MX2007001741A - Metodos para controlar la perdida de fluidos. - Google Patents

Abstract

Un metodo de tratamiento de formaciones subterraneas en las cuales la fuga a traves de fracturas naturales se controla a traves del uso de fibras. El metodo involucra el bombeo de una mezcla de un fluido de tratamiento de formacion y una fibra dentro de la formacion para la estimulacion matriz, estimulacion de fractura, desviacion, y/o control de agua. En formulaciones de carbonato, el fluido de tratamiento de formacion es preferiblemente un acido gelificado in situ. El metodo opcionalmente tambien involucra el bombeo del mismo o un fluido de tratamiento de formacion diferente sin fibras.

Description

MÉTODOS PARA CONTROLAR LA PÉRDIDA DE FLUIDOS Antecedentes del Invento El presente invento se refiere a un método para controlar la pérdida de fluido desde una formación subterránea Mas específicamente, el presente invento se refiere a métodos para controlar la pérdida de fluidos de tratamiento de pozos, tal como los fluidos usados para estimular la producción de hidrocarburos desde tales formaciones, fluidos usados para desviar el flujo de los fluidos, fluidos usados para controlar la producción de agua, estaciones colchón para tratamientos de fracturación consolidados convencionales, tratamiento con disolventes y en general, cualquier fluido usado para tratar una formación.

El flujo de fluidos a través de un medio poroso, por ejemplo la producción de fluidos desde pozos, está gobernada por tres factores principales el tamaño de la vía de circulación, la permeabilidad de la vía de circulación, y la fuerza de impulso A menudo es necesario estimular la producción de los fluidos de las formaciones subterráneas cuando los pozos no están produciendo satisfactoriamente La falla para producir se debe típicamente a una vía inadecuada o dañada para que los fluidos fluyan desde la formación hasta el pozo perforado Este daño puede ser debido a que la formación inherentemenle tiene una porosidad y/o permeabilidad insuficiente, o debido a que la porosidad y/o permeabilidad han decrecido (dañadas) cerca del pozo perforado durante la perforación y/o completación y/o producción Existen dos técnicas principales de estimulación estimulación matriz y fracturación La estimulación matriz se logra inyectando un fluido (por ejemplo, ácido o solvente) para disolver y/o dispersar materiales que deterioran la producción de pozos o para crear canales de flujo nuevos no deteriorados entre el pozo perforado y una formación La estimulación matriz, llamada típicamente acidificación matriz cuando el fluido de estimulación es un ácido, se usa generalmente para tratar solamente la región cerca del pozo perforado En un tratamiento de acidificación de matriz, el ácido usado (típicamente ácido clorhídrico para formaciones de carbonatos) es inyectado a una presión lo suficientemente baja para prevenir la fracturación de la formación Cuando el ácido es bombeado dentro de una formación subterránea tal como una formación de carbonato (por ejemplo, piedra caliza o dolomita), a presiones por debajo de la presión de fractura, el ácido fluye preferiblemente dentro de las regiones de la solubilidad más alta o la permeabilidad mas alta (eso es, poros mas grandes, bolsas o fracturas naturales) La reacción acida en una región de alta solubilidad o alta permeabilidad idealmente causa la formación de canales de flujo grandes, altamente conductivos llamados picaduras de gusano que se forman aproximadamente radialmente del pozo perforado Sin embargo, el ácido que entra a bolsas o fracturas naturales puede ser gastado sustancialmente, y las regiones de baja permeabilidad pueden no tratarse Por lo contrario, en la fracturacion, un fluido es forzado dentro de la formación a una presión sobre aquella a la cual la roca de la formación comienza a crear una vía de flujo agrandada Cuando la presión se libera, la fractura típicamente se cierra y la nueva vía de flujo no se mantiene a menos que el operador suministre algún mecanismo por el cual la fractura se mantiene abierta Existen dos maneras comunes de mantener abierta la fractura En una fracturación hidráulica consolidada convencional, se inyecta un fluido viscoso (estación colchón) para generar o propagar una fractura Las estaciones posteriores de fluido viscoso llevan consolidante sólido que es atrapado en la fractura cuando la presión se libera, evitando que la fractura se cierre totalmente En una fracturación acida, también conocida como acidificación de fractura, la fractura es generada y posteriormente tratada con ácido Sin embargo en este caso, los parámetros del tratamiento son comúnmente ajustados de manera que no ocurra la picadura de gusano Más bien, el objetivo es grabar las caras de la fractura diferencialmente Luego, cuando la presión es liberada, la fractura no cierra completamente debido a que el grabado diferencial ha creado una abertura, o superficies desiguales que no encajan, donde el material se ha removido Idealmente el grabado diferencial forma canales de flujo, que usualmente corren a lo largo de las caras de la fractura desde la punta hasta el pozo perforado, que mejoran la producción Aunque la siguiente discusión se concentrara mayormente sobre la acidificación matriz (tratamiento con fluidos disolventes de la formación (FDF), de los cuales no todos son ácidos), problemas similares afectan la estimulación matriz, fracturación hidráulica con consolidantes, fracturación acida, y otros métodos, de tal manera que esta discusión es aplicable totalmente a todos los tipos de fluidos de tratamiento de formación (FTF) Tomar nota que los FDF son un subgrupo de FTF, y como se define aquí, los FDF incluyen los fluidos que disuelven la formación o se dañan en la formación, tal como incrustación y fluidos de perforación invadidos Un problema que limita la efectividad de los FTF es la distribución axial incompleta Este problema se relaciona con la colocación apropiada del fluido, eso es, asegurarse que el fluido es entregado a la zona deseada (eso es, la zona que necesita tratamiento) en lugar de otra zona Más en particular, cuando un acido es inyectado dentro de una formación de carbonato, el acido típicamente comienza a disolver el material en el pozo perforado y/o la matriz cerca del pozo perforado Dependiendo de la reactividad del ácido con la matriz y de la velocidad de flujo del acido hacia la locación de reacción, mientras se continua el bombeo de acido hacia dentro de la formación, a menudo se crea un canal dominante a través de la matriz Mientras se continua el bombeo de acido hacia dentro de la formación, el ácido fluye a lo largo de! nuevo canal creado como vía de poca resistencia y por lo tanto deja al resto de la formación sustancialmente sin tratar Este comportamiento es exacerbado por la heterogeneidad de la permeabilidad intrínseca (común en muchas formaciones) de la formación, especialmente la presencia de fracturas naturales y vetas de alta permeabilidad en la formación Estas regiones de heterogeneidad atraen grandes cantidades del ácido inyectado, evitando así que el ácido alcance otras partes de la formación a lo largo del pozo perforado donde