MX2012013299A - Método de fracturación hidráulica. - Google Patents

Abstract

Se da un método para diversificar agua oleosa inyectada en un tratamiento de fractura hidráulica. El fluido de diversificación preferiblemente es un fluido viscoso sustancialmente libre de propulsores que ocasiona que se incremente una presión neta y que tape algunas de las microfracturas en el sistema de fracturas inicial creado, induciendo la formación de microfracturas suplementales conectadas a la red de fracturas iniciales e incrementa el área de contacto con la roca de formación. El método genera una complejidad de la red de fracturas generada y por lo tanto un área de contacto superior con el depósito durante un solo ciclo de tratamiento.

Description

METODO DE FRACTURACION HIDRAULICA ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN La recuperación de hidrocarburos de depósitos poco convencionales, por ejemplo, fuertes areniscas y lutitas, por lo general requiere estimulación, por ejemplo, fracturacion hidráulica, para alcanzar una producción económica. El agua o la lechada (llamada asi cuando se usa agua con una cantidad pequeña de un reductor de fricción) se usa por lo general como fluido de fracturacion para estimular los depósitos poco convencionales de baja permeabilidad. Dichos tratamientos están diseñados para estimular grandes volúmenes de depósitos y abrir más el área de superficie de rocas que retienen hidrocarburos, asi potenciando la producción. Mientras que los fluidos de lechada por lo general proporcionan un transporte insuficiente para apuntalantes convencionales debido a su viscosidad muy baja, todavía se consideran eficaces y económicos. El uso de fluidos de baja viscosidad para la estimulación de fracturas en depósitos de baja permeabilidad a veces da como resultado la creación de una red de fracturas interrelacionadas y algunas veces da como resultado la propagación de una única fractura plana. A pesar de que la baja conductividad lograda con estos tratamientos por lo general es adecuada en formaciones de lutitas, se cree que un aumento en el área de contacto mediante la creación de una red compleja de fracciones es uno de los factores clave que puede potenciar la producción de hidrocarburos en dichas formaciones .

Las técnicas de tratamiento existentes no han comprobado ser suficientemente eficaces para la formación de redes de fracturas con altas densidades de fractura. La complejidad de la red de fracturas se refleja en la cantidad de fracturas interrelacionadas en el sistema de red de fracturas tal como se muestra en la Figura 1. Existe la necesidad de una técnica fiable para el tratamiento de fracturas que genere una mayor complejidad en la red de fracturas y por lo tanto una mayor área de contacto con el depósito durante un único ciclo de tratamiento.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Una modalidad de la invención es un método para fracturar una formación subterránea donde se inyecta una secuencia de fluidos en la formación; la secuencia tiene como rasgo un primer ciclo que implica (a) inyectar una almohadilla de fluido que tiene una viscosidad menor que alrededor de 50 mPa-s a una velocidad de corte de 100 s"1 en condiciones ambiente, (b) inyectar una solución apuntalante que tiene una viscosidad menor que alrededor de 50 mPa-s a una velocidad de corte de 100 s"1 en condiciones ambiente, (c) inyectar un fluido espeso (que actuará como un agente de desvio) que tiene una viscosidad mayor que alrededor de 50 mPa'S a una velocidad de corte 100 s-1 en condiciones ambiente, y uno o más ciclos posteriores que incorporan la repetición de los pasos (b) y (c) . Opcionalmente, una almohadilla de fluido se inyecta primero. Típicamente la permeabilidad de la formación es menor que alrededor de 1 mD.

En otra modalidad, el fluido de desvío espeso tiene una viscosidad menor que alrededor de 20 mPa-s cuando se bombea y luego se espesa en el depósito, por ejemplo, el depósito contiene carbonato y el fluido espeso es inicialmente ácido y se torna más viscoso a medida que el ácido se consume. Los sistemas de ácidos de desvío autónomo se pueden usar para formar dichos sistemas que se espesan en el depósito.

En varias modalidades, el fluido espeso contiene además un apuntalante; el volumen total del fluido inyectado en los pasos (b) es al menos el 75 por ciento del volumen total de fluido inyectado en el tratamiento; y el fluido inyectado en los pasos (b) porta al menos el 90 por ciento de la totalidad del apuntalante inyectado en el tratamiento; el apuntalante tiene una forma que se selecciona, por ejemplo, de esferas, varillas, cilindros, placas, láminas, esferocilindros, elipsoides, toroides, figuras alargadas, fibras, arcos/células, mallas, mallas/células, panales, burbujas, estructuras tipo esponja o tipo espuma, y mezclas de estas formas; el tamaño del apuntalante varia entre alrededor de 5 y alrededor de 1000 micrones.

En aun otra modalidad, al menos uno de los fluidos inyectados comprende materiales sólidos degradables, por ejemplo, ácido poliláctico, ácido poliglicólico, copolimeros de ácido poliláctico y ácido poliglicólico, copolimeros de ácido glicólico con otros ácidos hidroxi-carboxílicos o restos que contienen ácido hidroxicarboxilico, copolimeros de ácido láctico con otros ácidos hidroxi-carboxilicos o restos que contienen ácido hidroxicarboxilico y mezclas de estos materiales. Los materiales degradables se usan típicamente en la forma de fibras, placas, lascas, perlas y combinaciones de las mismas.

