MX2014009981A

MX2014009981A - Metodo de tratamiento de un sondeo de intervalos multiples.

Info

Publication number: MX2014009981A
Application number: MX2014009981A
Authority: MX
Inventors: Loyd Eddie East Jr; Nicholas Hubert Gardiner; Sharlene Dawn Lindsay
Original assignee: Halliburton Energy Serv Inc
Priority date: 2012-04-09
Filing date: 2013-03-13
Publication date: 2014-10-24
Also published as: PL410259A1; US20150027692A1; US9725998B2; IN2014DN07327A; GB201414390D0; US8887803B2; CA2868337C; GB2520585B; AU2013246411B2; GB2520585A; WO2013154727A2; CA2868337A1; WO2013154727A3; AR090627A1; US20130264054A1; AU2013246411A1

Abstract

Se describe un método para dar servicio a una formación subterránea, que comprende proporcionar un sondeo que penetra la formación subterránea y que tiene un sarta de entubado colocada en ésta, la sarta de entubado comprende una pluralidad de puntos de entrada, en donde cada uno de la pluralidad de puntos de entrada proporciona una ruta de una comunicación fluida desde la sarta de entubado hacia la formación subterránea, introduciendo un fluido de tratamiento dentro de la formación subterránea vía una primera trayectoria de flujo, y desviando el fluido de tratamiento desde la primera trayectoria de flujo hacia la formación, a una segunda trayectoria de flujo en la formación.

Description

METODO DE TRATAMIENTO DE UN SONDEO DE INTERVALOS MULTIPLES ANTECEDENTES DE LA INVENCION Los pozos productores de hidrocarburos frecuentemente son estimulados por operaciones de fracturación hidráulica, en donde un fluido de servicio tal como un fluido de fracturación o un fluido de perforación puede ser introducido dentro de una porción de una formación subterránea penetrada por un sondeo a una presión hidráulica suficiente para crear o aumentar al menos una fractura en éste. Tal tratamiento de estimulación de la formación subterránea puede incrementar la producción de hidrocarburos desde el pozo.

En algunos pozos de sondeo, puede ser deseable crear selectivamente múltiples fracturas a lo largo de un sondeo a una distancia separada de la otra, accediendo a múltiples "zonas explotables". Las múltiples fracturas deben cada una tener conductividad adecuada, de modo que la mayor cantidad posible de hidrocarburos en un yacimiento de petróleo y gas puede ser producida desde el sondeo. Algunas zonas explotables pueden extenderse a una distancia sustancial a lo largo de la longitud de un sondeo.

Con el fin de inducir adecuadamente la formación de fracturas dentro de tales zonas de una manera eficiente, puede ser ventajoso introducir un fluido de estimulación vía REF. 250341 múltiples puntos de entrada hacia la formación, estando colocado cada uno de los puntos de entrada a lo largo del sondeo y adyacentes a múltiples zonas. Tratar individualmente cada zona puede consumir tiempo y puede necesitar equipo adicional, por ejemplo, para aislar los puntos de entrada adyacentes al punto de entrada utilizado para tratar una zona particular. Además, puede también ser ventajoso introducir un fluido de estimulación dentro de una formación para re-fracturar una o más formaciones o zonas previamente fracturadas de la misma (por ejemplo, para extender o crear nuevas fracturas dentro de la formación) . Tales tratamientos de re-fracturación, por razones similares, pueden también consumir tiempo, y pueden también necesitar equipo adicional.

Como tal, existe una necesidad para un método y el equipo asociado que permitirá que un operador introduzca un fluido de estimulación dentro de múltiples zonas de formación, por ejemplo, vía múltiples puntos de entrada, para crear fracturas en una operación simple, mientras que se asegura la distribución adecuada del fluido de tratamiento. Particularmente, existe una necesidad para un método y el equipo asociado, que permitirán a un operador introducir un fluido de estimulación dentro de las múltiples zonas de formación, sin necesitar que cada zona sea individualmente tratada.

BREVE DESCRIPCION DE LA INVENCION En la presente se describe un método de servicio a una formación subterránea, que comprende proporcionar un sondeo que penetra la formación subterránea y que tiene una sarta de entubado en éste, la sarta de entubado comprende una pluralidad de puntos de entrada, en donde cada uno de la pluralidad de puntos de entrada proporciona una ruta a una comunicación de fluido desde la sarta de entubado hacia la formación subterránea, introduciendo un fluido de tratamiento dentro de la formación subterránea por medio de una primera trayectoria de flujo, y desviando el fluido de tratamiento desde la primera trayectoria de flujo dentro de la formación, a una segunda trayectoria de flujo dentro de la formación.

Se describe también en la presente un método para dar servicio a una formación subterránea, que comprende proporcionar una pluralidad de puntos de entrada dentro de la formación subterránea asociados con una primera etapa de una operación de servicio al sondeo, la introducción de un fluido de tratamiento compuesto dentro de la formación subterránea vía un primero de la pluralidad de puntos de entrada dentro de la formación, asociados con la primera etapa, introduciendo un fluido de desviación dentro del primero de la pluralidad de puntos de entrada en la formación, en donde la introducción de un fluido de desviación dentro del primero de la pluralidad de puntos de entrada en la formación, asociado con la primera etapa, provoca que el fluido de tratamiento compuesto sea desviado desde el primero de la pluralidad de puntos de entrada asociados con la primera etapa a un segundo de la pluralidad de puntos de entrada asociados con la primera etapa, e introduciendo el fluido de tratamiento compuesto dentro de la formación subterránea vía el segundo de la pluralidad de puntos de entrada en la formación asociada con la primera etapa.

BREVE DESCRIPCION DE LAS FIGURAS Para un entendimiento más completo de la presente descripción y las ventajas de la misma, se hace referencia ahora a la siguiente descripción breve, tomado en conjunto con las figuras anexas y la descripción detallada: La Figura 1 es una vista en corte parcial de una modalidad de un ambiente en el cual puede ser empleado un método de tratamiento de intervalos múltiples; La Figura 2 es una representación esquemática de un método de tratamiento de intervalos múltiples; La Figura 3A es una vista en corte de una modalidad de un pozo de un sondeo que penetra una formación subterránea, el sondeo tiene una sarta de entubado que no tiene puntos de entrada a la formación subterránea; La Figura 3B es una vista en corte de una modalidad de la provisión de uno o más puntos de entrada dentro de la sarta de entubado de la Figura 3A; La Figura 4A es una vista en corte de una modalidad de un sondeo que penetra una formación subterránea, el sondeo tiene una sarta de entubado que tiene una pluralidad de ventanas de entubado que pueden ser configuradas para proporcionar un punto de entrada a la formación subterránea; La Figura 4B es una vista en corte de una modalidad de la provisión de uno o más puntos de entrada dentro de la sarta de entubado de la Figura 4A; La Figura 5 es una vista en corte de una modalidad de un sondeo que penetra una formación subterránea, el sondeo tiene una sarta de entubado que tiene una pluralidad de puntos de entrada a la formación; La Figura 6A es una vista en corte de una modalidad de la provisión separada de múltiples componentes de un fluido de tratamiento compuesto dentro de una porción en el fondo del pozo de un sondeo; La Figura 6B es una vista en corte de una modalidad alternativa de la provisión separada de múltiples componentes de un fluido de tratamiento compuesto dentro de una porción en el fondo del pozo de un sondeo; La Figura 7A es una vista en corte de una modalidad de un fluido de tratamiento compuesto que es introducido dentro de una formación subterránea vía una primera trayectoria de fluje- La Figura 7B es una vista en corte de una modalidad de un tapón de desviador que se forma dentro de la primera trayectoria de flujo en la formación de la Figura 7A; La Figura 7C es una vista en corte de una modalidad de un fluido de tratamiento compuesto que es introducido en una formación subterránea vía una segunda trayectoria de flujo siguiendo la formación del tapón desviador de la Figura 7B; La Figura 7D es una vista en corte de una modalidad alternativa de un tapón de desviador que se forma dentro de la primera trayectoria de flujo en la formación de la Figura 7A; y La Figura 7E es una vista en corte de una modalidad alternativa de un fluido de tratamiento compuesto que es introducido en la formación subterránea vía una segunda trayectoria de flujo siguiendo la formación del tapón desviador de la Figura 7D.