realmente se desea más Entonces, en yacimientos fracturados naturalmente, una porción sustancial de los intervalos productivos que tienen petróleo o gas dentro de la zona a ser tratada no son puestos en contacto por suficiente ácido para penetrar lo suficientemente profundo (lateralmente en el caso de un pozo perforado vertical) dentro de la matriz de la formación para incrementar efectivamente la permeabilidad de la formación, y por lo tanto su capacidad para entregar petróleo y/o gas al pozo perforado Este problema de adecuada colocación es particularmente molesto ya que el fluido inyectado migra preferentemente hacia zonas de mayor permeabilidad (la vía de menor resistencia) en lugar de hacia zonas de menor permeabilidad, sin embargo son esas zonas ultimas las que generalmente requieren el tratamiento ácido (eso es, porque ellas son zonas de baja permeabilidad, el flujo de petróleo y/o gas a través de ellas es disminuido) En respuesta a este problema, se han desarrollado numerosas técnicas para lograr una colocación más controlada del fluido, desviando el ácido lejos de zonas de alta permeabilidad naturalmente y zonas ya tratadas, hacia las regiones de interés Las técnicas para controlar la fuga de acido (eso es, para asegurar una cobertura efectiva de la zona) se pueden dividir aproximadamente en ya sea técnicas mecánicas o químicas Las técnicas mecánicas incluyen selladores de bola (bolas dejadas caer dentro del pozo perforado para tapar las perforaciones en el entubado del pozo, sellando así la perforación contra la entrada de fluido), obturador (particularmente obturadores acoplados que sellan una porción del pozo perforado y así se evita la entrada de fluido dentro de las perforaciones en esa porción del pozo perforado) y tapón de detención, tubería helicoidal (tubería flexible desplegada por carrete mecanizado, a través de la cual se puede distribuir el acido hasta una locación más precisa dentro del pozo perforado), y de cabeza abultada ( intentar lograr una desviación bombeando el ácido a la mayor presión posible justo por debajo de la presión que realmente fracturaría la formación) Las técnicas químicas pueden además dividirse en técnicas que modifican químicamenle el pozo perforado adyacente a las porciones de la formación a las cuales se les desea la desviación acida, y las técnicas que modifican al mismo fluido que contiene ácido. El primer tipo involucra materiales de partículas que forman una torta de permeabilidad reducida sobre la cara del pozo perforado, que al ponerse en contacto con el ácido desvía al ácido hacia regiones de menor permeabilidad Estos materiales son típicamente partículas ya sea solubles en aceite o solubles en agua que son dirigidas a las zonas de alta permeabilidad para taparlas y así desviar el flujo de ácido hacia las zonas de baja permeabilidad El segundo tipo incluye agentes espumantes, agentes emulsionantes y agentes gehficantes Los métodos mecánicos y los métodos químicos que químicamente modifican las porciones adyacentes al pozo perforado de la formación para las cuales se desea la desviación del ácido no serán considerados aquí posteriormente Los sistemas ácidos emulsificados y los sistemas espumados que están disponibles comercialmente responden al problema de desviación, pero la complejidad operacional a veces limita su uso Por ejemplo, las presiones de fricción pueden ser altas.

Además, estos fluidos no son efectivos para desviar los fluidos de las fracturas naturales.

Los agentes gehficantes están disponibles comercialmente, pero no proveen contrastes de viscosidad suficientes para proveer la desviación de los fluidos de las fracturas naturales Algunos sistemas disponibles comercialmente son sistemas reticulados polimépcos, eso es ellos son polímeros lineales cuando son bombeados, pero un agente químico que se bombea junto con el polímero causa que los polímeros se agreguen sean reticulados cuando se encuentren en la formación (por ejemplo, debido a un cambio del pH causado por la reacción del ácido), de lo cual resulta una gelificación Aunque estos fluidos de polímero reticulado in situ pueden ser efectivos para controlar la perdida de fluidos a través de las picaduras de gusano, ellos no son efectivos para controlar las perdidas a través de las fracturas naturales Además, estos sistemas dejan un residuo de polímero en la formación, el cual puede dañar la formación, dando como resultado una disminución en la producción de hidrocarburos El uso de sistemas gelificantes viscoelasticos de base surfactante puede evitar el daño a la formación causada por fluidos de base de polímeros Algunos sistemas gelificantes viscoelásticos de base surfactante se revelan en las Patentes E U A Nos 5 979 557, 6 435,277 y 6 703 352 que tienen un cesionario común como la solicitud presente El uso de sistemas gehficantes viscoelásticos de base surfactante para controlar la fuga se revela en la Patente E U A No 6 667 280 y la Publicación de la Solicitud de Patente E U A No 2003-01 19680, que también tiene un cesionario común como la solicitud presente Los ácidos de desviación viscoelasticos (VDA) fueron desarrollados para la acidificación de la matriz de carbonato y tienen una viscosidad inicial cercana a tipo agua, pero después que se ha gastado o consumido una porción considerable del acido, en una formación de carbonatos que reacciona con acido, la viscosidad se incrementa sustancialmente Entonces, cuando primeramente se inyecta, los VDA entran a la zona(s) más permeable, pero cuando ellos gehfican, ellos bloquean esa zona o zonas y desvían el fluido inyectado posteriormente dentro de zonas menos permeables previamente El éxito de tales sistemas depende de la habilidad de la formación para reaccionar con una gran cantidad de ácido En consecuencia, ellos son más útiles con los carbonaíos que tienen una gran capacidad para reaccionar con ácidos Aunque las técnicas de gehficación in situ son generalmente efectivas para controlar la fuga en la matriz y picaduras de gusano de las rocas a lo largo del pozo perforado o cara de la fractura, ellas no so particularmente efectivas para controlar la fuga a través de fracturas naturales y/o dentro de bolsas Las anchuras, conductividad y volumen de fracturas naturales relativamente grandes hacen a las aproximaciones convencionales ya sea no efectivas o ineficientes, requiriendo un gran volumen de fluido para llenar las fracturas nalurales antes que se pueda lograr un control razonable de la perdida de fluido Esta limitación se ha observado cuando se acidifican las formaciones de carbonato con grandes fracturas naturales, se requieren volúmenes de fluido extremadamente grandes y múltiples estaciones de VDA antes que se observe evidencia de desviación Es por lo tanto, un objetivo de las personificaciones del presente invento el proveer un método para controlar efectivamente la fuga durante los tratamientos de campos petroleros en formaciones fracturadas naturalmente Es conocido el uso de fibras para controlar la perdida de fluido en fluidos cargados de sólidos tal como cemento Los lodos de cemento que contienen una distribución de partículas sólidas y fibras de vidrio, por ejemplo, se han