En modalidades adicionales, el fluido del paso (a) o el fluido del paso (b) o ambos, contienen un agente reductor de fricción. Los fluidos del o los pasos (c) pueden contener opcionalmente menos que alrededor de 0.024 kg de apuntalante por litro de fluido limpio u opcionalmente puede estar sustancialmente libre de apuntalante.

En aun modalidades adicionales, a uno o más ciclos los sigue una inyección de un fluido que tiene una viscosidad mayor que alrededor de 50 mPa · s a una velocidad de corte de 100 s"1 en condiciones ambiente y que contiene un apuntalante grueso; el o los pasos de inyección de un fluido tienen una viscosidad mayor que alrededor de 50 mPa · s a una velocidad de corte de 100 s"1 en condiciones ambiente que contiene un apuntalante grueso los puede seguir opcionalmente una inyección de un fluido que contiene un agente de control de recuperación del apuntalante.

En otra modalidad, el método incluye un paso final de inyectar un fluido de enjuague; al menos uno de los fluidos se viscosifica con un agente viscosificante degradable. En otras modalidades, al menos a un paso (b) luego del primer paso (b) le antecede un paso (a) o a cada paso (b) le antecede un paso (a) .

El volumen total del fluido inyectado en los pasos (c) preferentemente compone menos que el 10 por ciento del volumen total de fluido inyectado en el tratamiento. En cada ciclo la relación entre el volumen del fluido en la etapa C y el volumen de fluido en la etapa B es preferentemente menor que alrededor de 1/10.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La Figura 1 ilustra la complejidad del sistema de fractura, que aumenta de A a B a C.

La Figura 2 es un diagrama esquemático del sistema colector .

La Figura 3 muestra la presión en el sistema colector en comparación con el tiempo.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN La invención se describe en términos de tratamiento de pozos verticales, pero es aplicable de la misma manera a pozos de cualquier orientación. La invención se describirá para pozos de producción de hidrocarburo, pero se debe entender que la invención se puede usar para pozos para la producción de otros fluidos, tal como agua o dióxido de carbono o, por ejemplo, para pozos de inyección o almacenamiento. Además se debería entender que, a lo largo de la presente memoria descriptiva, cuando se describe un intervalo de concentración o cantidad como útil, adecuado o similar, se pretende que todas y cualquiera de las concentraciones o cantidades dentro del intervalo, incluyendo los criterios de valoración, se deben considerar como establecidos en la memoria. Asimismo, cada valor numérico se debería entender una vez como modificado por el término "alrededor de" (salvo que ya se haya expresado como modificado) y luego se debe entender nuevamente como que no se encuentra modificado, salvo que se exprese de otro modo en el contexto. Por ejemplo, "un intervalo de 1 a 10" se debe entender como que indica todos y cualesquiera números posibles comprendidos entre alrededor de 1 y alrededor de 10. En otras palabras, cuando se expresa un intervalo determinado, incluso si solamente se identifican o mencionan explícitamente unos pocos datos específicos dentro del intervalo, o incluso si no se menciona ningún dato dentro del intervalo, se debe entender que los inventores reconocen y comprenden que deben considerarse explícitos todos y cualesquiera datos dentro del intervalo, y que los inventores poseen la totalidad del intervalo y todos los datos dentro del intervalo.

Hemos desarrollado un método para aumentar la complejidad del sistema de fractura para potenciar la producción de hidrocarburos en depósitos poco convencionales de baja permeabilidad. En el método, una secuencia de etapas se bombea hacia el depósito; un tratamiento de fluido de baja viscosidad se complementa con al menos una etapa de bombeo de un volumen relativamente bajo de un fluido, viscosificado por un agente viscosificante degradable que se usa como agente de desvio. El bombeo del agente de desvio de fluido viscoso lleva a un aumento de la presión neta y a la obturación de algunas microfracturas en el sistema de fracturas creado inicialmente, que incluye la formación de microfracturas complementarias conectadas con la red de fracturas inicial y aumenta el área de contacto con la formación rocosa. La inyección de criba viscosa del agente de desvio en general se repite. Dicho uso de las cribas de un fluido viscoso permite la estimulación de mayores volúmenes de depósito en regiones remotas de un depósito. Luego del tratamiento, el fluido viscosificado se degrada naturalmente o se destruye con una trituradora, abriendo la producción a partir de las fracturas temporalmente obstruidas. Obsérvese que la presente invención se refiere a un método para redirigir el tratamiento dentro de una zona ya estimulada que da como resultado la creación de una mayor área de contacto con el depósito debido a que la complejidad de la fractura aumenta dentro de esa zona.

Cuando múltiples zonas productivas son estimuladas por fracturas, por lo general es necesario tratar múltiples zonas en múltiples etapas. Esto crea la necesidad de una técnica de desvio que permita redirigir el tratamiento entre zona y zona. Dicho desvio, opcionalmente con nuevas perforaciones lanzadas luego de cada tratamiento, se realiza, por ejemplo, con tapones puente, selladores tipo bola, tapones de gel sólido o tapones de fibras, polvo, lascas, gránulos, pellets y trozos degradables, opcionalmente con recubrimientos que se disuelven lentamente en agua. La otra situación en la que se requiere un desvio es el redireccionamiento del tratamiento dentro de una zona de estimulación. En este caso, un volumen de formación rocosa adicional se estimula usando el mismo punto de entrada en la formación sin redirigir el tratamiento a otra zona a través del pozo. Es interesante saber que las técnicas se han desarrollado usando cribas de fluidos viscosos o arena fina para el control de fugas y para reducir y no aumentar la complejidad de la fractura en depósitos fracturados de forma natural. La creación de una única fractura plana en la zona cercana al pozo en lugar de múltiples canales de fractura interrelaciononados se ha considerado en el pasado que busca deliberadamente proporcionar una reducción significativa de la tortuosidad y minimizar el riesgo de eliminación prematura.

