desea la derivación del ácido, y unas que modifican el fluido mismo que contiene el ácido. El primer tipo involucra materiales que forman una torta de permeabilidad reducida sobre el frente del sondeo reduciendo de esta manera la permeabilidad al ácido y derivando éste a regiones de permeabilidad más alta. El segundo tipo incluye agentes espumantes, agentes emulsionantes y agentes de gelificación, los cuales alteran la transmisibilidad del sistema de piedra y fluido. Los fluidos primarios utilizados en tratamientos ácidos son ácidos minerales tales como el ácido clorhídrico, el cual fue divulgado como el fluido de selección en una patente expedida hace aproximadamente 100 años (Patente Norteamericana No. 556,669, Increasing the Flow of Oil Wells, emitida a Frasch, H.) . En el presente, el ácido clorhídrico es aún el tratamiento con ácido preferido en formaciones de carbonato. Para formaciones de arenisca, el fluido preferido es una mezcla de ácido clorhídrico/fluorhídrico. Con ácidos minerales, la mayor desventaja es que reaccionan demasiado rápido y por lo tanto penetran (como ácido no gastado) en la formación pobremente. Segundo, ellos son altamente corrosivos, para los componentes tubulares del sondeo. Los ácidos orgánicos (el ácido acético y el fórmico en tratamientos convencionales) son una respuesta parcial a las limitaciones de los ácidos minerales. Ellos son menos corrosivos y permiten una penetración radial mayor de ácido no gastado pero también tienen numerosos defectos, principalmente el costo y baja reactividad. Los sistemas de ácidos emulsionados y sistemas de espumas son otra respuesta disponible comercialmente para el problema de derivación, pero están llenos de complejidad operacional lo cual limita de manera severa su uso - por ejemplo, los gastos volumétricos de dos diferentes fluidos, y la presión del hueco en el fondo deben ser meticulosamente monitoreados durante el t atamiento . Los agentes de gelificacion, especialmente aquellos que no están basados en la química de reticulación sino que están basados en los surfactantes viscoelásticos , se usan parabién con etapas alternadas de tratamiento ácido, en donde el .agente de gelificacion preferiblemente disminuye la permeabilidad de zonas seleccionadas y por lo tanto favorece el tratamiento posterior de las otras zonas. Un sistema de este tipo está divulgado en la Patente Norteamericana No. 4,695,389 (véase también la Patente Norteamericana No. 4,324,669 y la Patente Británica No. 2,012,830) . Otro sistema de gelificacion basado en surfactantes viscoelásticos, también propiedad de Schlumberger, se conoce como OiLSEEKER™ y está divulgado en F. F. Chang, et al., Case Study of a Novel Acid-Diversion Technique in Carbonate Reservoirs, SPE 56529, p. 217 (1999) .

Los sistemas de auto derivación, que admiten el tratamiento de un paso, se han propuesto también por ejemplo en la Patente Norteamericana No. 6,399,546 con un derivador contenido dentro del fluido que contiene el ácido. Estas numerosas técnicas desarrolladas mediante formas completamente diferentes tales como la modificación de la interfaz del sondeo o la modificación del mismo fluido que contiene el ácido. Ellas son usualmente muy sensibles a cualquier característica en el deposito que conducirán a estos agentes de derivación fuera de la zona objetivo, por ejemplo una fractura natural y ellos pueden realmente dañar la formación y crear en vez solucionar daños a la matriz si se utiliza indebidamente. El diseño de un tratamiento de matriz es consecuentemente muy desafiante. Por lo tanto, la efectividad de un tratamiento, y más particularmente la efectividad de derivación, es muy difícil de evaluar. Durante los tratamientos de fracturación, el análisis de las presiones que tratan las superficies puede utilizarse en algunos casos para analizarlo; sin embargo este método no funciona para la acidificación dado que el golpe de presión en la superficie no puede correlacionarse a los cambios en el perfil de flujo del fondo de la perforación de sondeo (ver C. W. Crowe, Evaluation of Oil Soluble Resin Mixtures as Diverting Agents for Matrix Acldizing, SPE 3505,1971 y J. W Burman, B. E. Hall, Foam as Diverting Technique for Matriz Sandstone Stimulation, SPE 155775, 1986).