bombeado dentro del pozo perforado con la intención de depositar las partículas y fibras en una capa en la fractura de manera de bloquear la fractura físicamente y reducir la pérdida de fluido Igualmente, las fibras se han usado en tratamientos de fracturacion de consolidación en agua oleosa (agua mas reductor de fricción) para ayudar en el transporte de consolidante a lo largo de la fractura Sin embargo, se ha conocido que los tratamientos son separados tan pronto en que las estaciones de consolidación que contienen fibras alcancen la formación En dichos casos, en donde los parámetros de las rocas y diseño de trabajo limitan el ancho de la fractura, las fibras fueron efectivas para puentear fracturas que eran menos de alrededor de 0,25 cm (0,1 pulgadas) de ancho Se necesitan mejores métodos para controlar la fuga de de los fluidos de tratamiento dentro de las fracturas naturales SUMARIO DEL INVENTO En un primer aspecto, el presente invento provee un método para controlar la perdida de fluido desde una formación subterránea incluyendo los pasos de preparar una mezcla de un fluido para tratamiento de formación (FTF) y una fibra e inyectar la mezcla dentro de una formación subterránea a través de un pozo perforado. En otro aspecto, el presente invento provee un método para controlar la perdida de fluido desde una formación subterránea incluyendo los pasos de poner en contacto la formación subterránea con un fluido para tratamiento de formación, preferiblemente un fluido disolvente de formación (FDF) (por ejemplo, VDA en acidificación de carbonatos) y poner en contacto la formación con una mezcla de un fluido para tratamiento de formación y una fibra En oiro aspecto, el presente invento provee un método para estimular una formación que contiene hidrocarburos que incluye los pasos de (a) poner en contacto una formación subterránea con un fluido para tratamiento de formación tal como un fluido disolvente de formación, (b) poner en contacto una formación subterránea con una mezcla de un fluido para tratamiento de formación, preferiblemente un FTF gelificado in situ en acidificante de carbonatos, y una fibra para desviar el FDF de las fracturas naturales en la formación, y (c) opcionalmente repetir los pasos (a) y (b) como se necesitan para la posterior estimulación de una o más zonas diferentes a y/o ademas de la zona o zonas fracturadas naturalmente de la formación Opcionalmente, los pasos se pueden alterar comenzando primero con el paso (b) En cualquier caso, cualquier paso puede ser el último paso Otro objetivo de una de las personificaciones del presente invento es el de utilizar fibras en fluidos para tratamiento de formación no cargados de consolidantes para controlar la perdida de fluidos en las fracturas naturales Las aplicaciones incluyen estaciones colchón de tratamientos de fracturacion hidráulicos con consolidación y tratamientos de fracturación acida, fluidos acidificantes de matriz, fluidos para tratamiento de formación (como ejemplo, solventes quelantes), fluidos de desviación (por ejemplo, emulsiones y espumas), fluidos auto desviadores y fluidos para control de agua El uso de fibras ayuda en el puenteo de fracturas naturales, reduciendo así la perdida de fluido de las fracturas naturales En el caso de acidificación, el uso de las fibras solas no es tan efectivo en la desviación de las fracturas naturales, ya que las estaciones acidas posteriores pueden rápidamente disolver la formación alrededor de las fibras y abrir nuevamente las fracturas naturales Sin embargo, se puede usar cualquier ácido más fibra, o FDF mas fibra o cualquier fluido de estimulación más fibra, aunque se prefiere un ácido viscoso, y el VDA más fibra es más preferido En particular, es un objetivo de las personificaciones del presente invento el controlar la fuga y desviar un FTF lejos de las fracturas naturales utilizando una combinación de fluidos de tratamiento y fibras, preferiblemente un FTF gelificado in situ más fibras, más preferiblemente un ácido gelificado m situ en base de surfactante y fibras (por ejemplo, en una formación de carbonatos), más preferiblemente un acido gehficado in situ en base de surfactante tal como pero no limitado a un agente de desviación viscoelástico (VDA), y fibra (tal como, vidrio, PLA, PGA, PVA, u otras fibras) para proveer incrementos de la viscosidad dinámica mientras el ácido se gasta en la fractura natural junto con el puenteo de fibras en las fracturas naturales

[0019] También es un objetivo de las personificaciones del presente invento el de proveer un método que resulta en la combinación de la formación de un tapón viscoso que evita la posterior fuga FTF hacia la formación y una fibra que suministre un puenteo de las fracturas que permite el control de la fuga sin usar excesivos volúmenes de fluido Otro objetivo de las personificaciones del presente invento es el de suministrar un método para desviarse desde una fractura acida hasta otra fractura acida sin el uso de técnicas mecánicas de desviación tal como selladores de bola Aún otro objetivo de las personificaciones del presente invento es el de suministrar un método para desviarse desde una zona de alta permeabilidad o una zona que contiene fracturas naturales hasta otra zona con baja permeabilidad durante los tratamientos de acidificación de matriz y tratamientos de fracturación acida También se ha descubierto que el presente método tiene aplicaciones para el control de fluidos en otras situaciones Por ejemplo, la inclusión de fibras en pastillas viscosas para calmar se puede usar para mejorar la colocación y la efectividad de los fluidos en formaciones fracturadas naturalmente El método del presente invento tiene aún mayor aplicabilidad en la que está contemplado que es efectivo con cualquier fluido para tratamiento de formación, cargado con consolidante o no cargado con consolidante, incluyendo fluidos de fracturación, FDF, solventes tales como tolueno y xileno, desviadores tales como espuma, geles para control de agua y sistemas con base de surfactante Breve Descripción de los Dibujos La figura 1 mueslra datos de laboratorio para la velocidad de perdida de fluido con VDA más fibras bombeado a través de una fractura de 0,3 cm de ancho (0,12 pulgadas) por 2,54 cm (1 pulgada) de alto por 15,2 cm (6 pulgadas) de largo creada entre dos centros de piedra caliza de Indiana a 93°C (200°F) La figura 2 muestra datos de campo de un tratamiento ácido de fracturación en el cual se inyectaron múltiples estaciones de agua oleosa, HCl y VDA, con fibras añadidas a algunas de las estaciones de VDA y agua oleosa La figura 3 muestra datos de campo de un tratamiento ácido de fracturación que consiste de estaciones de repetición de agua oleosa, HCl, gel lineal y agua oleosa más fibra Descripción Detallada de Personificaciones Preferentes Aunque los términos acidificación y fracturación acida se utilizan aquí dentro ya que son tan inculcados en la industria, en lugar del término "ac?do0 es apropiado usar el termino "fluido disolvente de formación" (FDF) ya que los ácidos no son los únicos fluidos reactivos que disuelven los minerales de la formación En algunos métodos optimizados de generar caras grabadas