Los tratamientos con lechada han demostrado proporcionar una producción comparable a la de tratamientos de gel convencionales, pero por un costo significativamente menor. Uno de los rasgos más importantes de los trabajos con lechada es el poco daño al gel, debido al bajo contenido de polímeros del fluido. Sin embargo, la poca viscosidad del fluido afecta fuertemente sus propiedades de transporte apuntalante y la colocación del apuntalante bien adentro de una fractura es un desafío. La utilización de apuntalantes ultralivianos y livianos es una solución. Otra solución es bombear una combinación de lechada y gel en etapas con cantidades variables de apuntalantes; dichos tratamientos por lo general se denominan fracturas híbridas o fracturas hidráulicas híbridas. Aunque el objetivo de las fracturas híbridas es una mejor colocación del apuntalante con un fluido de mayor viscosidad que la de la lechada, se pueden observar otros beneficios que incluyen la creación de fracturas más amplias y por lo tanto evitar el puenteo de apuntalantes. También se ha observado que las fracturas híbridas pueden generar mayores longitudes de fractura eficaces, pero las conductividades eficaces en las fracturas híbridas no fueron sistemáticamente mayores que aquellas en las fracturas hidráulicas.

Se han probado fracturas de lechada sin apuntalante o solo con apuntalante grueso o con alternaciones de estas dos. Sin embargo, el tratamiento de lechada normal incluye las siguientes etapas: a) almohadilla de lechada; b) etapa de lechada con apuntalante fino (por ejemplo arena de aproximadamente 100 mesh (granos de entre alrededor de 0.105 y alrededor de 0.21 mm) o alrededor de arena 30/70 (entre alrededor de 0.21 y alrededor de 0.595 mm) ) en concentraciones que crecen gradualmente de entre alrededor de 0.1 y alrededor de 2 ppa (libras de apuntalante agregadas) (entre alrededor de 0.012 y alrededor de 0.240 kg de arena agregada por litro de fluido limpio) ; c) gel lineal (con una viscosidad típica de entre alrededor de 10 y alrededor de 100 mPa · s a una velocidad de corte de 100 s"1) con apuntalante grueso (por ejemplo aproximadamente arena 20/40 (entre alrededor de 0.42 y alrededor de 0.841 mm) o alrededor de arena revestida con resina 20/40) en concentraciones que aumentan hasta alrededor de 5 ppa (alrededor de 0.6 kg de arena agregada por litro de fluido limpio) para dejar abierta la región de pozo cercana de la fractura; y d) enjuagar. Típicamente, la etapa de almohadilla es de entre alrededor de 500 y alrededor de 3000 bbl (entre alrededor de 80 y alrededor de 480 m3) , la etapa de lechada es de entre alrededor de 500 y alrededor de 25,000 bbl (entre alrededor de 80 y alrededor de 4000 m3) , la etapa de gel es de entre alrededor de 500 y alrededor de 25,000 bbl (entre alrededor de 80 y alrededor de 4000 m3) y el enjuague es aproximadamente el volumen del pozo desde la boca del pozo hasta las perforaciones, algunas veces hasta alrededor de 50 bbl (alrededor de 8 m3) .

Los tratamientos híbridos pretenden alcanzar los beneficios de los tratamientos de gel y lechada convencionales. Típicamente, las fracciones híbridas incluyen bombeo de: a) almohadilla de lechada; b) una etapa opcional de lechada con apuntalante fino (por ejemplo menor que alrededor de 0.5 ppa (alrededor de 0.06 kg/1 de fluido limpio) ) ; c) gel reticulado con una viscosidad de entre alrededor de 100 y alrededor de 1000 mPa · s a una velocidad de corte de 100 s_1 con apuntalante grueso, por ejemplo alrededor de 20/40 (entre alrededor de 0.4 y alrededor de 0.841 mm) , (a una concentración de por ejemplo hasta alrededor de 5 ppa (alrededor de 0.6 kg de arena agregada por litro de fluido limpio) ) ; opcionalmente repitiendo las etapas b) y e); y enjuagar. Los volúmenes son típicamente similares a los de tratamientos convencionales de lechada tal como se describe anteriormente. En una modificación de la fractura híbrida denominada fractura híbrida inversa se cambia la secuencia de inyección de fluido, de forma que se usa un polímero de alta viscosidad (lineal o reticulado) para crear una fractura, mientras el apuntalante transportado con un fluido de baja viscosidad se bombea detrás de la almohadilla viscosa. El contraste de viscosidad da como resultado la formación de dedos de fluido cargado con apuntalante de baja viscosidad en el fluido de mayor viscosidad y el depósito del apuntalante se ve impedido por las capas (dedos) del fluido más viscoso.