DESCRIPCION DETALLADA DE LA INVENCION En las Figuras y en la descripción siguiente, las partes similares son típicamente marcadas a todo lo largo de la especificación y figuras con los mismos números de referencia, respectivamente. Además, los números de referencia similares pueden referirse a componentes similares en diferentes modalidades descritas en la presente. Las Figuras de los dibujos no están necesariamente a escala. Ciertas características de la invención pueden ser mostradas exageradas en escala o en forma algo esquemática, y algunos detalles de los elementos convencionales pueden no ser mostrados en el interés de claridad y concisión. La presente invención es susceptible a modalidades de diferentes formas. Las modalidades específicas son descritas con detalle y son mostradas en las Figuras, con el entendimiento de que la presente descripción no está destinada a limitar la invención a las modalidades ilustradas y descrita aquí. Se debe reconocer plenamente que las diferentes enseñanzas de las modalidades discutidas aquí pueden ser empleadas separadamente o en cualquier combinación adecuada para producir los resultados deseados.

A no ser que se especifique de otro modo, el uso de los términos "conectar", "acoplar", "unir", "adherir" o cualquier otro término similar que describe una interacción entre elementos, no se pretende que limite la interacción a la interacción directa entre los elementos, y puede también incluir la interacción indirecta entre los elementos descritos.

A no ser que se especifique de otro modo, el uso de los términos "arriba", "superior", "con dirección hacia arriba", "arriba del pozo", "corriente arriba" o términos similares, serán considerados en general como desde la formación hacia la superficie o hacia la superficie de un cuerpo de agua; de igual modo, el uso de "abajo", "inferior", "hacia abajo", "en el fondo del pozo", "corriente abajo", u otros términos similares, serán considerados como en general hacia la formación lejos de la superficie o lejos de la superficie de un cuerpo de agua, no obstante de la orientación del sondeo. No se considerará que el uso de uno o más de los términos anteriores denote posiciones a lo largo de un eje perfectamente vertical.

A no ser que se especifique de otro modo, el uso del término "formación subterránea" será considerado como que abarca las áreas por debajo de la tierra expuesta y áreas por debajo de la tierra, cubiertas por agua tales como un océano o agua dulce.

En la presente se describen las modalidades de los métodos de servicio de sondeo, así como los aparatos y sistemas que pueden ser utilizados en la realización de los mismos. Particularmente, en la presente se describen una o más modalidades de un método de tratamiento de intervalos múltiples (MIT, por sus siglas en inglés) . En una modalidad, el método MIT, como será descrito en la presente, permitirá que un operador introduzca un tratamiento (por ejemplo, un fluido de estimulación, tal como un fluido de fracturación) dentro de múltiples zonas de una formación subterránea, por ejemplo, vía múltiples puntos de entrada, en una etapa de tratamiento simple, por ejemplo una etapa de tratamiento continua (por ejemplo, sin la necesidad de reconfigurar una herramienta en el fondo del pozo entre el tratamiento de zonas sucesivas) . Particularmente, el método MIT o un método de tratamiento similar pueden permitir que un operador introduzca un fluido de tratamiento dentro de múltiples zonas de la formación, sin necesitar que cada zona sea individualmente tratada.

Con referencia a la Figura 1, se ilustra una modalidad de un ambiente de operación en el cual tal aparato y/o sistema de servicio de sondeo puede ser empleado. Se nota que aunque algunas Figuras pueden ejemplificar sondeos horizontales o verticales, los principios de los métodos, aparatos y sistemas descritos en la presente pueden ser similarmente aplicables a configuraciones de sondeo horizontales, configuraciones de sondeo verticales, convencionales, y combinaciones de los mismos. Por lo tanto, la naturaleza horizontal o vertical de cualquier Figura no debe ser considerada como limitante del sondeo a alguna configuración particular.

Con referencia a la modalidad de la Figura 1, el ambiente de operación comprende en general un sondeo 114 que penetra una formación subterránea 102 que comprende una pluralidad de zonas de formación 2, 4, 6, 8, 10, 12, 14, 16, 18 y 20 para el propósito de recuperar hidrocarburos, almacenar hidrocarburos, disponer de dióxido de carbono o similares. El sondeo 114 puede ser perforado en la formación subterránea 102 utilizando cualquier técnica de perforación adecuada. En una modalidad, una sondeadora de perforación o de servicio comprende una torre de perforación con un piso de sondeadora a través del cual puede ser colocada una sarta de trabajo (por ejemplo, una sarta de perforación, una sarta herramental, una sarta de tubería segmentada, una sarta de tubería unida, o cualquier otro transporte adecuado, o combinaciones de los mismos) que define en general un sondeo axial, dentro o parcialmente dentro del sondeo 114. En una modalidad, tal sarta de trabajo puede comprender dos o más sartas concéntricamente colocadas de tubo o tubería (por ejemplo, una primera sarta de trabajo puede ser colocada dentro de una segunda sarta de trabajo) . La sondeadora de perforación o de servicio puede ser convencional y puede comprender una grúa impulsada por motor y otro equipo asociado para hacer descender la sarta de trabajo dentro del sondeo 114. Alternativamente, una sondeadora de reacondicionamiento móvil, una unidad de servicio de sondeo, (por ejemplo, unidades de tubería enrolladas) , o similar, puede ser utilizada para hacer descender la sarta de trabajo dentro del sondeo 114. En tal modalidad, la sarta de trabajo puede ser utilizada en la perforación, es imulación, completación o para dar servicio de otro modo al sondeo, o combinaciones de los mismos.

El sondeo 114 puede extenderse sustancialmente de manera vertical lejos de la superficie de la tierra sobre una porción de sondeo vertical, o puede desviarse a un ángulo de la superficie de la tierra 104 sobre una porción de sondeo desviada u horizontal. En modalidades de operación alternativas, las porciones o sustancialmente todo el sondeo 114 pueden ser verticales, desviadas, horizontales y/o curvadas, y tal sondeo puede ser revestido, no revestido, o combinaciones de los mismos.

Con referencia a la Figura 2, una modalidad del método MIT 1000 es descrito. En la modalidad de la Figura 2, el método MIT 1000 comprende en general los pasos de seleccionar una primera etapa de tratamiento 1100; proporcionando un sondeo que tiene una pluralidad de puntos de entrada (POEs) 1200; la preparación para la introducción de un fluido de tratamiento vía los POEs de la primera etapa 1300; la formación de un fluido de tratamiento compuesto dentro del sondeo próximo a la primera etapa de tratamiento 1400; la introducción del fluido de tratamiento compuesto dentro de la formación vía una primera trayectoria de flujo de la primera etapa de tratamiento en la formación 1500; en monitoreo del inicio de la fractura y/o la extensión dentro de la formación próxima y/o sustancialmente adyacente a los POEs de la primera etapa de tratamiento 1600; la desviación del fluido de tratamiento desde la primera trayectoria de flujo de la primera etapa de tratamiento en la formación hacia una segunda trayectoria de flujo de la primera etapa de tratamiento en la formación 1700.

En una modalidad, el método MIT 1000 puede comprender además continuar introduciendo el fluido de tratamiento en la formación vía la segunda trayectoria de flujo de la primera etapa de tratamiento en la formación; y la desviación del fluido de tratamiento desde la segunda trayectoria de flujo de la primera etapa de tratamiento en la formación hacia una tercera trayectoria de flujo de la primera etapa de tratamiento en la formación.

En una modalidad adicional, uno o más de los pasos de selección de una segunda etapa, la preparación para la introducción del fluido de tratamiento vía los POEs de la segunda etapa de tratamiento, la formación del fluido de tratamiento compuesto dentro del sondeo próximo a la segunda etapa de tratamiento, la introducción del fluido de tratamiento compuesto en la formación vía una primera trayectoria de flujo de la segunda etapa en la formación, el monitoreo del inicio y/o extensión de la fractura dentro de la formación próxima y/o sustancialmente adyacente a la segunda etapa de tratamiento, y la desviación del fluido de tratamiento desde la primera trayectoria de flujo de la segunda etapa en la formación, hacia una segunda trayectoria de flujo de la segunda etapa en la formación, puede ser realizada con respecto a la segunda etapa de tratamiento, como por ejemplo, como se describe en la presente con respecto a la primera etapa de tratamiento.

En diversas modalidades y como se describirá en la presente, el método MIT 1000 puede ser aplicable a los sondeos recién completados, a los sondeos previamente completados que no han sido previamente estimulados o sometidos a producción, a los sondeos previamente completados que no han sido previamente estimulados, pero han sido previamente sometidos a producción, a los sondeos que han sido previamente estimulados pero han sido previamente sometidos a producción, o combinaciones de los mismos.