de la fractura lejos del pozo perforado, por ejemplo, los ácidos no son los fluidos reactivos de manera óptima Ademas de los conocidos ácidos gelificados, ácidos emulsionados, ácidos retardados los cuales usan ya sea ácidos inorgánicos u orgánicos, o mezclas de estos ácidos convencionales, también se han desarrollado nuevos fluidos reactivos que usan principalmente sistemas quelantes y han mostrado que generan picaduras de gusano en formaciones de carbonatos cuando el proceso total de estimulación es optimizado Los ejemplos de dichos fluidos disolventes de formación incluyen tales agentes quelaptes como ácidos aminopolicarboxíhcos y sus sales, por ejemplo ácido etilendiaminatetracetico, acido dietilentriaminapentacetico, ácido hidroxietiletilendiamma tnacetico y ácido hidroxietilimmodiacetico, llamado a veces "soluciones reactivas no acidas" (NARS) cuando ellos son básicos Otros fluidos a los cuales nos referimos aquí dentro genéricamente como fluidos de tratamiento de formación, también son inyectados dentro de pozos, por ejemplo para propósitos tal como control de agua o como solventes para disolver tales materiales como incrustaciones, residuos de fluidos de perforación, tortas de filtros, parafinas y/o asfáltenos Aunque la siguiente discusión se enfocará en mayor parte en la acidificación matriz (tratamiento con fluidos disolventes de formación (FDF, de los cuales no todos son ácidos)), problemas similares afectan la estimulación matriz, fracturación hidráulica con consolidación, fracturación acida, y otros métodos, de tal manera que esta discusión es totalmente aplicable a todos los tipos de fluidos de tratamiento de formación (FTF) Tomar nota que los FDF son un subgrupo de FTF, y que como se define aquí los FDF incluyen los fluidos que disuelven el daño en la formación, tal como incrustación y fluidos de perforación invadidos También, aunque el método se describirá aquí primeramente como un método para bloquear y desviar el fluido de las fracturas naturales, también se puede usar para bloquear y desviar el fluido de las fracturas hechas por el hombre, de bolsas y de vetas de permeabilidad extremadamente altas De acuerdo con una personificación del método del presente invento, alternando las estaciones de primero una mezcla de un ácido gehficado m situ y una fibra y segundo de un fluido disolvente de formación (FDF) son bombeadas dentro del pozo perforado para la estimulación sucesiva de nuevas zonas accesibles El ácido y FTF pueden ser el mismo Una mezcla de ácido de auto desviación (SDA, ver abajo) - fibra es utilizada para tener ventaja en el método del presente invento, pero en una personificación preferente un acido de desviación viscoelástico (VDA) se mezcla con un fibra ya que el VDA es un fluido menos dañino Las estaciones de acido gelificado in situ - fibra proveen un control de desviación y los FDF los cuales pueden ser por ejemplo, un sistema convencional, retrasado, gelificado o ácido de auto desviación (por ejemplo, HCl, ácido orgánico, ácido emulsionado, ácido gehficado, o VDA) proveen una estimulación posterior de las nuevas zonas accesibles Como se usa aquí, la frase acido gelificado in situ pretende referirse a un fluido acídico que tiene baja viscosidad cuando se mezcla en la superficie y se inyecta dentro del pozo pero tiene una viscosidad mayor después que parte del ácido ha sido neutralizado Entonces se pretende que el fluido precursor acídico de baja viscosidad sea incluido en el término El término "fibra" como se usa aquí, es usado en el sentido colectivo para referirse a un número de filamentos individuales de una fibra de una cierta descripción El fluido disolvente de formación que es bombeado dentro del pozo perforado alternando con la mezcla de FTF gehficado in situ y fibra puede ser cualquiera de muchos fluidos conocidos Por ejemplo, en formaciones de carbonatos, el FDF puede ser como ejemplo no limitativo, un ácido inorgánico (por ejemplo, acido clorhídrico), un ácido orgánico (por ejemplo, ácido acético y fórmico), o una mezcla de ácidos orgánicos, ácidos inorgánicos, o ambos, un ácido de auto desviación (SDA) del tipo descrito abajo, un ácido o ácidos ammopolicarboxílico tales como hidroxietiletilendiamina triacetico (opcionalmente con otro ácido), una sal o sales del ácido aminopolicarboxilico tal como hidroxietiletilendiamina triacetato (opcionalmente con otro ácido), o una mezcla de un acido o ácidos aminopohcarboxilico y sal o sales de ácido aminopolicarboxílico (opcionalmente con otro ácido) El FDF también puede ser un VDA del tipo descrito arriba En piedra arenisca, el FDF contiene preferiblemente acido hidrofluonco (o un precursor del acido hidrofluonco), y opcionalmente contiene un fosfonato La selección del FDF particular para usar en conexión con personificaciones de los métodos del presente invento depende de la formación en particular y muchos otros parámetros conocidos por aquellos con destrezas en el arte y no es mencionada aquí mas adelante Con respecto a la mezcla de fibra y al ácido gehficado in situ, como se observa arriba, el ácido puede ser ya sea un SDA o un VDA Un ejemplo de un sistema se describe en la Publicación de Solicitud de Patente Europea No 0278540 B1 El sistema fuertemente acídico inicialmente descrito en esa Solicitud de Patente Europea inicialmente tiene una baja viscosidad pero incluye una fuente de ion férrico soluble y un agente gelificante polimepco que esta reticulado por iones férricos a un pH de alrededor de 2 o mayor pero no a pH más bajo. El polímero es por ejemplo, copolímero de etanaminio, N,N,N-tñmetil-metil-oxo-cloruro con propenamida (una poliacrilamida anionica) a temperaturas debajo de alrededor de 93°C; o copolímero de poliacrilamida catiónica a temperaturas sobre alrededor de 93°C. Este polímero no está reticulado por iones ferrosos. Por lo tanto, el sistema incluye un agente reductor que reduce los iones férricos a iones ferrosos, pero solamente a pH sobre alrededor de 3 hasta 3,5. En consecuencia, mientras el ácido se gasta, por ejemplo en una picadura de gusano o fractura y el pH se incrementa hasta alrededor de 2 o mayor, el polímero es reticulado y se forma un gel muy viscoso que inhibe el flujo posterior de ácido nuevo dentro de la picadura de gusano o fractura. Mientras el ácido se gasta posteriormente (después del tratamiento) y el pH continúa en aumento, el agente reductor convierte los iones férricos a iones ferrosos y el gel se revierte a un estado más parecido al agua. Las sales de hidracina y las sales de hidroxilamina son los agentes reductores más comunes. Los ácidos de desviación viscoelásticos (VDA), compuestos de un agente de gelificación, o surfactante primario, por ejemplo ciertos surfactantes tal como betainas, opcionalmente un co-surfactante sensible al pH y/o alcohol, y un ácido, se describen por ejemplo en la Patente E.U.A. No. 6.667.280 y la Publicación de Solicitud de Patente E.U.A. No. 2003-0119680. El ácido puede ser un ácido mineral (por ejemplo, ácido clorhídrico y ácido fluorhídrico) o un ácido orgánico (por ejemplo, ácido acético o fórmico). El co-surfactante es preferiblemente un ácido dodecilbencenosulfónico o su sal, y el agente