Nuevamente, como en las fracturas híbridas clásicas, el objetivo del diseño es administrar el apuntalante bien adentro de la fractura para asegurar una mayor longitud y una conductividad de fractura más alta. En cualquier programa de bombeo de lechada, cuando el fluido cambia de lechada a suspensión de apuntalante viscosa, el fluido se puede cambiar de lechada a fluido viscoso durante un período de tiempo antes de agregar el apuntalante; por ejemplo, en otra versión de una fractura híbrida, la lechada se bombea primero para generar longitud; a esto le sigue luego una almohadilla de gel reticulado y luego arena gruesa en un gel reticulado.

La distinción clave del método de la presente invención de las fracturas híbridas está en los volúmenes de los fluidos viscosificados bombeados en las etapas de lechada. Dado que la colocación del apuntalante no es el objetivo real del método de la invención, el fluido viscoso es solo una pequeña fracción del volumen de trabajo total. Además, la concentración de apuntalante en el fluido viscosificado es similar a la de las etapas de lechada.

Los depósitos de gas poco convencionales están caracterizados por permeabilidades de formaciones extremadamente bajas (por ejemplo menor que alrededor de 0.1 mD hasta alrededor de 100 nD en lutitas) , y los tratamientos de estimulación por lo general requieren grandes volúmenes de tratamiento (por ejemplo mayor que alrededor de 15,000 m3 (1 gal) ) y altas velocidades de bombeo (como ejemplos, al menos alrededor de 6.4 mVmin (40 bpm) , típicamente alrededor de 10 m3/min (60 bpm), y algunas veces hasta alrededor de 20 m3/min (120 bpm)) para abrir grandes fracturas y generar redes complejas de fracturas que pueden proporcionar un flujo de gas ilimitado hacia un pozo. Las fracturas típicamente se apuntalan con arenas de diversos tamaños transportadas por fluidos de lechada, que por lo general son agua con pequeñas cantidades de reductores de fricción poliméricos que tienen viscosidades de hasta alrededor de 50 mPa*s a una velocidad de corte de 100 s"1. Los fluidos que tienen mayores viscosidades, por ejemplo, por encima de alrededor de 15 cP se denominan típicamente fluidos de fracturas hidráulicas. Los apuntalantes livianos, que tienen por ejemplo gravedades específicas de entre alrededor de 2.2 y alrededor de 2.8 y apuntalantes ultralivianos, que tienen por ejemplo gravedades específicas de entre alrededor de 1.0 y alrededor de 2.0 se pueden usar para fracturas hidráulicas. Los fluidos de lechada contienen concentraciones de polímero considerablemente menores que los geles reticulados o lineales, por lo que dañan mucho menos el paquete de apuntalante .

Se usan diversas técnicas de desvio para aumentar el volumen estimulado efectivo (ESV) de un depósito. Los métodos dependen de la obturación temporal de algunas zonas (por ejemplo zonas ya estimuladas) para estimular otras con el mismo tratamiento. La mayoría de los métodos de desvío existentes se dirigen a pozos y perforaciones para estimular diferentes zonas de formaciones. Estos métodos incluyen diversas herramientas de aislamiento zonal de transmisión por recubrimiento, tales como tapones puente, tapones de arena, selladores tipo bola, desvío de estrés inducido y otros. El desvío dentro de una fractura es menos común en la técnica de la fracturación hidráulica. Un método proporciona un desvío de fractura cerca del pozo a demanda. El método usa una mezcla de apuntalante y fibra degradable y una estrategia de colocación para tapar un lado de la fractura de forma temporal en la región cercana al pozo para permitir el desvío del tratamiento a una zona del pozo diferente.

La presente invención describe un método para aumentar la complejidad de la red de fracturas y potenciar el área de contacto con el depósito mediante fluidos viscosificados . Los fluidos viscosificados se pueden seleccionar de fluidos tales como, de modo no taxativo, tensioactivos viscoelásticos , borato y/o polisacáridos reticulados metálicos, por ejemplo, gomas guar, derivados de celulosa, xantanos, escleroglucanos , etc. Los fluidos pueden incluir adicionalmente agentes de retraso de reticulación para controlar la viscosidad de fluido, trituradoras, que incluyen trituradoras encapsuladas , para asegurar la degradación de la criba luego del tratamiento, fibras degradables y otros aditivos. Dichos fluidos y sus componentes son conocidos por los expertos en la técnica. El método se aplica preferentemente a formaciones que tienen una permeabilidad menor que alrededor de 1 mD, más preferentemente a formaciones que tienen una permeabilidad menor que alrededor de 10 mD, y más preferentemente a formaciones de lutita con permeabilidades menores que 1000 nD. El método se puede usar en un tratamiento de refracturación .