En una modalidad, la formación 102 puede ser tratada en una o más etapas de tratamiento. Como se utiliza en la presente, el término "etapa de tratamiento" se refiere en general a dos o más POEs que son sometidos a un fluido de tratamiento (por ejemplo, el fluido de fracturación) de manera sustancial contemporáneamente, como se describirá en la presente. Como se utiliza en la presente, el término "punto de entrada" o "POE (, por sus siglas en inglés )" se refiere en general a un sitio dentro de un sondeo que permite el acceso, en la forma de comunicación fluida, hacia y/o desde la formación próxima y/o sustancialmente adyacente al mismo. En una modalidad, una primera, segunda, tercera, cuarta, quinta, etc., etapa de tratamiento puede ser seleccionada para comprender múltiples POEs (por ejemplo, el paso 1100 en la modalidad del método MIT 1000 de la Figura 2) . En una modalidad, cada etapa de tratamiento puede comprender dos, tres, cuatro, cinco, seis, siete, ocho, nueve, diez, 15, 20 o más POEs. Adicionalmente, en una modalidad, los POEs de una etapa dada pueden permitir el acceso, en la forma de comunicación fluida, a una, dos, tres, cuatro, cinco, seis, siete, ocho, nueve, diez o más zonas de formación. Los POEs de una etapa de tratamiento dada pueden en general estar adyacentes a uno o más de otros POEs de la misma etapa de tratamiento.

En una modalidad, un sondeo, por ejemplo, un sondeo 114 ilustrado en la Figura 1, el sondeo 114 tiene una pluralidad de POEs por los cuales acceder a la formación o formaciones penetradas por el sondeo, por ejemplo, la formación 102 ilustrada en la Figura 1 (por ejemplo, el paso 1200 en la modalidad del método MIT 1000 de la Figura 2) puede ser proporcionado. En una modalidad, los POEs de una etapa dada (por ejemplo, la primera) pueden ser proporcionados (por ejemplo, como se describirá más adelante en la presente) y la formación y/o las zonas de los mismos, asociadas con tal etapa, pueden ser tratadas (por ejemplo, como se describirá en la presente) antes de la provisión de los POEs de otra etapa posterior (por ejemplo, una segunda, tercera, cuarta etc.). Alternativamente, en modalidades donde uno o más POEs están ya presentes dentro del sondeo, la formación y/o las zonas del mismo pueden ser servidas como una etapa de tratamiento simple (por ejemplo, de tal manera que todos los POEs ya presentes son incluidos dentro de la etapa de tratamiento) .

Con referencia nuevamente a la Figura 1, en una modalidad, el sondeo 114 puede ser al menos parcialmente forrado con una sarta de entubado 120 que define en general una perforación de flujo axial 121. En una modalidad, alguna porción de la sarta de entubado 120 puede comprender un revestidor. Adicional o alternativamente, el sondeo puede comprender dos o más sartas de entubado, al menos una porción de una primera sarta de entubado es concéntricamente colocada dentro de al menos una porción de una segunda sarta de entubado. En una modalidad alternativa, al menos una porción de un sondeo como el sondeo 114 puede permanecer no forrada. La sarta de entubado 120 puede ser asegurada en posición dentro del sondeo 114 de una manera convencional con cemento 122, alternativamente, la sarta de entubado 120 puede ser parcialmente cementada dentro del sondeo, o alternativamente, la sarta de entubado puede ser no cementada. Por ejemplo, en una modalidad alternativa, una porción del sondeo 114 puede permanecer no cementada, pero puede emplear uno o más empaquetadores (por ejemplo, empaquetadores mecánicos o empaquetadores hinchables, tales como SwellpackersMR, comercialmente disponibles de Halliburton Energy Services, Inc.) . Para aislar dos o más porciones, zonas o etapas adyacentes dentro del sondeo 114. En una modalidad, donde la sarta de entubado comprende un revestidor, el revestidor puede ser colocado dentro de una porción del sondeo 114, por ejemplo, descendida dentro del sondeo 114 suspendido desde la sarta de trabajo. En tal modalidad, la sarta de entubado (por ejemplo, el revestidor) puede ser suspendida desde la sarta de trabajo por un colgador de revestidor o similar. Tal colgador de revestidor puede comprender cualquier tipo adecuado de configuración de colgador de revestidor, como será apreciado por una persona experta en la técnica, con la ayuda de esta descripción.

En una modalidad, como puede ser apreciado por una persona experta en la técnica, después de observar esta descripción, una sarta de entubado o revestidor, tal como la sarta de entubado 120, puede comprender en general un tubo o tubular, el cual puede comprender una pluralidad de juntas o secciones, y que pueden ser colocadas dentro del sondeo para el propósito de mantener la integridad de la formación, previniendo el colapso del sondeo, controlando los fluidos de la formación, previniendo las pérdidas no deseadas del fluido hacia la formación, o similares. Como tal, la sarta de entubado 120 puede ser configurada para prevenir la comunicación de fluido no pretendida entre el sondeo axial 121 y la formación 102. Como tal, en una modalidad, un POE puede comprender una ruta de comunicación de fluido a través de la sarta de entubado 120. Adicionalmente , donde la sarta de entubado es rodeada por y/o asegurada con cemento, (por ejemplo, una coraza de cemento 122 que rodea la sarta de entubado 120 como se ilustra en la Figura 1) , el POE puede comprender además una ruta de comunicación fluida a través del cemento. En diversas modalidades como se describirá en la presente, tal POE puede tomar una o más de varias formas, como puedan ser adecuadas.

En una modalidad, los POEs pueden estar previamente ausentes de la sarta de entubado 120. En tal modalidad, un número adecuado y configuración de POEs puede ser introducido en o de otro modo proporcionado dentro de la sarta de entubado 120, por ejemplo, para permitir el acceso a la formación 102 y/o a una zona para el mismo (por ejemplo, la zona de formación 2, 4, 6, 8, 10, 12, 14, 16, 18 y/o 20). Por ejemplo, como se anotó anteriormente, en una modalidad el método MIT puede ser aplicable a los sondeos recién completados (es decir, las nuevas completaciones) y/o a los sondeos o zonas que fueron previamente completados pero nunca han sido sometidos a producción (por ejemplo, los fluidos nunca han sido producidos de la formación vía el sondeo o las zonas), y/o nunca haber sido estimulados (por ejemplo, vía una operación de tratamiento de formación, tal como una operación de fracturación y/o perforación) . En tal modalidad, los POEs pueden estar ausentes de la sarta de entubado 120. Con referencia ahora a la Figura 3A, se ilustra una modalidad de un sondeo 114 que tiene una sarta de entubado 120 sin POEs (por ejemplo, de los cuales están ausentes los POEs) , por ejemplo, una nueva completación . En la modalidad de la Figura 3A, donde la sarta de entubado 120 no comprende POEs, los POEs pueden ser introducidos dentro de o de otro modo proporcionados dentro de la sarta de entubado 120.

En una modalidad, un POE puede comprender una o más perforaciones y/o grupos de perforaciones (por ejemplo, una pluralidad de perforaciones asociadas o colocadas cercanamente) . Como puede ser apreciado por una persona experta en la técnica después de observar esta descripción, las perforaciones se refieren en general a aberturas que se extienden a través de las paredes de un entubado y/o revestidor, a través de la coraza de cemento que rodea el entubado o el revestidor (cuando están presentes) y, en algunas modalidades, dentro de la formación.

En una modalidad, la formación de perforaciones puede ocurrir mediante cualquier método o aparato adecuado. Por ejemplo, en una modalidad, las perforaciones pueden ser formadas por un aparato de chorro de fluido (por e emplo, una herramienta de chorro hidráulico) . Un aparato de chorro de fluido adecuado y la operación del mismo se describe en cada una de la publicación de los Estados Unidos No. 2011/0088915 a Stanojcic et al., la Publicación No. 2010/0044041 a Smith et al., y Patente de los Estados Unidos No. 7,874,365 a East et al., cada una de las cuales se incorpora por referencia en la presente en su totalidad.