Como un resultado, los métodos resultantes para la determinación de la colocación real del fluido se han limitado principalmente al análisis para post-tratamiento . Algunos de los métodos utilizados han sido trazadores radioactivos, la comparación de diagrafias de flujómetro de pre- y post-tratamiento y diagrafías de temperatura de pre- y post-tratamiento . Una desventaja principal de utilizar análisis de posttratamiento para determinar la entrada del fluido es que nada puede hacerse para cambiar las cosas una vez que el tratamiento esta hecho. Si la entrada del fluido puede monitorearse durante el tratamiento, los cambios posiblemente podrían hacerse cambios al tratamiento lo cual cambiaría el perfil del fluido a lo largo del sondeo. Por lo tanto, el monitoreo en tiempo real de la entrada del fluido en el deposito sería información muy útil para tener durante el tratamiento . BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Esta invención proporciona un nuevo método de ingeniería que posibilita el monitoreo en tiempo real de la colocación del fluido, la efectividad de derivación y los parámetros de fracturación durante los tratamientos en pozos tales como por ejemplo la intervención/estimulación de pozos o tratamientos de control de agua. El método utiliza sensores o detectores de temperatura distribuidos tal que se puede determinar la temperatura contra la posición de la fibra y un perfil de temperatura a lo largo de la fibra entera se vuelve disponible en cualquier momento durante el tratamiento, permitiendo el monitoreo en tiempo real del tratamiento y el ajuste es necesario. De acuerdo a un aspecto de la presente invención, los sensores de temperatura distribuidos están sobre una fibra óptica a través de la cual los pulsos de luz generados por el láser son enviados a intervalos de tiempo. La luz que regresa se analiza y se puede determinar la información, tal como la temperatura y la presión contra la posición en la fibra. De acuerdo a otro aspecto de la presente invención, se usa un arreglo de sensores de temperatura de Rejilla de Fibras Bragg. En este último caso, se utiliza una fuente continua de luz y la medición se basa en la interrogación de la longitud de onda . La fibra preferiblemente se posiciona en el pozo utilizando una tubería en forma de serpentín pero también puede posicionarse a través de otras herramientas de posicionamiento tales como tuberías, y herramientas de cable. La fibra puede ser simplemente inyectada descubierta o revestida con un material compuesto o un revestimiento de metal . El despliegue se lleva a cabo preferiblemente mientras se monta para el servicio y se remueve al término del servicio. La comparación de los perfiles de temperatura a través de la zona de tratamiento en varios tiempos durante el tratamiento, por ejemplo después de una etapa de ácido que sale del final de' la tubería de serpentín, puede utilizarse para determinar donde la etapa entra a la formación. Dado que la temperatura de la mayoría de los fluidos de tratamiento serán más fríos que la temperatura del fondo de la perforación del sondeo, deberá ser visible un efecto de enfriamiento a partir de la entrada del fluido. En algunos casos, puede ser posible observar el calentamiento del deposito debido a la reacción exotérmica del ácido con la piedra. El monitoreo de la presión también proporciona información que ayudará en la evaluación del tratamiento. De acuerdo a una modalidad preferida, la presión también se monitorea a través del intervalo del tratamiento durante la fracturación. Pueden también utilizarse sensores q detectores de presión distribuidos. Esto permite por ejemplo el diagnóstico en tiempo real de la geometría en forma de rejilla o fractura emergente. También permite al ingeniero monitorear en el sitio la evolución de la fractura y hacer ajustes para asegurar la basculación de selección hacia fuera en zonas de alta permeabilidad. BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La figura 1 muestra el gradiente de temperatura de línea base en un pozo, como una función de la profundidad vertical real ; La figura 2 muestra el gradiente de temperatura después de la inyección de una primer etapa de tratamiento,- La figura 3 muestra el gradiente de temperatura después de la inyección de una segunda etapa de tratamiento. La figura 4 muestra el trazo diferencial de temperatura. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN El análisis de diagrafías de temperatura diferencial se ha utilizado en la industria del gas y el petróleo desde fines de 1960 como se refiere en SPE 1750 - Tracing Fluid Movements with a New Temperature Tec nigue, E. Johns, 1967 y SPE 1977 -Some Applications of Differential Temperature Logging, L. R. Jameson. Sin embargo, este método es raramente usado, posiblemente a causa de que requiere diagrafias del pozo tanto antes como después del tratamiento. Hoy en día, ' un método más típico de determinación de entrada de fluido es el uso de trazadores radioactivos (RA) . La tecnología de detección de temperatura distribuida (DTS) fue innovadora en los comienzos de 1980. Esta se basa en la reflectometría óptica con dominio del tiempo (OTDR) , la cual se usa extensamente en las pruebas de cable de las telecomunicaciones. La aplicación en la industria del petróleo y el gas ha sido hasta ahora como instalaciones permanentes (vea SPE 71G7S - The Use of Fiber-Optic Distributed Temperature Sensing and Remote Hydraulically Operated Interval Control Valves for the Management of Water Production in the Douglas Field, M. Tolan, M. Boyle, G. Williams, 2001 y SPE 76747 - Permanent Fi±>er Optic Monitoring at Northstar: Pressure/'Temperature System and Data Overview, T. K. Kragas, B. F. Turnbull, M. J. Francis, 2002).. La tecnología OTDR envía pulsos de luz de corta duración bajo el cable de fibra óptica y mide el tiempo de llegada y la magnitud de la luz retrorreflejada que regresa para determinar la localización y el tipo de fallas en el cable. La luz retrorreflej ada se genera por cambios en la densidad y composición además de las vibraciones de volumen y moleculares . Generalmente, los pulsos de luz en una longitud de onda fija son transmitidos desde una fuente de luz en el equipo de la superficie hacia abajo en una línea de fibra óptica. En cada punto de medición en la línea, la luz es retrorreflejada y regresa al equipo de la superficie. Conociendo la velocidad de la luz y el momento de llegada de la señal que regresa, habilita su punto de origen a lo largo de la línea de fibra para determinarse . La temperatura estimula los niveles de energía de las moléculas de sílice en la línea de fibra. La luz retroreflej ada contiene bandas de frecuencias desviadas hacia arriba y desviadas hacia abajo (tales como la porciones Stokes Raman y Anti-Stokes Raman del espectro retrorreflejado) , que pueden analizarse para determinar la temperatura en el origen. En este forma la temperatura de cada uno de puntos de medición que responden en la línea de fibra pueden calcularse por el equipo, proporcionando un perfil de temperatura completo a lo largo de la longitud de la línea de fibra. Esta técnica y sistema general de temperatura distribuida por fibra óptica es conocida en el arte previo. Como además sé sabe en el arte, debe notarse que la línea de fibra óptica puede tener también una línea de retorno superficial tal que la línea entera tiene una forma de U. Uno de los beneficios de la línea de retorno es que puede proporcionar ejecución mejorada y resolución espacial aumentada al sistema de sensor de temperatura. El DTS se utiliza para detectar influjo de agua o de gas, para monitorear los proyectos térmicos EOR, y para monitorear la válvulas de alivio de gas. Se ha utilizado con tubos en forma de serpentín en la misma forma como en las instalaciones permanentes .