gelificante es preferiblemente un surfactante zwiteriónico, más preferiblemente una botaina. Tales sistemas son inicialmente de una viscosidad muy baja y por lo tanto de fácil bombeo, con presiones de baja fricción y no sensibles al esfuerzo cortante, pero una vez colocado en la formación, el gasto del ácido por la reacción con los minerales en la formación dispara un incremento en la viscosidad, tapando los canales de flujo tal que, mientras el VDA adicional o fluido de tratamiento de formación es bombeado dentro de la formación, es desviado lejos del gel hacia regiones de menor permeabilidad. Los ejemplos de surfactantes zwiteriónicos útiles como componentes de VDA tienen la siguiente estructura de amida: en la cual P^ es un grupo hidrocarbilo que puede ser de cadena ramificada o recta, aromática, alifática o olefínica y tiene desde alrededor de 14 hasta alrededor de 26 átomos de carbono y puede contener una amina; R2 es hidrógeno o un grupo alquilo que tiene desde alrededor de 1 hasta alrededor de 4 átomos de carbono; R3 es un grupo hidrocarbilo que tiene desde alrededor de 1 hasta alrededor de 5 átomos de carbono; e Y es un grupo que retira electrones. Preferiblemente el grupo que retira electrones es una amina cuaternaria, sulfonato, ácido carboxílico u óxido de amina. Los VDA también pueden incluir aditivos tales como aquellos conocidos en el arte, por ejemplo inhibidores de corrosión, agentes reductores de hierro o de control, y agentes quelantes. Dos ejemplos de surfactantes zwiteriónicos adecuados para formar VDA son las betainas llamadas respectivamente, BET-0 y BET-E. Una es designada BET-O-30 ya que como se obtiene del suplidor (Rhodia, Inc., Cranbury, New Jersey, E.U.A.), se llama Mirataine BET-O-30 ya que contiene un grupo amida de ácido oleil (incluyendo un grupo de cola C17H33) y contiene alrededor de un 30% de surfactapte activo; el remanente es sustancialmente agua, una pequeña cantidad de cloruro de sodio, glicerol y propano-1 ,2-diol. Un material análogo BET-E-40 también está disponible en Rhodia y contiene un grupo amida de ácido erucico (incluyendo un grupo de cola C21H41) y es un 40% de ingrediente activo con el remanente de sustancialmente agua, una pequeña cantidad de cloruro de sodio e isopropanol. Abajo se muestra un surfactante genérico de betaína. Estos surfactantes de betaina son referidos aquí como BET-O-30 y BET-O-40 (y genéricamente como surfactantes BET). Los surfactantes son suministrados en esta forma, con un alcohol y un glicol, para ayudar en la solubílización del surfactante en agua a una alta concentración, y para mantenerlo como un fluido homogéneo a bajas temperaturas. Sin embargo, los surfactantes también son usados en otras formas: Los surfactantes BET y otros se describen en la Patente E.U.A. No. 6.258.859. La estruclura química genérica de las betainas es: en la cual R es un grupo hidrocarbilo que puede ser de cadena ramificada o recta, aromática, alifática o olef mica y tiene desde alrededor de 14 hasta alrededor de 26 átomos de carbono y puede contener una amina, n = alrededor de 2 hasta alrededor de 4, y p = 1 hasta alrededor de 5, y mezclas de estos compuestos Mas preferiblemente, el surfactante es la betaina en la cual R es el grupo olefinico de cadena recta C?7H33 (BET-O-30) o el grupo olefínico de cadena recta C21H41 (BET-O-30), y n = 3 y p = 1 Estos surfactantes de betaina pueden formar geles acuosos, viscosos de alta temperatura a lo largo de un rango amplio de concentración de electrolitos, ellos forman geles sin añadir sales o aún en salmueras pesadas Los fluidos generalmente se pueden preparar, por ejemplo con agua municipal, de lago o rio, o agua de mar Los co-surfactantes pueden ser útiles para extender la tolerancia a la salmuera, y para incrementar la fuerza del gel y para reducir la sensibilidad del esfuerzo cortante del fluido, especialmente para BET-O Un ejemplo de tal co-surfactante es el sulfonato de sodio dodecilbenceno (SDBS) Para un surfactante dado y las condiciones (especialmente la temperatura y el tiempo por el cual es requerida una viscosidad adecuada), la salinidad y la presencia y naturaleza de los co-surfactantes se pueden ajustar de acuerdo con los parámetros conocidos para aquellos con destrezas en el arte para asegurar que el gel tiene la estabilidad deseada Otros aditivos, tal como inhibidores de corrosión compatibles, estabilizadores, mejoradotes de la estabilidad del esfuerzo cortante, aditivos de la recuperación del esfuerzo cortante, etc pueden ser añadidos Otros ejemplos de surfactantes adecuados de los cuales se pueden hacer sistemas de fluidos VDA adecuados incluyen otros surfactantes descritos en la Patente E U A No 6 667 280, por ejemplo óxidos de amidoalquilamina, tal como óxido de erucilamidopropil amina Los surfactantes catiónicos que se pueden utilizar en un VDA de acuerdo con el método del presente invento son las aminas cuaternarias tal como erucil b?s-(2- h?drox?et?l)met?lamon?o cloruro (EHAC) y otros surfactantes como se presentan en las Patentes E U A Nos 5 258 137, 5 551 516 y 5 924 295 Los VDA catiónicos se describen en la Publicación de la Solicitud de Patente E U A No 2005-0126786 Dichos surfactantes son mezclados con un alcohol de peso molecular bajo tal como isopropanol y/o propilenghcol y una sal soluble en agua, y puede también incluir un co-surfactante, y aditivos tal como aquellos conocidos en el arte, por ejemplo inhibidores de corrosión, agentes reductores de hierro y de control, y agentes quelantes El componente ácido del SDA o VDA dentro del cual las fibras se mezclan puede ser cualquier ácido orgánico o inorgánico, en ejemplo no limitativo, los ácidos minerales tal como clorhídrico, fluorhídrico, fluorobórico, sulfúrico, fosfórico, o nítrico o ácidos orgánicos tal como maleico, cítrico, acético o fórmico y mezclas de ellos La reología del SDA o VDA es afectada primeramente por la fuerza del ácido, no por el tipo de anión La fibra que es utilizada en una mezcla con el acido gelificado in situ es por ejemplo del tipo descrito en las Patentes E U,A Nos 5 330 005, 5 439 055, 5 501 275, 6 172 011 , y 6 599 863 y la Solicitud de Patente E U A No 11/156,966, presentada el 20 Junio, 2005 Brevemente, como se revela en esas patentes, la fibra puede ser de vidrio, cerámica, carbón, polímero natural o sintético o filamentos de metal Otras fibras tal como ácido poliláctico, poliglicólico y polivinil alcohol también son particularmente adecuadas En muchos casos es un método preferente escoger una fibra que se descompone durante un período de liempo y desde unas pocas horas hasta unos pocos días o semanas a la temperatura de la formación de manera que después del tratamiento las fracturas que han sido bloqueadas se abrirán una vez más al flujo del fluido Se ha encontrado que el grosor y longitud de la fibra juegan un papel en la habilidad de las fibras para funcionar para el propósito deseado en el método del presente invento Como regla general, se prefieren las fibras más largas (hasta los límites impuestos por el espíritu práctico de mezclar y bombear), pero también se logran resultados satisfactorios con fibras en el rango de menos de un centímetro de longitud.