Con referencia a la Figura 3B, se ilustra una modalidad de un aparato de chorro de fluido 180 en la operación dentro del sondeo 114. En la modalidad de la Figura 3B, el aparato de chorro de fluido es suspendido dentro del sondeo axial 121 de la sarta de entubado 120 desde una sarta de trabajo adecuadas 170, la sarta de trabajo 170 define en general un sondeo axial 171. En tal modalidad, la sarta de trabajo 170 puede comprender una sarta de tubería enrollada, una sarta de perforación, una sarta herramental, una sarta de tubería segmentada, una sarta de tubería unida, o cualquier otra transportación adecuada, o una combinación de las mismas. En una modalidad, el aparato de chorro de fluido 180 es selectivamente configurable para distribuir un volumen relativamente bajo, una corriente de fluido a presión relativamente alta (por ejemplo, como podría ser adecuado para una operación de perforación) y para distribuir un volumen relativamente alto, una corriente de fluido a presión relativamente baja (por ejemplo como podría ser adecuado para una operación de fracturación) . En la modalidad de la Figura 3B, el aparato de chorro de fluido 180 está configurado para una operación de perforación, por ejemplo, por la introducción de un miembro de obturación 185 (por ejemplo, vía una bola o dardo) dentro de la sarta de trabajo y la circulación delantera del miembro de obturación 185 para acoplarse a un asiento o deflector dentro del aparato de chorro de fluido 180, y con esto configurar el aparato de chorro de fluido 180 para la operación de perforación (por ejemplo, mediante la provisión de una ruta de comunicación de fluido vía uno o más de los orificios de chorro de fluido o por el obscurecimiento de una ruta de comunicación de fluido vía una o más compuertas de fracturación de volumen relativamente alto) . El aparato de chorro de fluido 180 puede ser colocado próximo y/o sustancialmente adyacente a la zona de formación dentro de la cual va a ser introducida una perforación (por ejemplo un POE) (por ejemplo, la zona de formación 4, como se ilustra en la modalidad de la Figura 3B) y un fluido de perforación adecuado puede ser bombeado vía el orificio de flujo 171 de la sarta de trabajo 170 hacia el aparato de chorro de fluido 180. En diversas modalidades, el fluido puede comprender un material en partículas y/o abrasivo (por ejemplos materiales de apoyo, arena, finos de acero, partículas de vidrio y similares). El fluido puede ser bombeado a una velocidad y/o presión de tal manera que el fluido es emitido desde el aparato de chorro de fluido 180 vía los orificios de chorro de fluido (por ejemplo, chorros, boquillas, boquillas erosionables o similares) a una velocidad y/o presión suficientes para erosionar, someter a abrasión y/o degradar las paredes de la sarta de entubado 120 adyacente y/o próxima, y/o la funda de cemento 122 que rodea la sarta de entubado 120, y con esto forma una o más POEs 105 (por ejemplo, perforaciones). Adicionalmente , el fluido puede erosionar en la formación 102 o una zona de la misma (por ejemplo, las zonas de formación 2 y 4, como se ilustra en la modalidad de la Figura 3B) , por ejemplo, para iniciar así una fractura dentro de la formación 102. El fluido de perforación puede ser regresado a la superficie vía una trayectoria de flujo que comprende un espacio anular 125 entre la sarta de trabajo 170 y la sarta de entubado 120.

En una modalidad alternativa, las perforaciones pueden ser formadas por la operación de una pistola de perforación. Tal pistola de perforación puede ser configurada para detonar selectivamente una o más cargas explosivas y con esto penetrar las paredes del entubado o revestidor y/o el cemento, y para crear así la perforación. Una pistola de perforación adecuada puede ser llevada en posición dentro del sondeo vía una sarta de trabajo (por ejemplo, sarta de tubería enrollada) , una línea de cable, un tractor, mediante cualquier otro medio adecuado de transportación, como será apreciado por una persona experta en la técnica que observe esta descripción. En tal modalidad, la pistola de perforación puede ser descendida dentro del sondeo, por ejemplo, suspendida desde una sarta de trabajo como la sarta de trabajo 170 o una línea de cable, y accionada (por ejemplo, encendida) para formar las perforaciones.

En otra modalidad más, una sarta de entubado o revestidor puede ser perforada antes de la colocación dentro de un sondeo.

En una modalidad alternativa, un POE puede comprender una ventana de entubado y/o el montaje de puerta de entubado. Con referencia a la Figura 4A, una modalidad en la cual la sarta de entubado 120 comprende múltiples montajes de ventana de entubado 190, incorporados en la presente, es ilustrada. En la modalidad de la Figura 4A en la cual la sarta de entubado no es cementada dentro del sondeo 114, la sarta de entubado 120 también comprende una pluralidad de empaquetadores 130 (por ejemplo, empaquetadores mecánicos o empaquetadores hinchables tales como SwellPackersMR, comercialmente disponibles de Halliburton Energy Services) , utilizados para asegurar la sarta de entubado 120 dentro del sondeo 114 y para aislar los intervalos adyacentes del sondeo 114 y/o las zonas de formación adyacentes (por ejemplo, 2, 4, 6 y 8) . Como puede ser apreciado por una persona experta en la técnica después de observar esta descripción, el montaje de ventana de entubado puede en general referirse a un ensamblaje, que puede ser incorporado dentro de una sarta de entubado o revestidor, y que puede ser configurable para proporcionar una ruta de comunicación fluida entre el orificio de flujo axial del entubado y un exterior del entubado. En una modalidad, las ventanas de entubado pueden ser activables y/o desactivables, por ejemplo, de tal manera que las ventanas de entubado son selectivamente configurables para permitir y/o no permitir la comunicación de fluido. Por ejemplo, un montaje de ventana de entubado puede comprender en general un alojamiento que tiene una o más compuertas que proporcionan una ruta de comunicación de fluido entre el orificio de flujo axial del entubado y un exterior del entubado, dependiente del posicionamiento de un manguito de deslizamiento. El manguito de deslizamiento puede ser movible, con relación al alojamiento, desde una primera posición (por ejemplo, una posición cerrada) , en el cual el manguito de deslizamiento obstruye las compuertas, a una segunda posición (por ejemplo, como posición abierta) , en la cual el manguito de deslizamiento no obstruye las compuertas. Adicionalmente , en una modalidad, las compuertas pueden ser ajustadas con un dispositivo de alteración de presión de fluido, adecuado (por ejemplo, chorros, boquillas, boquillas erosionables , o similares) , por ejemplo, de tal manera que la comunicación de fluido vía el dispositivo de alteración de la presión de fluido puede erosionar y/o degradar una porción de la formación y/o, cuando está presente, una funda de cemento que rodea el montaje de ventana de entubado (por ejemplo en las modalidades donde está presente una funda de cemento) .

En diversas modalidades, las ventanas de entubado pueden ser activables y/o desactivables mediante cualquier método o aparato adecuado. Por ejemplo, en diversas modalidades, un montaje de ventana de entubado puede ser activable o desactivable (por ejemplo, mediante la transición del manguito de deslizamiento desde la primera hasta la segunda posición, o desde la segunda hasta la primera posición) por medio de una o más de una herramienta de desplazamiento mecánico, un miembro de obturación (por ejemplo, una bola o dardo) , una herramienta de línea de cable, una diferencial de presión, un disco de ruptura, un miembro de desviación (por ejemplo, un resorte) , o combinaciones de los mismos. Los montajes de ventana de entubado adecuados y los métodos de operación de los mismos se describen en cada una de la Publicación de los Estados Unidos No. 2011/0088915 a Stanojcic et al. y Publicación de los Estados Unidos No. 2010/0044041 a Smith et al., cada una de las cuales se incorpora en la presente en su totalidad.