Como en el tratamiento de lechada común, un tratamiento típico de la invención comienza con una almohadilla, etapa A, en la cual se bombea un fluido de lechada pura. La etapa de almohadilla crea el sistema de fractura y asegura que el ancho es suficiente para el pasaje del apuntalante. A la etapa de almohadilla le sigue una etapa b de gran volumen, el bombeo de una lechada cargada con apuntalante que lleva el apuntalante a la fractura principal abierta y redes de fracturas adicionales. El fluido B compone al menos el 75 por ciento del volumen de fluido total del tratamiento. Los fluidos de las etapas A y B tienen viscosidades menores que alrededor de 50 mPa-s a una velocidad de corte de 100 s_1 en condiciones ambiente, preferentemente entre alrededor de 1 y alrededor de 10 mPa-s a una velocidad de corte de 100 s-1. Los fluidos A y B pueden ser iguales o diferentes. Los apuntalantes para tratamientos de lechada son conocidos por los expertos en la técnica; ejemplos no taxativos incluyen arenas y otras rocas y minerales, que incluyen, mica moscovita, cerámicas, materiales poliméricos, biomateriales y mezclas de estos materiales. Se debe prestar especial atención a la elección del material apuntalante, ya que las lechadas tienen pocas propiedades de transporte debido a sus muy bajas viscosidades. Una etapa C de desvio sigue la colocación en campo lejano del apuntalante en la etapa B e implica bombear un fluido viscosificado, que opcionalmente puede contener apuntalante y/o material/es de fibra. El fluido de la etapa C tiene una viscosidad, luego de viscosificado, mayor que alrededor de 50 mPa-s, preferentemente entre alrededor de 100 y alrededor de 1000 mPa-s, a una velocidad de corte de 100 s-1 en condiciones ambiente. Opcionalmente, el fluido de la etapa C se puede bombear como un fluido de baja viscosidad y la viscosidad del fluido se aumenta en el depósito; en ese caso, la viscosidad inicial es mayor que alrededor de 20 mPa · s a una velocidad de corte de 100 s"1 (con un intervalo preferido de entre alrededor de 20 y alrededor de 100 mPa-s a una velocidad de corte de 100 s~ ) y la viscosidad final es mayor que alrededor de 50 mPa-s, preferentemente entre alrededor de 100 y alrededor de 1000 mPa*s, a una velocidad de corte de 100 s"1 en condiciones ambiente. El volumen de la etapa C es por lo general menor que los volúmenes de las otras etapas del tratamiento. La relación entre los volúmenes de fluido en la etapa C y el fluido en la etapa B es menor que alrededor de 1/10, preferentemente entre alrededor de 1/100 y alrededor de 1/10. El limite superior del volumen total de fluido en la etapa C de cada ciclo de tratamiento (antes de redirigir el tratamiento a otro intervalo del pozo) es alrededor de 64 m3 (400 bbl) ; se puede usar tan poco como alrededor de 10 m3 de fluido. El fluido C opcionalmente contiene una fibra, por ejemplo, una fibra degradable y/o un apuntalante. El tamaño de apuntalante preferido es entre alrededor de 0.05 mm y alrededor de 1 mm (preferentemente entre alrededor de 0.2 y alrededor de 0.4 mm; la concentración de apuntalante preferida es entre alrededor de 0.012 y alrededor de 0.6 kg agregada por litro de fluido limpio (más preferentemente entre alrededor de 0.024 y alrededor de 0.24 kg por litro de fluido limpio) .

Un método particularmente adecuado para bombear una Etapa C de fluido de baja viscosidad y luego aumentar la viscosidad del fluido en el depósito que contiene carbonato, por ejemplo una lutita que contiene carbonato, es el uso de un fluido ácido que se somete a un aumento en la viscosidad cuando se aumenta el pH, por ejemplo, mediante el contacto con la roca del depósito. Muchos de estos sistemas son conocidos por su uso en la acidificación y fracturación ácida; se denominan comúnmente ácidos de desvio autónomo y cuando se basan en tensioactivos viscoelásticos se denominan ácidos de desvio viscoelásticos. En la presente invención, se usan para desviar lechada. Los ejemplos son los que se basan en tensioactivos viscoelásticos, por ejemplo, determinadas betainas. Algunos viscosificadores y sistemas se describen en las patentes estadounidenses . N° 6, 399,546; 6, 667,280; 6,903,054; 7,119,050; 7,148,184; 7,380,602; y 7,666,821. Además del desvio, el uso de dichos ácidos de desvío autónomo en la presente invención pueden potenciar adicionalmente la complejidad de las redes de fracturas mediante la introducción de heterogeneidad grabando la formación y reduciendo la presión de inicio de la fractura y también mediante la disolución selectiva de costra, que normalmente se han acumulado en las fracturas/fisuras/estructuras naturales de un depósito.

La etapa C también puede contener fibras, que preferentemente tienen un diámetro de entre alrededor de 1 y alrededor de 100 micrones (más preferentemente entre alrededor de 10 y alrededor de 30 micrones) y una longitud de entre alrededor de 1 y alrededor de 50 mra (preferentemente entre alrededor de 3 y alrededor de 35 MI) a una concentración de entre alrededor de 0 y alrededor de 60 g por litro de fluido limpio, (preferentemente entre alrededor de 1.2 y alrededor de 16 g por litro de fluido limpio) .

El fluido sustancialmente libre de apuntalante se define en la presente como un fluido que tiene una carga de apuntalante menor que alrededor de 0.024 kg por litro de fluido limpio. Se pretende un fluido viscoso y por lo tanto se diseña para desviar y no portar apuntalante o fibra. Los fluidos de la etapa C están sustancialmente libres de apuntalante .