De igual manera el diámetro de la fibra afecta la función de la fibra en el método del presente invento Se obtienen resultados satisfactorios con fibras que tienen un diámetro en el rango de unos pocos micrones hasta varios cientos de micrones, las fibras pueden ser fibriladas El nylon, aramida, poliamida, polipropileno y otras fibras polimépcas como se revelan en las patentes E U A incorporadas arriba también son utilizadas ventajosamente, como son las fibras de ácido polilactico (PLA), PET, ácido pohglicólico (PGA), y pohvinil alcohol (PVA) En algunos momentos puede ser ventajoso escoger fibras que eventualmente se disuelven a la temperatura de la formación, por ejemplo PLA a bajas temperaturas y PET a temperaturas más altas Cuando esto ocurre, se mejora el flujo de los fluidos hacia el pozo a un tiempo posterior La fibra es añadida al ácido gehficado in situ en una proporción que está en el rango desde alrededor de 1 ,2 g/L (alrededor de 10 ppt (libras por mil galones)) hasta alrededor de 18 g/L (alrededor de 150 ppt), por ejemplo desde alrededor de 6 g/L (alrededor de 50 ppt hasta alrededor de 8,4 g/L (alrededor de 70 ppt) La proporción y dimensiones físicas de las fibras, y la fibra en particular utilizada, depende de un número de variables, incluyendo las características del fluido de tratamiento o acido gelificado in situ, y de las características químicas y físicas de la formación Por ejemplo, las fibras más largas se pueden usar en las formaciones que se encuentran altamente fracturadas y/o en las cuales las fracturas que ocurren naturalmente son bastante grandes, y puede ser ventajoso utilizar concentraciones más altas de dichas fibras para usar en dichas formaciones Por ejemplo, como se discute más abajo, basados en tratamientos de campo con una fibra PET para tratamientos de fracturacion de agua oleosa (agua más reductor de fricción), la adición de alrededor de 8,6 g/L (alrededor de 71 ppt) de fibra PET es suficiente para separar un tratamiento de fracturacion con una fractura relativamente estrecha de aproximadamente 0,25 cm (0,1 pulgada) Incrementar la viscosidad del fluido no llevaría en este caso a una desviación tan efectiva Las técnicas de procedimiento para bombear las estaciones alternantes de FDF y la mezcla ácido gelificado in situ -fibra hacia abajo del pozo perforado de acuerdo con el método del presente invento para controlar la fuga del FDF mientras se estimula una formación subterránea son bien conocidas La persona que diseña los tratamientos de fracturación, por ejemplo, es la persona con destrezas normales a quien esta dirigida esla revelación Esa persona tiene muchas herramientas disponibles para ayudar a diseñar e implementar tratamientos de fracturación, una de las cuales es un tipo de programa de computadora referido comúnmente como modelo de simulación de fractura (también conocido como modelos de fractura, simuladores de fractura, y modelos de colocación de fractura) La mayoría de las compañías de servicio comercial que proveen lo servicios de fracturación al campo petrolero ofrecen uno o más de dichos modelos de simulación de fractura, un modelo comercial de simulación de fractura que es usado ventajosamente en conexión con el método del presente invento se mercadea bajo la marca registrada FracCADE® Este programa comercial de computadora es un programa de diseño, predicción y de tratamiento-monitoreo de fracturas disponible de Schlumberger Technology Corporation Hasla lo que se conoce, los diversos modelos de simulación de fractura usan información disponible al diseñador del tratamiento que concierne a la formación a ser tratada y a los diversos fluidos de tratamiento (y aditivos) en los cálculos, y la salida del programa permite al usuario ajustar el programa de bombeo que se usa para bombear los fluidos de estimulación de fractura dentro del pozo perforado para obtener los resultados deseados El texto "Estimulación de Yacimientos" Tercera Edición, Editado por Michael J Economices y Kenneth G Nolte, John Wiley & Sons (2000), es un excelente libro de referencia para la fracturación y otros tratamientos de pozos, el discute los modelos de simulación de fractura en el capitulo 5 (pag 5-28) y en el Apéndice del capitulo 5 (pag A-15) El volumen total del líquido de fracturacion depende de las dimensiones deseadas de la fractura y de la cantidad de fluido que se fuga Igualmente, como es bien conocido para aquellos con destrezas normales en el arte, la reactividad del fluido para disolver - formación se puede seleccionar (por ejemplo con el uso de programas de computadora de simulador de acidificación y/o fractura) en base a la velocidad de flujo y de los parámetros de la formación y fluido La reacción del fluido para disolver-formación se puede controlar variando la velocidad de la reacción, la velocidad de la transferencia de masa, o ambas como se conoce en el arte Por ejemplo, la velocidad de la reacción se puede disminuir cambiando el tipo de fluido para disolver-formación, cambiando la forma del fluido de una solución a una emulsión, añadiendo las sales apropiadas (las cuales cambian la constante de equilibrio para la reacción de superficie), o cambiando el pH del fluido para disolver-formación La velocidad de la reacción también se puede disminuir cambiando las condiciones físicas o de procesamiento (por ejemplo, reduciendo la velocidad de flujo de la bomba, o enfriando el fluido para disolver-formación usando medios externos de enfriamiento o medios internos de enfriamiento (por ejemplo, bombeando una estación colchón grande o añadiendo nitrógeno u otro gas inerte en el proceso)) La longitud total actual volumen/unidad del pozo perforado usada en los diversos tipos de los tratamientos de estimulación matriz son dependientes de muchos factores tal como la altura de la zona, el ángulo del pozo perforado, la naturaleza y extensión del daño, la naturaleza y heterogeneidad de la formación, el tamaño y número de las fisuras o fracturas naturales, la habilidad de los fluidos para disolver la formación, y otros factores En un tratamiento de de acidificación de matriz típico, el volumen total del fluido de disolución de formación (no contando las perdidas por fracturas) es típicamente alrededor de 86 L/m de la formación penetrada por el pozo perforado (alrededor de 75 galones/pie) Esto puede ser por ejemplo, el total de HCl y/o VDA y/o de VDA alternando con HCl con al menos algunas