En la modalidad de la Figura 4A, cada uno de los montajes de ventana de entubado 190 se ilustra en una configuración desactivada, por ejemplo, en una configuración en la cual la comunicación de fluido entre el orificio de flujo axial 121 del entubado 120 es deshabilitado. Con referencia a la Figura 4B, es ilustrada una modalidad de un medio mediante el cual cada uno de los montajes de ventana de entubado 190 pueden ser trasladados de la configuración desactivada a la configuración activada, en la cual la comunicación de fluido entre el orificio de flujo axial 121 de la sarta de entubado 120 y la formación, es permitida (por ejemplo, un montaje o medio de accionamiento para accionar una ventana de entubado) . En la modalidad de la Figura 4B, el montaje de ventana de entubado 190 es mostrado estando activado (por ejemplo, en transición) por una herramienta de desplazamiento mecánico 195. Las herramientas de desplazamiento mecánico adecuadas y los métodos de operación de las mismas, se describen en cada una de la Publicación de los Estados Unidos No. 2011/0088915 a Stabijcic et al. y Publicación de los Estados Unidos NO. 2010/0044041 a Smith et al., cada una de las cuales se incorpora por referencia en la presente en su totalidad. En la modalidad de la Figura 4B, la herramienta de desplazamiento mecánico 195 es suspendida dentro del orificio de flujo axial 121 de la sarta de entubado 120 desde una estación de trabajo adecuada 170, que define en general un orificio de flujo axial 171. En tal modalidad, la sarta de trabajo 170 puede comprender una sarta de tubería enrollada, una sarta de perforación, una sarta herramental, una sarta de tubería segmentada, una sarta de tubería unida, o cualquier otra transportación adecuada o combinaciones de las mismas. En la modalidad de la Figura 4B, la herramienta de desplazamiento mecánico 195 puede ser colocada dentro del sondeo 114 sustancialmente adyacente a un montaje de ventana de entubado, para ser activada y/o desactivada. La herramienta de desplazamiento mecánico 195 puede luego ser accionada, por ejemplo, mediante la introducción de un miembro de obturación 185 (por ejemplo, una bola o dardo) dentro de la estación de trabajo 170 y la circulación delantera del miembro de obturación 185 para acoplarse a un asiento o deflector 186 dentro de la herramienta de desplazamiento mecánico 195. Después de acoplar el asiento 186, el miembro de obturación puede obstruir el orificio de flujo a través de la herramienta de desplazamiento mecánico 195, con lo cual provoca que la presión sea aplicada al asiento para extender uno o más miembros extensibles 195a. La extensión de los miembros extensibles 195a, puede provocar que los miembros extensibles se acoplen a una estructura correspondiente o de acoplamiento, tal como uno o más trinquetes, llaves, retenes, perfiles, muescas o similares dentro del manguito de deslizamiento del montaje de ventana de entubado 190, próxima, y con esto acoplar el manguito de deslizamiento 190a. Con la herramienta de desplazamiento mecánico 195 acoplada al manguito de deslizamiento 190a del montaje de ventana de entubado 190, el movimiento de la sarta de trabajo 170 (y de este modo, la herramienta de desplazamiento mecánico 195) con respecto al montaje de ventana de entubado 190 puede desplazar el manguito de deslizamiento 190a, con lo cual se cubren o se descubren las compuertas 191 del montaje de ventana de entubado (por ejemplo, ventanas o puertas) 190, con lo cual se permite o se deshabilita la comunicación de fluido. En tal modalidad, el movimiento del montaje de ventana de entubado 190a de un montaje particular de ventana de entubado, puede proporcionar un POE.

En modalidades alternativas, un aparato de chorro de fluido 180 puede ser activado y/o desactivado mediante cualquier método o aparato adecuado. Los métodos y aparatos adecuados pueden ser apreciados por una persona experta en la técnica, después de observar esta descripción.

En una modalidad alternativa, uno o m s POEs pueden estar ya presentes dentro de un sondeo. Por ejemplo, como se anotó anteriormente, en una modalidad alternativa, el método MIT puede ser aplicable a los sondeos que han sido previamente estimulados y/o sometidos a producción. Por ejemplo, tales POEs pueden estar presentes como el resultado de un tratamiento de estimulación previo (por ejemplo, una fracturación, perforación, acidificación similar) o como resultado de la producción previa (por ejemplo, producción de hidrocarburo) a partir de la formación vía el sondeo. En tal modalidad, uno o más POEs pueden estar presentes dentro del entubado 120.

En una modalidad, los POEs pueden comprender perforaciones, ventanas de entubado, o combinaciones de los mismos, por ejemplo, como se describe en la presente. En diversas modalidades, tales POEs pueden estar presentes a partir de una operación de estimulación previa, producción previa del sondeo, operaciones de inyección previas, o combinaciones de las mismas.

En una modalidad adicional, puede ser deseable introducir uno o más POEs adicionales dentro de una sarta de entubado o revestidor, que ya comprende uno o más POEs. Por ejemplo, en una modalidad un operador puede desear introducir POEs adicionales, para tratar así o de otro modo estimular una zona de formación previamente estimulada y/o no producida. En tal modalidad, cualesquiera de tales POEs adicionales pueden ser introducidos como se describe en la presente o mediante cualquier otro método adecuado.

En una modalidad, el sondeo, uno o más de los POEs dentro del sondeo (por ejemplo, los POEs de una etapa de tratamiento dada) , o ambos, pueden ser preparados para la introducción del fluido de tratamiento (por ejemplo, paso 1300 en la modalidad del método MIL 1000 de la Figura 2) .

En una modalidad, el sondeo y/o los POEs dentro del sondeo pueden ser preparados mediante el retiro y/o de otro modo la disposición de una o más herramientas y/o equipo en el fondo del pozo, por ejemplo, como pueden estar presentes dentro del sondeo, o alguna porción del mismo. Como puede ser apreciado por una persona de experiencia en la técnica, después de observar esta descripción, tal equipo en el fondo del pozo puede incluir, pero no está limitado a la tubería de producción y el equipo asociado, deflectores (por ejemplo, como pueden ser acoplados a un montaje de ventana de entubado) , tapones (por ejemplo, tapones de puente, tapones de fracturación o similares) . En tal modalidad, donde se desea que cualquiera de tales herramientas en el fondo del pozo (o una porción de las mismas) sean retiradas y/o desechadas, el retiro o disposición pueden ocurrir mediante cualquier método o aparato adecuado (por ejemplo retiro físico, pesca, taladrado, corrimiento, disolución, combustión desintegración, etc.

En una modalidad, el retiro de una herramienta (o una porción de la misma) puede comprender el taladrado del sondeo de la sarta de entubado. En tal modalidad, un montaje de perforación, por ejemplo, que comprende una barrena y/o motor, puede ser corrido dentro del sondeo, por ejemplo, sobre una sarta de trabajo, una sarta de perforación no similar, y operada por ejemplo, mediante la circulación de un fluido de perforación a través del montaje de perforación, para perforar (por ejemplo, cortar o someter a abrasión) cualquier equipo, o una porción significativa del mismo, como pueda ser deseablemente retirado.

En una modalidad alternativa, el retiro de las herramientas (o una porción de las mismas puede comprender la degradación y/o el consumo de la herramienta. Por ejemplo, en una modalidad, una herramienta en el fondo del pozo (por ejemplo, un tapón de fracturación o tapón de puente) puede comprender un material degradable o consumible. En tal modalidad, la degradación o el consumo de la herramienta, o una porción de la misma, puede comprender la ignición de la herramienta (por ejemplo, exponiendo la herramienta a una fuente de calor y oxígeno) , la exposición de la herramienta a un fluido corrosivo o degradante (por ejemplo, un ácido), o similar. En tal modalidad, después de la degradación o el consumo del material degradable o consumible, la herramienta puede ser completamente o sustancialmente destruida, alternativamente, la herramienta puede ser configurada para liberar una superficie de pozo interno (por ejemplo, el orificio de flujo axial 121 de la sarta de entubado 120) , y con esto desprenderse .

En una modalidad adicional, el sondeo y/o los POEs dentro del sondeo pueden ser preparados por una operación de limpieza. En tal modalidad, el sondeo puede ser limpiado por cualquier método y aparato adecuado. Por ejemplo, en una modalidad, un sondeo puede ser limpiado al hacer circular un fluido de limpieza adecuado a través del sondeo para eliminar los desechos, por ejemplo, como pueden haber sido generados durante la producción y/o una operación para introducir los POEs y/o para retirar diversas herramientas en el fondo del pozo. Los ejemplos de fluidos de limpieza adecuados incluyen, pero no están limitados a, fluidos acuosos, fluidos basados en aceite, ácidos, fluidos que contienen nitrógeno, o combinaciones de los mismos.

En una modalidad adicional, el sondeo y/o los POEs dentro del sondeo pueden ser preparados mediante el aislamiento de los POEs de la primera etapa de tratamiento a partir de cualesquiera POEs localizados más al fondo del pozo. En tal modalidad, los POEs de la primera etapa de tratamiento pueden ser aislados de uno o más POEs relativamente más en el fondo del pozo mediante cualquier método o aparato adecuado.