El bombeo de fluido viscosificado aumenta la presión neta en la fractura, lo que temporalmente reduce el flujo de fluido en una porción de la fractura primaria e induce la formación de fracturas secundarias a lo largo de la fractura primaria. Este aumento temporal de presión también puede aumentar de forma reversible el ancho de la fractura, reduciendo la probabilidad de puentear el apuntalante en la fractura. Ya que el fluido viscosificado tiene una densidad cercana a la de la lechada, las cribas de fluido se pueden transportar hacia un sistema de red de fracturas y ninguno de problemas está asociado al depósito de la criba (véase Ejemplo 1) .

Los fluidos A y B. se seleccionan preferentemente de agua dulce, salmuera, agua de mar, soluciones de polímeros, soluciones de tensioactivos viscoelásticos, aceites gelificados, combustibles de diésel viscosificados, emulsiones y mezclas de dichos fluidos. El fluido C se elige preferentemente de soluciones de polímeros, geles, geles reticulados, soluciones de tensioactivos viscoelásticos, aceites gelificados, combustibles de diésel viscosificados y emulsiones. Estos viscosificadores son preferentemente degradables. Los polímeros preferidos incluyen goma guar, goma arábiga, goma karaya, goma de tamarindo, goma garrofín, celulosa, xantano, escleroglucano, poliacrilamida, policarilato, combinaciones de estos materiales, y versiones modificadas, sustituidas o derivadas de estos polímeros. Los polímeros en los fluidos pueden estar reticulados, por ejemplo, por compuestos de boro, aluminio, titanio, zirconio, cromo, hierro, cobre, zinc, antinomio, pollones orgánicos o inorgánicos y combinaciones de estos materiales. Los fluidos pueden contener opcionalmente agentes de retraso de reticulación o trituradoras de gel o polímero, por ejemplo, trituradoras de gel encapsulado, trituradoras de gel de retraso interno, trituradoras de gel activados por temperatura y combinaciones de los mismos. El apuntalante en el fluido B y opcionalmente en el fluido C, se selecciona preferentemente de arenas, cerámicas, vidrios, rocas y minerales tales como mica, polímeros orgánicos e inorgánicos, metales y aleaciones, materiales compuestos y mezclas de estos materiales. Estos apuntalantes tienen preferentemente formas que se selecciona de esferas, varillas, cilindros, placas, láminas, esferocilindros, elipsoides, toroides, figuras alargadas, fibras, mallas, arcos/células, mallas/células, panales, burbujas, estructuras tipo esponja o tipo espuma, y mezclas de estas formas. "Arcos/células" y "mallas/células" son organizaciones tridimensionales especiales de materiales, por ejemplo poliuretano espumado reticulado. Dichos materiales tienen una estructura de burbuja tridimensional que consiste en, por ejemplo, dodecaedro, cada cara de este es un pentágono. Los pentágonos se forman con bordes entre los cuales hay una membrana o ventana. Al menos una membrana siempre falta, por lo tanto se forma una estructura de poro abierta. Los vicosificadores y apuntalantes y métodos para preparar estos fluidos son conocidos en la técnica.

El apuntalante en los fluidos B y opcionalmente C, preferentemente se encuentra en un intervalo de tamaños de entre alrededor de 5 y alrededor de 1000 micrones, más preferentemente entre alrededor de 50 y alrededor de 840 micrones. Estos apuntalantes pueden estar opcionalmente revestidos o pueden tener un tratamiento organofilico. El fluido B preferentemente porta al menos alrededor del 90 por ciento en peso del apuntalante en las etapas B y C.

Los fluidos de las etapas B y C pueden también contener opcionalmente materiales degradables, por ejemplo, fibras, placas, lascas, perlas y combinaciones de estos materiales. Los materiales degradables se eligen, por ejemplo, de ácido poliláctico, ácido poliglicólico, copolímeros de ácido poliláctico y ácido poliglicólico, copolímeros de ácido glicólico con otros ácidos hidroxi-carboxílicos o restos que contienen ácido hidroxicarboxilico, copolímeros de ácido láctico con otros ácidos hidroxi-carboxílicos o restos que contienen ácido hidroxicarboxilico y mezclas de estos materiales .

Cualquiera de estos fluidos, en particular, los fluidos usados en etapas C, se pueden espumar o activar.

Se cree por lo general que los sistemas de fracturas formados con fracturas hidráulicas en depósitos heterogéneos tienen estructuras complejas y ramificadas con muchas fracturas naturales interrelacionadas, con cambios en la dirección de las fracturas (véase Figura 1C) . Sin embargo, los fluidos viscosificados y los métodos usados en la presente invención tapan las fracturas existentes a una distancia considerable del pozo; esto depende de la viscosidad del fluido que a su vez puede estar controlada por un agente de retraso. Modificando el tiempo de retraso, un operador puede controlar la distancia desde el pozo en el que ocurre la obturación. El tapón formado aumenta drásticamente la presión e induce la creación de nuevas fracturas conectadas a la misma red de fracturas, que crece en otras direcciones, estimulando las zonas no tratadas previamente (véase Ejemplo 2).