de las estaciones que contienen fibras Esto puede lograr una penetración de alrededor de 1 hasla 1 ,5 m (alrededor de 3 hasta 5 pies), dependiendo por su puesto de la porosidad de la formación y de la profundidad del daño, si esa es la razón para el tratamiento Los fluidos pueden opcionalmente ser energizados, por ejemplo con 44,5 L N2/L VDA (250 scf/bbl) de nitrógeno Una concentración adecuada de acido, por ejemplo HCl, es de 15%, el rango útil de las concentraciones de ácido, por ejemplo HCl, en los VDA es por ejemplo desde alrededor de 10 hasta alrededor de 28%, por ejemplo desde alrededor de 15 hasta alrededor de 28% Por supuesto se puede usar mucho menos o mucho más fluido Aunque mucha de esta discusión se ha concentrado en HCl y HCl VDA, se debe recordar que muchos fluidos de tratamiento de formación y muchos fluidos de disolución de formación se pueden usar con fibras dentro del alcance del invento, con o sin desviación, y que los volúmenes usados se ajustan por lo tanto a lo largo de un amplio rango También se pueden añadir fibras a los fluidos no viscosos para ayudar en la desviación y/o en el bloqueo de fracturas naturales, bolsas y vetas de alta permeabilidad Los fluidos no viscosos se definen aquí como teniendo una viscosidad de menos de alrededor de 25 cP a 170 sec"1 a 25°C antes de la inyección Los ejemplos no limitativos de tales fluidos son agua oleosa, espaciadores, solventes mutuales, enjuagues, fluidos de disolución de formación, fluidos de disolución de incrustaciones, fluidos de disolución de parafina, fluidos de disolución de asfalíeno, ácidos y mezclas de tales fluidos Como por ejemplo, la adición de alrededor de 1 ,2 hasta alrededor de 18 g/L (alrededor de 10 hasta alrededor de 150 libras/1000 galones) de fibra al agua oleosa es efectivo para el puenteo de las fracturas naturales y desviación del tratamiento del agua oleosa En otro ejemplo, el agua oleosa es bombeada a menudo a una alta velocidad entre las estaciones acidas como un medio para limpiar la calcita y las partículas de las fisuras naturales dentro de un carbonato El uso de fibras en el agua oleosa desvia eficientemente el sistema de limpieza hacia fisuras adicionales Las concentraciones de aproximadamente 12 g/L (100 libras/1000 galones) son particularmente adecuadas Los siguientes métodos están incluidos entre las personificaciones del presente invento Los pre-enjuagues, espaciadores, post-enjuagues y parecidos no son discutidos En lo siguiente, cualquiera o todas las estaciones pueden ser gelificadas, retrazadas, engrosadas, emulsionadas o espumadas Para el tratamiento de matriz (A) un tratamiento de una estación con un FTF con una fibra, y (B) estaciones alternantes de un FTF y un FTF con una fibra, iniciando y finalizando con cualquier estación Para la fracturación acida (A) una primera estación colchón que es un FTF con una fibra, seguido por una segunda estación o múltiples estaciones que son ya sea un FDF o un FDF con una fibra (incluyendo estaciones alternantes después de la estación colchón, iniciando y finalizando con cualquier tipo de estación, y también incluir las estaciones que son las mismas que la estación colchón), y (B) un tratamiento de una sola estación con un FDF con una fibra. Para una fracturación de consolidación (incluyendo paquetes de fractura): una primera estación colchón que es un FTF con una fibra, seguido por estaciones cargadas de consolidante con o sin fibras en cualquier estación cargada de consolidante. Para el control de agua: (A) una primera estación que contiene un producto o productos químicos y una fibra, seguido opcionalmente por una segunda estación que contiene un producto o productos químicos para control de agua, y (B) una primera estación que contiene un producto o producios químicos para control de agua, seguido opcionalmente por una segunda estación que contiene un producto o productos químicos para control de agua y una fibra. Para desviación: (A) una espuma con una fibra, (B) un FTF de aulo desviación con una fibra, y (C) una emulsión con una fibra. El método se puede aplicar en cualquier configuración de pozo: vertical, horizoníal o desviado: de agujero abierto o entubado, o con revestimientos ranurados o perforados. La inyección puede ser de cabeza abultada, puede ser a través de tubería acoplada o a través de tubería helicoidal. El método del presente invento se puede entender mejor por referencia a los siguientes ejemplos no limitativos que describen ciertas personificaciones del método, al igual que los resultados de pruebas que se han encontrado ser relevantes para predecir el comportamiento de los tratamientos ácidos en una formación subterránea. Eiemplo 1 Se realizo un tratamiento de fracturación hidráulico en una formación de piedra arenisca aproximadamente a 129°C (alrededor de 265°F) usando agua oleosa (agua más un reductor de fricción de poliacrilamida). El tratamiento fue bombeado a 7,95 m3/min (50 barriles/min (bpm)) y se pretendió que incluyera estaciones de consolidación que contienen desde 0,12 Kg/L de fluido (1 PPA (libras de consolidante añadidas por galón de fluido)) hasta 0,60 Kg/L de fluido (5 PPA) de 0,43 hasta 0,84 mm (20/40 malla E.U.A.) de arena Ottawa. Al inicio de la estación de consolidación de 0,30 Kg/L (2,5 PPA), se añadieron fibras PET de 6 mm de largo a una concentración de alrededor de 8,6 g/L (alrededor 71 Ib/1000 gal). Tuvo lugar un rápido incremento en la presión de tratamiento y separación cerca del pozo perforado forzando el cierre del trabajo al entrar la estación a la formación variops minutos más tarde debido al puenteo de fibras/lodos en la estrecha fractura (menos de alrededor de 0,25 cm (alrededor de 0,1 pulgadas) en ancho) cerca del pozo perforado Ejemplo 2 Se realizo una prueba con 15% de VDA (15% HCl que contiene 6% en volumen de un concentrado que contiene alrededor de 40% de erucico amidopropil dimetil botaina en isopropanol y agua) conteniendo 8,4 g/L (70 ppt) de fibras PLA de 6 mm de largo a 93,3°C (200°F) La mezcla de ácido gehficado ip situ (VDA) más fibras se inyectó a través de una fractura de 0,3 cm (0,12 pulgadas) de ancho por 2,54 cm (1 pulgada) de alto por 15,2 cm (6 pulgadas) de largo creada entre dos mitades de un centro de piedra caliza de Indiana. El fluido se inyecto a una presión diferencial constante de 0,17 MPa (25 psi) a través de la longitud de la fractura y la velocidad de flujo fue monitoreada como una función