En una modalidad, los POEs pueden ser aislados más relativamente en el fondo del pozo por un tapón de puente, un tapón de fracturación, o similares. En tal modalidad, el tapón de puente o fracturación puede ser colocado dentro del sondeo (por ejemplo, dentro del orificio de flujo 121 de la sarta de entubado 120) y colocado. Por ejemplo, el tapón de puente o fracturación puede ser colocado dentro del sondeo vía una sarta de trabajo, una línea de cable o cualquier transportación adecuada. El tapón de puente o fracturación puede ser colocado (por ejemplo, accionado) , por ejemplo, mecánicamente, hidráulicamente, o por la expansión de un miembro hinchable. Un ejemplo de un tapón adecuado se describe en la Patente de los Estados Unidos No. 8,056,638, la cual se incorpora por referencia en la presente en su totalidad. Por ejemplo, con referencia a la Figura 5, un tapón 175 es ilustrado estando colocado dentro del sondeo suspendido de la sarta de trabajo 170. En la modalidad de la Figura 5, el tapón 175 es liberablemente asegurado a la sarta de trabajo y/o a un extremo en el fondo del pozo o la porción de una herramienta acoplada a la sarta de trabajo 170 (por ejemplo, un aparato de chorro de fluido o una herramienta de desplazamiento mecánico, como se describe en la presente) . Cuando el tapón 175 ha sido colocado en un sitio deseado dentro del sondeo, el tapón 175 puede ser colocado (por ejemplo, accionado para acoplarse a las paredes internas de la sarta de entubado 120) y liberado de la sarta de trabajo o una herramienta acoplada a ésta. En diversas modalidades, el tapón puede ser removible y/o recuperable, por ejemplo, después del desprendimiento, degradación, consumo, perforación o mediante cualquier método o aparato adecuado.

En una modalidad alternativa, los POEs pueden ser aislados de uno o más POEs relativamente más en el fondo del pozo, por un tapón de partículas, tal como un tapón de arena, un tapón de consolidante, un tapón de material compuesto, un tapón de material degradable (por ejemplo, como se describirá en la presente) o similar. En tal modalidad, tal tapón puede ser introducido dentro del sondeo (por ejemplo, dentro del orificio de flujo 121 de la sarta de entubado 120) como un fluido cargado con partículas o un fluido de formación de gel. El fluido cargado con partículas o el fluido de formación de gel pueden ser distribuidos y depositados dentro del sondeo (por ejemplo, dentro del orificio de flujo 121 de la sarta de entubado 120) y con esto formar el tapón, por ejemplo, para inhibir así o retardar el flujo del fluido dentro o a través de esa porción del sondeo. En una modalidad adicional, tal tapón de arena o de consolidante puede ser removible, por ejemplo, mediante circulación inversa (por ejemplo, lavado) , tratamiento con ácido, degradación, o combinaciones de los mismos.

En una modalidad, por ejemplo, en la modalidad de la Figura 5, el aislamiento (por ejemplo vía un tapón o similar) puede ser proporcionado antes de la provisión de uno o más POEs de una etapa de tratamiento dada. En una modalidad alternativa, el aislamiento puede ser proporcionado donde uno o más POEs de la etapa de tratamiento dada están ya presentes dentro de un sondeo .

En una modalidad adicional, el sondeo y/o los POEs dentro del sondeo pueden ser preparados mediante la provisión de dos trayectorias de flujo separadas dentro del sondeo. En una modalidad, las dos trayectorias de flujo separadas pueden ser proporcionadas a una profundidad y/o posición dentro del sondeo que es próxima a o ligeramente a menor profundidad que el POE relativamente más superficial (por ejemplo, relativamente más hacia arriba) . Con referencia a la modalidad de la Figura 6A, la primera etapa de tratamiento comprende los POEs 105 (por ejemplo, vía las perforaciones) adyacente a las zonas de formación 2, 4, 6 y 8. En la modalidad de la Figura 6A, la estación de trabajo 170 es colocada de tal manera que, como se anotó anteriormente, está adyacente a pero ligeramente por arriba (por ejemplo, más superficial que) el POE 105 relativamente más arriba del pozo, relativamente más superficial, particularmente, el POE adyacente a la zona de formación 8.

En una modalidad, cada una de las dos trayectorias de flujo separadas dentro del sondeo pueden comprender cualquier trayectoria de flujo adecuada. Los ejemplos de las trayectorias de flujo múltiples dentro de un sondeo y los métodos de utilización de las trayectorias de flujo múltiples se describen en la Publicación de los Estados Unidos No. 2010/0044041 a Smith et al., la cual se incorpora en la presente en su totalidad. Por ejemplo, con referencia nuevamente a la Figura 6A, se ilustra una modalidad en la cual se proporcionan dos trayectorias de flujo separadas dentro del sondeo 114. En la modalidad de la Figura 6A, uno o más de la pluralidad de POEs 105 han sido introducidos, por ejemplo, vía el aparato de chorro de fluido 180 como se describe en la presente. En tal modalidad, la estación de trabajo 170 y el aparato de chorro de fluido 180 pueden ser utilizados para proporcionar las dos trayectorias de flujo separadas. En la modalidad de la Figura 6A, el aparato de chorro de fluido 180 puede ser re-configurado a partir de una configuración de perforación de chorro, por ejemplo, a una configuración de fracturacion configurada para distribuir una corriente de fluido a un volumen relativamente alto, y a presión relativamente baja (por ejemplo, configurado para distribuir un fluido de fracturacion) . En la modalidad de la Figura 6A, el aparato de chorro de fluido 180 puede ser configurado para distribuir un fluido de fracturacion por el retiro del miembro de obturación, por ejemplo, mediante circulación inversa de un fluido, de tal manera que el miembro de obturación desacopla en asiento deflector dentro del aparato de chorro de fluido 180 y es regresado hacia la superficie, y retirado de la estación de trabajo 170. Con el miembro de obturación retirado del aparato de chorro de fluido 180, el aparato de chorro de fluido 180 puede ser configurado para distribuir una corriente de volumen relativamente alto, a presión relativamente baja, por ejemplo, vía una o más compuertas de fracturacion 180a.

En la modalidad de la Figura 6A, una primera de las dos trayectorias de flujo puede comprender el sondeo 171 de la estación de trabajo 170, un orificio de flujo definido por el aparato de chorro de fluido 180, y una o más compuertas de fracturacion del aparato de chorro de fluido 180. Por ejemplo, un fluido que fluye vía tal primera trayectoria de flujo puede ser bombeado a través del orificio de flujo 171 de la estación de trabajo 170, a través del aparato de chorro de fluido 180, y fuera del aparato de chorro de fluido 180 hacia el sondeo 114 vía una o más compuertas de fracturacion, como es demostrado por las flechas A de la Figura 6A. También, en la modalidad de la Figura 6A, un segundo de los dos patrones de flujo puede comprender un espacio anular en general definido por la sarta de entubado 120 y la sarta de trabajo 170 y el aparato de chorro de fluido 180. Por ejemplo, un fluido que fluye vía una segunda trayectoria de flujo puede ser bombeada a través del espacio anular entre la sarta de entubado 120 y la estación de trabajo 170 y el aparato de chorro de fluido 180, como es demostrado por las flechas de flujo B de la Figura 6A.

Con referencia a la modalidad alternativa de la Figura 6B, una modalidad alternativa en la cual son proporcionadas dos trayectorias de flujo separadas dentro del sondeo 114, es ilustrada. En la modalidad de la Figura 6B, la primera etapa de tratamiento comprende los POEs 105 (por ejemplo, vía los montajes de ventana de entubado abierta 190+) adyacentes a las zonas de formación 2, 4, 6 y 8. En la modalidad de las Figuras 6A, las estación de trabajo 170 es colocada de tal manera que, como se notó anteriormente, está adyacente a pero ligeramente por arriba de (por ejemplo, más superficial que) el POE relativamente más superior, relativamente más superficial, de la primera etapa de tratamiento, particularmente, el POE 105 adyacente a la zona de formación 8.