Esta invención se enfoca en el uso de mediciones por medio de fibra óptica durante los tratamientos de intervención de pozos. La línea de fibra óptica se despliega en el tiempo de servicio y se remueve después de la terminación del servicio. Mediciones de temperatura distribuidas se utilizarán para monitorear. donde los fluidos de tratamiento entran a la formación. La colocación del fluido es una variable que de manera típica es únicamente inferida mediante cambios de presión durante un tratamiento. La capacidad para monitorear la colocación del fluido durante el tratamiento dará información a los ingenieros de estimulación que les permitirá hacer ajustes para obtener mejores perfiles de inyección. Esto es especialmente cierto en trabajos de matriz ácida en donde a la meta puede inyectarse el fluido de tratamiento en zonas que inicialmente tienen poco fluido. Un procedimiento ejemplar para utilizarse en tratamientos ácidos trabajaría como sigue: • La fibra óptica se posiciona en el pozo con su extremo en o ligeramente bajo el deposito. · Se permite a la fibra equilibrarse hasta que se determina un perfil de temperatura de línea base para el pozo a través del intervalo de tratamiento . • Puesto que la temperatura es disponible en todas las profundidades y en todos los tiempos un perfil diferencial puede calcularse mediante la sustracción de la temperatura a cada profundidad en el tiempo deseado a partir de la temperatura en profundidad en el tiempo de línea base. Cambios positivos indicarían calentamiento (puede ser posible debido a las reacciones químicas) y cambios negativos indicarían enfriamiento (debido a los fluidos más fríos que se inyectan) .

• Pruebas de bombeo e inyectividad con un fluido no reactivo, tal como salmuera. El perfil diferencial debe calcularse y evaluarse antes del bombeo del tratamiento en el caso de que se determine necesaria una etapa de divisor inicial . La salmuera enfriará la formación en donde se pone en contacto con esta. El cambio en la temperatura indicará las áreas abiertas al flujo. Combinando las mediciones con una simulación de temperatura de la inyección además analizará e indicará el volumen de fluido que va en cada zona, proporcionando de esta manera las inyectividades de cada zona.

• Bombear una etapa de tratamiento completo y dividir o derivar. Una etapa de tratamiento puede ser un fluido individual o múltiples fluidos dependiendo del tipo de tratamiento que se bombee y el deposito que se trate. Los carbonatos son típicamente tratados con un fluido solo, tal como el HC1. Las areniscas tienen típicamente una etapa de tratamiento de 3 fluidos, pre-inyección, con fluido principal y sobre-inyección antes de que el divisor se bombee.

• Interrumpir hasta que se estabilice la temperatura y hasta observar una temperatura diferencial suficiente. La interrupción en tiempo esperada variará dependiendo de las propiedades del depósito y de los fluidos bombeados pero debe ser del orden de minutos. La interrupción en tiempo esperada no debe ser mayor a una hora. • Continuar bombeando el tratamiento, interrumpir para el análisis de entrada del fluido después de cada etapa del divisor (como un mínimo) . Durante el cierre temporal, la desviación de temperatura a partir de tanto la línea base como el perfil de temperatura medidos antes del cierre temporal son monitoreados continuamente. Las derivaciones relativas al tiempo de aquellas dos curvas también son calculadas. Las diferencias en los tiempos de enfriamiento y las velocidades de enfriamiento a lo largo del sondeo indican a qué capa del depósito se ha ido la etapa del divisor o fluido de tratamiento. Ejecutando una simulación de temperatura de la inyección e igualando los resultados de la simulación con las mediciones además se analizarán e indicarán el volumen de fluidos que van en cada zona . Los perfiles de temperatura diferencial deben calcularse después de cada una de las etapas del divisor y el final de la primera etapa que siga al divisor para determinar si el divisor esta trabajando. Después de la derivación, el fluido debe moverse a diferentes zonas. Si esto no ocurre, puede requerirse un divisor adicional y el monitoreo en tiempo real permite el ajuste en tiempo real de la cantidad de divisor. Donde se utiliza en tubo en forma de serpentín, el perfil de temperatura puede también mostrar que su posición no es óptima y el tratamiento se puede ajustarse mediante el cambio de posición del punto de inyección de la tubería en forma de serpentín. El análisis puede extenderse a través del uso de un modelo de temperatura de depósito/sondeo acoplado. Combinando la temperatura medida con una simulación de temperatura de la inyección puede proporcionarse