del tiempo como se muestra en la figura 1 La velocidad de flujo era inicialmente de alrededor de 50 ml/rnin y disminuyo hasta alrededor de 8 ml/mm dentro del minuto de inyección de VDA más fibras Como, la velocidad de perdida de flujo disminuyo por un factor de alrededor de 6 como resultado de usar VDA más fibras El experimento muestra que este fluido que contiene fibras y VDA era de aulo desviación cuando se inyectó dentro de esta fractura La fractura fue cerrada por 12 horas después de la prueba Durante la inspección final de la fractura después de la prueba, las fibras de PLA se descompusieron completamenle, dejando atrás una fractura limpia Eiemplo 3 Se realizo un tratamiento de fracturación acida en una formación de carbonafos fracturada naturalmente El programa de tratamiento de bombeo se muestra en la tabla 1 , el fluido del tratamiento principal era agua oleosa bombeada a 12,7 m3/m?n (80 barnles/mín) Otras diversas pequeñas estaciones de 15% HCl, desviador 15% VDA, solvente mutual conteniendo agua oleosa, y espaciador de agua oleosa, se bombearon alrededor de 3,2 m3/m?n (20 barriles/mm) El agua oleosa contenía alrededor de 0,1 % en volumen de un polímero reductor de fricción, 15% VDA significa 15% HCl que contiene 6% en volumen de un concentrado que contiene alrededor de un 40% de erucico amidopropil dimetil betaina en isopropanol y agua, el agua oleosa con solvente mutual contiene alrededor de 10% de etilen ghcol monobutil éter Las estaciones de HCl y VDA contenían inhibidor de corrosión Las fibras se añadieron las primeras tres veces a una concentración de 12 g/L (100 libras/1000 galones) y las últimas dos veces a 18 g/L (150 libras/1000 galones) en cinco de las estaciones, incluyendo tres estaciones de desviación (Tabla 1). Las fibras eran ácido poliláctico, de alrededor de 6 mm de largo y alrededor de 1 ,4 denier. Como se puede ver del gráfico de trabajo en la figura 2, el uso de fibras durante varias estaciones del tratamiento presento significativos incrementos de presión, hasta 9 MPa (1300 psi), que fue atribuido a las eficientes propiedades de desviación de la fibra. (Un tratamiento previo del mismo pozo con agua oleosa, HCl y VDA, sin fibras no mostró incrementos de la presión; la presión de tratamiento había sido aproximadamente constante a lo largo del trabajo).

Tabla 1 Eiemplo 4 Un segundo tratamiento de fracturación ácido fue realizado en una formación de carbonatos fracturada naturalmente. El tratamiento fue bombeado usando un programa diferente al del trabajo del Ejemplo 3. El trabajo del Ejemplo 4 no utilizo VDA, sino que utilizo estaciones alternantes de agua oleosa, 15% HCl, gel y agua oleosa más fibra. La Tabla 2 muestra el programa de bombeo. La concentración de fibra era 12 g/L (100 libras/1000 galones) en cada estación de desviación. El agua oleosa y la fibra eran las mismas que en el Ejemplo 3. El gel era 7,2 g/L (60 ppt) de guar lineal. Como se puede observar de la Figura 3, se observo una fuerte respuesta de presión después que las estaciones de desviación de fibras habían sido bombeadas, con incrementos de presión de 10,3 MPa (1500 psi) y 15,9 MPa (2300 psi). Los tratamientos típicos en esta área habían usado hojuelas de ácido benzoico para desviación, pero habían suministrado solo incrementos limitados en la presión (menos de 3,5 MPa (500 psi)).

Tabla 2 Aquellos con destrezas en el arte que tienen el beneficio de esta revelación reconocerán que se pueden hacer ciertos cambios a las estaciones del método del presente invento sin cambiar la manera en la cual esos pasos funcionan para lograr su pretendido resultado. Todos dichos cambios, y otros que se harán claros para aquellos con destrezas en el arte de esta descripción, pretenden caer dentro del alcance de las siguientes reivindicaciones no limitantes. También será reconocido que aunque el invenlo ha sido descrito en términos de pozos para la producción de hidrocarburos, se podrá aplicar a otros tipos de pozos, por ejemplo pozos de inyección o de almacenamiento, y se puede usar en la producción, almacenamiento y desecho de otros materiales tal como agua, helio y dióxido de carbono.

Claims (1)

1. REIVINDICACIONES: 1 Un método para tratar una formación subterránea que comprende los pasos de (a) poner en contacto una formación subterránea con un primer fluido de tratamiento de formación, y (b) poner en contacto una formación subterránea con una mezcla de un segundo fluido de tratamiento de formación libre de consolidante y una fibra para desviar el segundo fluido de tratamiento de formación desde una zona fracturada naturalmente en la formación 2 El método de la reivindicación 1 ademas comprende los pasos de repetición (a) y (b) 3 El método de la reivindicación 1 ó reivindicación 2 en donde al menos uno de los pasos (a) o (b) es conducido a una presión mayor que la presión de la fractura de la formación 4 El método de cualquiera de las reivindicaciones precedentes en donde al menos uno de los pasos (a) comprende consolidante y ninguna fibra 5 El método de cualquiera de las reivindicaciones precedentes en donde al menos uno de los fluidos de tratamiento de formación comprende un fluido de disolución de formación 6 El método de la reivindicación 5 en donde el fluido de disolución de formación comprende ácido gelificado in situ 7 El método de la reivindicación 6 en donde el ácido gelificado in situ comprende un ácido de auto desviación o un acido viscoelástico 8 El método de cualquiera de las reivindicaciones precedentes en donde la fibra se mezcla con el fluido de tratamiento de formación a una concentración que se encuentra en el rango desde alrededor de 1 ,2 hasta alrededor de 18 g/L 9 El método de cualquiera de las reivindicaciones precedentes en donde al menos un fluido de tratamiento de formación tiene una viscosidad de menos de alrededor de 25 cP a 170 seg 1 a 25°C antes de la inyección 10 El método de cualquiera de las reivindicaciones precedentes en donde el fluido de tratamiento de formación es seleccionado del grupo que consiste de agua oleosa, espaciadores, solventes mutuales, enjuagues, fluidos de disolución de formación, fluidos de fracturacion, fluidos de disolución de incrustaciones, fluidos de disolución de parafina, fluidos de disolución de asfáltenos, fluidos de desviación, agentes para control de agua, agentes quelantes, ácidos de desviación viscoelásticos, ácidos de auto desviación, ácidos, y mezclas de ellos.