En la modalidad alternativa de la Figura 6B, uno o más de la pluralidad de POEs 105 han sido proporcionados vía la herramienta de desplazamiento mecánico 190 como se describe en la presente, por ejemplo, la herramienta de desplazamiento mecánico 195 puede ser empleada para proporcionar selectivamente una trayectoria de flujo a través de una o más compuertas de chorros colocados dentro de los montajes de ventana de entubado 190 (por ejemplo para abrir un montaje de venta de entubado, como se describe en la presente) . En la modalidad de la Figura 6B, la estación de trabajo 170 y la herramienta de desplazamiento mecánico 195 pueden ser utilizadas para proporcionar las dos trayectorias de flujo separadas. En la modalidad de la Figura 6B, la herramienta de desplazamiento mecánico 195 puede ser re-configurada, por ejemplo, para distribuir una corriente de fluido dentro del sondeo 114, por ejemplo, dentro del orificio de flujo 121 de la sarta de entubado 120 (por ejemplo, configurado para distribuir un fluido de fracturación) . En la modalidad de la Figura 6B, la herramienta de desplazamiento mecánico 195 puede ser configurada para distribuir un fluido de fracturación por el retiro del miembro de obturación, por ejemplo, mediante la circulación inversa de un fluido, de tal manera que el miembro de obturación desprende el asiento o el deflector dentro de la herramienta de desplazamiento mecánico 195, y es regresado hacia la superficie, y retirado de la estación de trabajo 170. Con el miembro de obturación retirado de la herramienta de desplazamiento mecánico 195, la herramienta de desplazamiento mecánico 195 puede ser configurada para proporcionar una corriente fluida dentro del sondeo, por ejemplo, un fluido de fracturación.

En la modalidad de la Figura 6B, una primera de las dos trayectorias de flujo puede comprender el orificio de flujo 171 de la estación de trabajo 170, un orificio de flujo definido por la herramienta de desplazamiento mecánico 195, y una o más compuertas de fracturación 191 de la herramienta de desplazamiento mecánico 195. Por ejemplo, un fluido que fluye vía tal primera trayectoria de flujo puede ser bombeado a través del orificio de flujo 171 de la estación de trabajo 170, a través de la herramienta de desplazamiento mecánico 195, y fuera de la herramienta de desplazamiento mecánico 195 dentro del sondeo 114 vía una o más compuertas de fracturación 191, como es demostrado por las flechas de flujo C de la Figura 6B. También, en la modalidad de la Figura 6B, un segundo de los dos patrones de flujo puede comprender un espacio anular definido en general por la sarta de entubado 120 y la estación de trabajo 170 y la herramienta de desplazamiento mecánico 195. Por ejemplo, un fluido que fluye vía tal segunda trayectoria de flujo puede ser bombeado a través del espacio anular entre la sarta de entubado 120 y la estación de trabajo 170 y la herramienta de desplazamiento mecánico 195, como es demostrado por las flechas de flujo D de la Figura 6B .

Alternativamente, en una modalidad en la cual la pluralidad de POEs donde ya están presentes dentro del sondeo, por ejemplo, un tratamiento de refracturación o un tratamiento de fracturación después de la producción desde el sondeo, la primera trayectoria de flujo puede comprender el orificio de flujo de una sarta de trabajo como la estación de trabajo 170, y la segunda trayectoria de flujo puede comprender el espacio anular definido por la sarta de entubado y la sarta de trabajo. En tal modalidad, puede no ser necesario proporcionar uno o más POEs adicionales y/o reconfigurar uno o más POEs. Como tal, la sarta de trabajo puede o no haber estado presente dentro del sondeo, como se describe en la presente.

Como se utiliza en la presente, una primera trayectoria de flujo puede referirse a una o más de las primeras trayectorias de flujo, a no ser que se indique de otro modo, y una segunda trayectoria de flujo puede referirse a una o más de las segundas trayectorias de flujo descritas, a no ser que se indique de otro modo.

En una modalidad, un fluido compuesto puede ser formado dentro del sondeo, por ejemplo, dentro de una porción del sondeo próxima a la primera etapa de tratamiento (por ejemplo, el paso 1400 en la modalidad del método MIT 1000 de la Figura 2) . Como se utiliza en la presente, el término "fluido de tratamiento compuesto" se refiere en general a un fluido de tratamiento que comprende al menos dos fluidos componentes. En tal modalidad, dos o más fluidos componentes pueden ser distribuidos dentro del sondeo separadamente, por ejemplo, vía la primera y segunda trayectorias de flujo, como se describirá en la presente, y sustancialmente entre mezclado o mezclado dentro del sondeo (por ejemplo in situ) para formar así el fluido de tratamiento compuesto. Los fluidos de tratamiento compuesto son descritos en la Publicación de los Estados Unidos No. 2010/0044041 a Smith et al., la cual se incorpora en la presente en su totalidad.

En una modalidad, el fluido de tratamiento compuesto puede comprender un fluido de fracturacion (por ejemplo, un fluido de fracturacion compuesto) . En tal modalidad, el fluido de fracturacion puede ser formado a partir de un primer fluido componente y un segundo fluido componente. Por ejemplo, en tal modalidad, el primer fluido componente puede comprender una suspensión cargada con el consolidante (por ejemplo, una suspensión cargada con el consolidante concentrado) y el segundo componente puede comprender un fluido con el cual puede ser mezclada la suspensión cargada con el consolidante, para producir el fluido de fracturacion compuesto, es decir, un diluyente (por ejemplo, un fluido acuoso, tal como agua) .

En una modalidad, la suspensión cargada con el consolidante (por ejemplo, el primer componente) comprende un fluido base y un consolidante. En una modalidad, el fluido base puede comprender un fluido sustancialmente acuoso. Como se utiliza en la presente, el término "fluido sustancialmente acuoso" puede referirse a un fluido que comprende menos de aproximadamente 25 % en peso de un componente no acuoso, alternativamente, menos de 20 % en peso, alternativamente, menos de 15 % en peso, alternativamente, menos de 10 % en peso, alternativamente, menos de 5 % en peso, alternativamente, menos de 2.5 % en peso, alternativamente, menos de 1.0 % en peso, de un componente no acuoso. Los ejemplos de fluidos sustancialmente acuosos, adecuados incluyen, pero no están limitados a, agua que es potable o no potable, agua no tratada, agua parcialmente tratada, agua tratada, agua producida, agua de ciudad, agua de pozo, agua superficial o combinaciones de las mismas. En una modalidad alternativa o adicional, el fluido base puede comprender un gel acuoso, un gel tensioactivo viscoelástico, un gel aceitoso, un gel en espuma, una emulsión, una emulsión inversa, o combinaciones de los mismos.

En una modalidad, el consolidante puede comprender cualquier material en partículas adecuado. Los ejemplos de consolidantes adecuados incluyen, pero no están limitados a, arena graduada, arena recubierta con resina, bauxita, materiales de cerámica, materiales de vidrio, cascarillas de nueces, materiales poliméricos, materiales resinosos, materiales de caucho, y similares. En una modalidad, el consolidante puede comprender al menos un plástico de alta densidad. Como se utiliza en la presente, el término "plástico de alta densidad" se refiere a un plástico que tiene una gravedad específica mayor de aproximadamente 1. El intervalo de densidad puede ser de aproximadamente 1 a aproximadamente 2, alternativamente, de aproximadamente 1 a aproximadamente 1.3, alternativamente, de aproximadamente 1.1 a 1.2. En una modalidad, los consolidantes pueden ser de cualquier tamaño y/o forma adecuados. Por ejemplo, en una modalidad, los consolidantes pueden tener un tamaño en el intervalo de aproximadamente malla 2 a aproximadamente malla 400, de la serie de tamices Estadounidenses, alternativamente, de aproximadamente malla 8 a aproximadamente malla 120, de la serie de tamices Estadounidenses.

En una modalidad, el diluyente (por ejemplo, el segundo componente) puede comprender un fluido acuoso adecuado, gel acuoso, gel tensioactivo viscoelástico, gel aceitoso, un gel en espuma, emulsión, emulsión inversa, o combinaciones de los mismos. Por ejemplo, el diluyente puede comprender una o más de las composiciones descritas anteriormente con referencia al fluido base. En una modalidad, el diluyente puede tener una composición sustancialmente similar a aquella del fluido base, alternativamente, el diluyente puede tener una composición diferente de aquella del fluido base.

En una modalidad alternativa, el fluido de tratamiento compuesto puede comprender cualquier fluido de tratamiento alternativo, adecuado. Un ejemplo del fluido de tratamiento alternativo, adecuado, incluye, pero no está limitado a, un fluido de acidificación, un gas hidrocarburo licuado, y/o un fluido reactivo.