Las etapas A (opcionalmente) y B se repiten luego de cada desvio (etapa C) para crear nuevas fracturas y redes de fracturas. Cada bombeo de al menos una etapa B y etapa C (en cualquier orden) se denomina un ciclo; cada ciclo contiene al menos etapas B y C; el tratamiento entero comienza con una etapa A. Los ciclos, por ejemplo ABC-ABC (preferidos) , ABC-BC, ABC-BC-BC, ACB-CB-CB, ABC-BAC -BC, o ABC-BC-ABC-BC, etc., se repiten tantas veces como sea necesario para desarrollar la red de fracturas deseada. La relación entre los volúmenes, en cualquier ciclo, de fluido en la etapa C y el fluido en la etapa B es menor que alrededor de 1/10, preferentemente entre alrededor de 1/100 y alrededor de 1/10. El limite superior del volumen total de fluido en la etapa C de cada ciclo de tratamiento (antes de redirigir el tratamiento a otro intervalo del pozo) es alrededor de 64 m3 (400 bbl); se puede usar tan poco como alrededor de 10 m3 de fluido. Cualquier ciclo puede incluir opcionalmente una etapa A y opcionalmente le puede seguir una etapa D, donde un gel con apuntalante grueso (por ejemplo entre alrededor de 0.4 y alrededor de 1 mm (preferentemente entre alrededor de 0.42 y alrededor de 0.84 mm) ) se bombea para apuntalar la fractura primaria y asegurarse de que tenga una alta conductividad. A cualquier etapa D le sigue opcionalmente una etapa E, bombeo de un agente de control de recuperación del apuntalante, por e . , apuntalante revestido con resina o cualquier otro agente de control de apuntalante conocido en la técnica, tal como fibras, y finalmente con un enjuague opcional, etapa F. Agua, salmuera o un fluido que es igual o similar al fluido de cualquier etapa A se puede usar para el enjuague; el enjuague por lo general es alrededor del volumen del pozo desde la boca del pozo hasta la parte superior o inferior del intervalo perforado que se está tratando (aumento o reducción entre alrededor de 3 y alrededor de 100 bbl (entre alrededor de 18 y alrededor de 65 m3) . El fluido de cualquier etapa D tiene una viscosidad de entre alrededor de 1 y alrededor de 1000 mPa*s a una velocidad de corte de 100 s"1; el fluido en cualquier etapa E tiene una viscosidad de entre alrededor de 1 y alrededor de 50 mPa-s a una velocidad de corte de 100 s 1.

El fluido de cada etapa A, etapa B, etapa C, etapa D, o etapa E no tiene que ser idéntico al fluido de cualquier otra etapa A, etapa B, etapa C, etapa D, o etapa E. Luego del final del tratamiento y el cierre de la fractura, los tapones de fluido creados por las etapas C para el desvio se degradan naturalmente o se destruyen con trituradoras oxidativas u otros tipos, que reducen la viscosidad del fluido. Esto abre las regiones originalmente fracturadas del depósito y proporciona transporte de hidrocarburos u otro tipo de fluidos al pozo, potenciando la producción.

Los ejemplos ilustrados a continuación ilustran la transportabilidad de un fluido viscosificado en un fluido de lechada que tiene una densidad similar (Ejemplo 1) ; obturación de un sistema colector (que simula una red compleja de fracturas) con una criba de fluido viscosificado (Ejemplo 2 ) ; y degradación del tapón en el tiempo en presencia de una trituradora oxidativa (Ejemplo 3). Los ejemplos se presentan a los efectos de ilustrar las modalidades preferidas de la invención y no constituyen limitación alguna al alcance de la invención.

Ejemplo 1: Se colocó una criba de fluido preparada a partir de un gel guar reticulado con borato, que tiene una concentración de guar de 6 g/L (50 lb/1000 gal) en una ranura de depósito Plexiglás de dimensiones 1000 x 300 x 4 mm, por encima de una criba de lechada de densidad similar que contiene 0.05 por ciento en peso de un reductor de fricción de poliacrilamida . No se observó una difusión de cribas durante el tiempo experimental de 4 horas a temperatura ambiente. La criba viscosa permaneció consolidada y flotó hacia la criba de lechada sin depositarse.

Ejemplo 2: Se estudió el comportamiento de una criba viscosa que se transporta en un tubo horizontal. Se probó un régimen de flujo de fluido laminar. Estos datos se pueden usar para evaluar el transporte de cribas dentro de una fractura. Para poder investigar las dependencias del transporte de cribas, se construyó una instalación especial. Consiste en un tubo de agua de plástico transparente (35 m de longitud y 18 mm de ID) , sistemas para la inyección de la criba viscosa y de un fluido base, una bomba de agua, y dos fotosensores (uno al principio y otro al final del tubo) para determinar la longitud de la criba viscosa y un sistema de adquisición de datos. Se usó un bucle especial para la inyección de cribas del fluido viscoso. Una criba viscosa de una composición deseada se cargó en el bucle de inyección de criba antes del experimento y se aisló de la linea principal mediante válvulas. El fluido base se bombeó a través del tubo durante varios minutos hasta que el flujo de fluido base se estabilizó. Una vez lograda la estabilización de flujo, este se dirigió al bucle de inyección de muestra de criba y una criba viscosa se bombeó en el sistema.