un método para indicar la inyectividad por zona individual . Llevando a cabo una simulación de temperatura de la inyección e igualando los resultados de la simulación con las mediciones pueden utilizarse para determinar el volumen de fluidos que van en cada zon . Determinar la posición real de la inyección es también información valiosa. Pueden utilizarse diagrafías giratorias de post-.tratamiento para evaluar donde va el fluido, pero entonces es demasiado tarde para cambiar ese perfil de inyección. El conocimiento en tiempo real de donde esta dirigiéndose el divisor puede provocar la decisión del re-posicionamiento del tubo en forma de serpentín para inyectar lejos de aquella zona y dentro de la zona siguiente que necesita el tratamiento. Conociendo el "donde" del tratamiento real ayudará al operador en la conformación del control en completaciones estándar y con filtro dé grava. Los medios de conformación de control aseguran que el tratamiento vaya hacia las zonas que tienen el mayor potencial de producción para optimizar el drenado del deposito. Por ejemplo, en los proyectos de recuperación secundario y terciario la meta es maximizar la inyección y el recorrido de zonas no recorridas. Con el tratamiento en empaque de grava, es adecuado asegurarse que los tratamientos son seguros de manera que no se "sobre-tratará" ninguna sección particular del empaque lo que llevaría a fallas en el empaque de grava. La diferencia principal entre el método actual y los métodos pasados es que la tecnología de sensibilidad de temperatura distribuida hace el perfil de temperatura a través del intervalo disponible en todos los tiempos. Por lo tanto el calculo del perfil de temperatura diferencial puede realizarse sin hacer que se pase por diagrafías o mover el CT. Deberá también ser posible programar el software o conjunto de programas de adquisición de datos finales para generar el perfil diferencial a cualquier tiempo durante el tratamiento sobre comando. Esto hará la evaluación de entrada de fluido en tiempo real no únicamente posible sino fácil de hacer. Modificaciones de este procedimiento básico tendrán que ser desarrolladas si se utiliza derivación de espuma o si son bombeados fluidos nitrificados . La disponibilidad de la presión en el fondo permitirá mucho mejor evaluación de la derivación de la espuma debido a su cualidad de espumarse en el fondo de la perforación del sondeo puede estimarse de manera más precisa. También es posible monitorear la degradación de la espuma. La presión en el fondo de la perforación del sondeo en tiempo real (BHP) a través del uso de fibra óptica también será muy útil en tratamientos de fracturación hidráulica. El BHP es esencialmente para determinar la presión de cierre o clausura exacta y responder a la presión exacta durante el tratamiento de fracturación, permitiendo al ingeniero diagnosticar en el sitio cualquier de selección inminente y rápidamente inyectar fluido para evitar consumo de tiempo y depurar potencialmente de costos si se realiza la selección. El BHP también proporciona a los ingenieros la información necesaria para diseñar y monitorear el tratamiento de basculación de selección en la formación de alta permeabilidad y utilizar el software o conjunto de programas de fracturación para ejecutar igualaciones de presión post-trabajo y optimizar el diseño del tratamiento futuro. El CoilFRAC es un camino especialmente efectivo en costo para estimular múltiples zonas en un recorrido de tubería individual. Dado que los obturadores de horquilla se utilizan por CoilFRAC no hay forma de obtener BHP real mediante simples mediciones de la presión anular. El BHP calculado a partir de la presión superficial es altamente inexacta debido a la alta fricción a través de la tubería en forma de serpentín y el montaje (BHA) del fondo de la perforación del sondeo CoilFRAC. La fibra óptica instalada dentro de la BHA y abajo del puerto de fracturación pueden proporcionar una medición directa del BHP. Las mediciones del perfil de temperatura pueden utilizarse para determinar la altura de la fractura después de un tratamiento de fracturación. La formación adyacente a la fractura exhibirá más enfriamiento que la roca arriba y abajo. Por lo tanto, el perfil de temperatura a lo largo de la profundidad y su cambio con el tiempo proporciona la indicación del crecimiento de fractura y la altura final . La medición de la altura de la fractura revela al ingeniero si la fractura está correctamente ubicada en las zonas objetivo y si la fractura podría propagarse dentro de zonas de agua o gas las cuales se deben evitar. Basado en la información, el diseño de fractura puede ajustarse para lograr la productividad óptima del pozo. Los datos del ejemplo mostrado en las figuras son sintéticos y representan resultados idealizados. La figura 1 representa el gradiente de temperatura de línea base medido después de lograr el gradiente de temperatura estabilizado con la fibra óptica posicionada a través del depósito antes de comenzar el tratamiento. La temperatura (aquí expresada en grados Centígrados (Fahrenheit) ) depende de manera lineal del TVD (profundidad vertical real) , aquí expresada en metros (pies). Las líneas punteadas entre aproximadamente 2286.58 metros (7500 pies) y 2439.02 metros (8000 pies) indican la posición de las perforaciones . La figura 2 muestra el gradiente de temperatura estabilizado para el mismo pozo después de la primer etapa de tratamiento. En este caso. El tratamiento induce una disminución de la temperatura en la zona de perforación (comparar la curva de linea base repetida para propósitos de referencia) . Después de una segunda etapa de tratamiento, el gradiente estabilizado se desarrolla además (ver la figura 3) . La curva diferencial calculada al final del trabajo, la figura 4 muestra claramente en este ejemplo que el tratamiento ha entrado a ambas zonas, proporcionando así la efectividad del divisor o derivador.

Claims

REIVINDICACIONES 1. Un método para el tratamiento de una formación subterránea, caracterizado porque comprende proporcionar sensores o detectores de temperatura distribuidos, la inyección de un fluido de tratamiento y el monitoreo de la temperatura a través del intervalo del tratamiento durante el proceso de inyección. 2. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque el paso de proporcionar sensores de temperatura distribuidos, se realiza a través de una unidad de tubería en forma de serpentín. 3. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado además porque comprende el monitoreo de la temperatura después del proceso de inyección. . El método de acuerdo con la reivindicación 1 y/o 2, caracterizado además porque comprende la determinación de un perfil de temperatura de línea base antes de comenzar la inyección del fluido de tratamiento. 5. El método de acuerdo con la reivindicación 3 , caracterizado además porque comprende el paso de la inyección de un fluido que no reacciona antes del paso de la inyección del fluido de tratamiento para calcular un perfil de temperatura diferencial . 6. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado además porque comprende el monitoreo de la presión a través del intervalo de tratamiento durante el proceso de inyección. 7. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque los sensores o detectores de temperatura distribuidos son una fibra óptica a través de la cual los pulsos de luz generados por el láser se envían a intervalos de tiempo. 8. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque los sensores o detectores de temperatura distribuidos están basados en un arreglo de sensores de temperatura de Rejilla de Fibras Bragg. 9. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado además porque incluye la determinación de la ubicación real de las zonas tratadas . 10. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque comprende el ajuste del tratamiento en tiempo real. 11. El método de acuerdo con la reivindicación 10, caracterizado porque el paso del ajuste del tratamiento agregar un derivador o ajustar la cantidad de derivador adicionado . 12. El método de acuerdo con la reivindicación 10 u 11, caracterizado porque el paso del ajuste del tratamiento incluye cambiar la posición del punto de inyección de la tubería de serpentín. 13. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el tratamiento es un tratamiento de matriz. 14. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 13, caracterizado porque el tratamiento de matriz es acidificación de matriz. 15. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 13, caracterizado porque el tratamiento es completación con filtro de grava. 16. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 13 , caracterizado porque el tratamiento es fracturación con ácido. 17. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 13, caracterizado porque el tratamiento de inyección consiste en una pluralidad de etapas de inyección de fluidos de tratamiento alternados y en donde por lo menos algunas etapas del tratamiento consisten en la inyección de una espuma. 18. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 13, caracterizado además porque comprende el paso de la medición de la presión en el fondo de la perforación de sondeo durante el tratamiento. 19. El método de acuerdo con la reivindicación 18, caracterizado porque la presión en el fondo del hueco se mide a través de sensores distribuidos.