Las cribas de fluido viscoso se prepararon a partir de un gel guar reticulado con borato que tiene una concentración de guar de 6 g/L (50 lb/1000 gal) y se tiñeron con fenolftaleina para su visualización; se usó un fluido base, lechada, que contiene 0.05 % en peso de un reductor de fricción de poliacrilamida . Las cribas de fluido viscoso y lechada se bombearon y se estudió la dilatación de la criba durante en transporte dentro del tubo. La velocidad de flujo de la lechada fue 8.1 L/min, lo que corresponde a una velocidad lineal de 43.6 cm/seg. El experimento mostró que las velocidades promedio de criba de fluido viscoso fueron 42 cm/seg. La diferencia entre las velocidades del fluido base y la criba viscosa fue causada por un efecto de digitación donde el fluido más denso y más viscoso se transportó con una velocidad menor con relación a la velocidad de fluido base. Las longitudes de criba inyectadas iniciales fueron 215+20 cm. Las longitudes de criba finales al final del tubo fueron 250±24 cm. No se observó una dilatación de criba relevante durante el transporte dentro del tubo cuando el flujo fue laminar. Estos experimentos muestran que es posible transportar cribas de fluidos viscosos dentro de una fractura; las cribas no se dispersaron significativamente en condiciones que simulan las condiciones de flujo dentro de una fractura.

Ejemplo 3: Un colector [3] tal como se muestra en la Figura 2 se construyó usando tubos Swagelok con diámetros exteriores varían de 6.35 mm (0.25 pulgadas) hasta 1.59 mm (1/16 pulgadas) . La Figura 3 muestra los resultados de pruebas donde la presión dentro del tubo se gráfica en comparación con el tiempo. La misma lechada que se usa en los Ejemplos 1 y 2 se bombeó a través del colector con una bomba Knauer [1] a 0.5 1/min de velocidad de flujo con presiones que por lo general no exceden 138 kPa (20 psi) . Las cribas de gel reticulado usadas en los Ejemplos 1 y 2 luego se colocan en el tanque de suspensión [2] y se siguió la presión durante el bombeo; la presión aumentó hasta 1007 kPa (146 psi), y a esa presión el disco de ruptura de liberación de presión [4] se rompió. El sistema colector emula una red compleja de fracturas durante la etapa de desvío, y el disco de ruptura rompe la fracturación simulada de una zona no estimulada del depósito debido al aumento de presión ne

Claims (15)

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito entonces nuestra invención, se reivindica lo siguiente:

1. Un método para fracturar una formación subterránea que comprende un primer ciclo que comprende (a) inyectar una almohadilla de fluido que tiene una viscosidad menor que alrededor de 50 mPa-s a una velocidad de corte de 100 s_1 en condiciones ambiente, (b) inyectar una solución apuntalante que tiene una viscosidad menor que alrededor de 50 mPa · s a una velocidad de corte de 100 s-1 en condiciones ambiente, (c) inyectar un fluido espeso que tiene una viscosidad mayor que alrededor de 50 mPa-s a una velocidad de corte 100 s"1 en condiciones ambiente, y uno o más ciclos posteriores que comprenden la repetición de los pasos (b) y (c) .

2. El método de la reivindicación l o 2, donde el fluido espeso tiene una viscosidad menor que alrededor de 20 mPa-s cuando se bombea y luego se espesa.

3. El método de la reivindicación 2, donde el depósito contiene carbonato y el fluido espeso es inicialmente ácido y/o la permeabilidad de la formación es menor que alrededor de 1 mD.

. El método de cualquiera de las reivindicaciones anteriores, donde el fluido espeso comprende adicionalmente un apuntalante.

5. El método de cualquiera de las reivindicaciones anteriores, donde el volumen total del fluido inyectado en los pasos (b) comprende al menos el 75 por ciento del volumen total de fluido inyectado en el tratamiento.

6. El método de cualquiera de las reivindicaciones anteriores, donde al menos uno de los fluidos inyectadas comprende materiales sólidos degradables que se seleccionan del grupo que consiste en ácido poliláctico, ácido poliglicólico, copolímeros de ácido poliláctico y ácido poliglicólico, copolímeros de ácido glicólico con otros ácidos hidroxi-carboxílieos o restos que contienen ácido hidroxicarboxilico, copolímeros de ácido láctico con otros ácidos hidroxi-carboxílicos o restos que contienen ácido hidroxicarboxilico y mezclas de los mismos.

7. El método de la reivindicación 11, donde los materiales degradables se usan en forma de fibras, placas, lascas, perlas y combinaciones de las mismas.

8. El método de la reivindicación 1, donde el fluido del paso (a) o el fluido del paso (b) o ambos, comprenden un agente reductor de fricción.

9. El método de la reivindicación 1, donde el fluido del o los pasos (c) comprende menos que alrededor de 0.024 kg de apuntalante por litro de fluido limpio.

10. El método de la reivindicación 1, donde a uno o más ciclos los sigue una inyección de un fluido que tiene una viscosidad mayor que alrededor de 50 mPa*s a una velocidad de corte de 100 s"1 en condiciones ambiente y comprende un apuntalante grueso.

11. El método de la reivindicación 1, que comprende un paso final de inyectar un fluido de enjuague.

12. El método de la reivindicación 1, donde al menos a un paso (b) luego del primer paso (b). le antecede un paso (a) .

13. El método de la reivindicación 1, donde a cada paso (b) le antecede un paso (a) .

14. El método de la reivindicación 1, donde el volumen total del fluido inyectado en el paso (c) comprende menos que el 10 por ciento del volumen total de fluido inyectado en el tratamiento .

15. El método de la reivindicación 1, donde en cada ciclo la relación entre el volumen del fluido en la etapa C y el volumen de fluido en la etapa B es menor que alrededor de 1/10.