En una modalidad, un primer componente del fluido de tratamiento compuesto puede ser introducido dentro del sondeo vía una o más primera o segunda trayectorias de flujo en un segundo componente del fluido de tratamiento compuesto y puede ser introducido dentro del sondeo vía la otra primera o segunda trayectorias de flujo. En una modalidad, el primero y/o segundo componentes del fluido de tratamiento compuesto pueden ser introducidos a proporciones como para formar un fluido de tratamiento compuesto que tiene una composición o carácter deseado. Por ejemplo, con referencia nuevamente a las Figuras 6A y 6B, en una modalidad, un primer componente del fluido de tratamiento compuesto puede ser introducido dentro del sondeo (por ejemplo, a una porción del sondeo que comprende los POEs de la primera etapa de tratamiento; en la modalidad de las Figuras 6A y 6B, la porción del sondeo 114 sustancialmente adyacente y/o próxima a las zonas de formación 2, 4, 6 y 8) vía ya sea la primera trayectoria de flujo, como es demostrado por las flechas de flujo A y C, o la segunda trayectoria de flujo, como es demostrado por las flechas de flujo B y D. También, en tal modalidad, el segundo componente del CTF puede ser introducido dentro del sondeo vía la otra trayectoria de flujo (por ejemplo, la trayectoria de flujo por medio de la cual el primer componente no está siendo comunicado) . Por ejemplo, en una modalidad donde el fluido de tratamiento compuesto comprende un fluido de fracturación, como se describe en la presente, el fluido cargado con el consolidante (por ejemplo, un fluido cargado con consolidante, concentrado) puede ser introducido dentro del sondeo por medio de la primera trayectoria de flujo, como es demostrado por las flechas de flujo ? y C (por ejemplo, vía el sondeo 171 de la estación de trabajo 170) , y el diluyente (por ejemplo un fluido acuoso o sustancialmente acuoso) puede ser introducido dentro del sondeo vía la segunda trayectoria de flujo, como es demostrado por las flechas B y D (por ejemplo, vía el espacio anular definido por la estación de trabajo 170 y la sarta de entubado 120) .

En una modalidad, el primer componente del fluido de tratamiento compuesto puede ser introducido a una velocidad y/o presión independientes de la velocidad y/o presión a la cual es introducido el segundo componente del fluido de tratamiento compuesto. Por ejemplo, en una modalidad, las cantidades relativas del primer componente y el segundo componente, que pueden combinarse para formar el fluido de tratamiento compuesto, pueden ser variadas. En tal modalidad, la composición y/o el carácter del fluido de tratamiento compuesto resultante pueden ser alterados por la alteración de las proporciones relativas a las cuales son proporcionados el primer y segundo componentes, como se describirá en la presente.

En una modalidad, el primer componente del fluido de tratamiento y el segundo componente del fluido de tratamiento pueden ser mezclados, por ejemplo, para formar el fluido de tratamiento compuesto, dentro del sondeo. Por ejemplo, con referencia nuevamente a las Figuras 6A y 6B, el primer componente y el segundo componente (siendo uno introducido dentro del sondeo 114 vía la primera trayectoria de flujo, como es demostrado por las flechas de flujo A y C, y el otro que es introducido en el sondeo 114 vía la segunda trayectoria de flujo, como es demostrado por las flechas de flujo B y D) pueden entrar en contacto dentro del sondeo 114, por ejemplo, dentro de la porción del sondeo próxima y/o sustancialmente adyacente a los POEs de la primera etapa de tratamiento (por ejemplo los POEs que permiten el acceso de fluido a las zonas de formación 2, 4, 6 y 8) . En una modalidad, el primer componente y el segundo componente pueden ser mezclados o sustancialmente mezclados dentro del sondeo 114 antes de entrar a la formación 102, mientras que entra a la formación 102 (por ejemplo, vía el POE 105) , dentro de la formación 102, o combinaciones de los mismos. Como puede ser apreciado por una persona experta en la técnica después de observar esta descripción, y no pretendiendo estar comprometidos por alguna teoría, la naturaleza del movimiento (por ejemplo dinámica de fluidos) del primer componente, el segundo componente y el fluido de tratamiento compuesto pueden contribuir al mezclado sustancial del primero y segundo componente. Por ejemplo, el movimiento de estos fluidos en, dentro y fuera del sondeo pueden dar como resultado flujos de fluido turbulentos, flujos de fluido no laminares, turbulencias, fuerzas de corte, arrastre o similares, uno o más de los cuales puede contribuir al mezclado o al entremezclado del primer componente y del segundo componente para formar el fluido de tratamiento compuesto.

En una modalidad, el mezclado del fluido de tratamiento compuesto dentro del sondeo 114, como se describe en la presente, puede proporcionarle al operador control mejorado sobre la composición del fluido de tratamiento compuesto. Como se anotó anteriormente, la composición del fluido de tratamiento compuesto puede ser alterada o ajustada por la alteración de las cantidades o concentraciones relativas del primero y segundo componentes, por ejemplo, mediante el cambio de las velocidades relativas a las cuales se bombean el primero y segundo componentes. Sin pretender estar comprometidos por alguna teoría, aunque el equipo de bombeo puede estar localizado en la superficie 104, el incremento o la disminución en la velocidad de bombeo realizada en la superficie 104, puede ser realizada sustancialmente en tiempo real en el punto de mezclado del fluido de tratamiento compuesto, por ejemplo, como una jeringa, el cambio efectuado en la velocidad de bombeo es realizado sustancialmente inmediatamente en el fondo del pozo. Como tal, la provisión de los componentes de un fluido de tratamiento compuesto dentro del sondeo en dos trayectorias de flujo, puede permitir que un operador tenga control mejorado sobre la composición y/o el carácter del fluido de tratamiento compuesto sustancialmente más próximo en el tiempo a la entrada del fluido de tratamiento en la formación.

En una modalidad, el fluido de tratamiento compuesto puede ser introducido dentro de la formación vía una primera trayectoria de flujo en la formación (por ejemplo, el paso 1500 en la modalidad del método IT 1000 de la Figura 2). Por ejemplo, con referencia nuevamente a las Figuras 6A y 6B, y como se anotó anteriormente, el fluido de tratamiento compuesto puede ser formado dentro de una porción del sondeo 114 sustancialmente adyacente o próxima a (y en comunicación fluida con) las herramientas en el fondo del pozo (por ejemplo, 180/195) y/o los POEs 105 de la primera etapa de tratamiento (por ejemplo, los POEs sustancialmente adyacentes o próximos a las zonas de formación 2, 4, 6 y 8) . En la modalidad de la Figura 7A, una zona de mezclado es representada por las flechas de flujo M. Como tal, el fluido de tratamiento compuesto puede estar libre de fluir dentro de esos POEs y, además, dentro de la formación (por ejemplo, en las zonas de formación 2, 4, 6 y 8) .

En una modalidad, el primero y segundo componentes pueden ser acumulativamente proporcionados a una proporción de tal manera que el fluido de tratamiento compuesto (por ejemplo, un fluido de fracturación) puede iniciar y/o extender una fractura dentro de la formación (por ejemplo, dentro de una o más de las zonas de formación 2, 4, 6 y/u 8) . Por ejemplo, en una modalidad, la proporción aditiva a la cual se proporcionan el primero y segundo componentes del fluido de tratamiento puede ser igual y/o exceder la proporción a la cual el fluido compuesto es perdido hacia la formación 102. Adicionalmente , en una modalidad, la proporción del aditivo a la cual son proporcionados el primero y segundo componentes del fluido de tratamiento, puede ser suficiente para dar como resultado un incremento en la presión del fluido de tratamiento compuesto dentro del sondeo, por ejemplo, para cumplir y/o exceder una presión de inicio de fractura o una presión de extensión de fractura en al menos una de las zonas de formación 2, 4, 6 u 8. Como se utiliza en la presente, el término "presión de inicio de fractura" puede referirse a la presión hidráulica que puede provocar que se forme una fractura dentro de una porción de una formación subterránea y el término "presión de extensión de fractura" puede referirse a la cantidad de fluido hidráulico que provocará que una fractura dentro de una formación sea adicionalmente extendida dentro de esa formación .

En una modalidad, la composición y/o el carácter del fluido de tratamiento compuesto puede ser variada o alterada en el curso de la operación de tratamiento, como se describirá más adelante en la presente. Por ejemplo, en una modalidad, conforme el fluido de tratamiento compuesto es inicialmente introducido en la formación, por ejemplo, para iniciar una fractura dentro de una o más zonas de formación, el fluido de tratamiento compuesto puede comprender una cantidad relativamente menor del consolidante o del material en partículas, alternativamente, sustancialmente sin consolidante o material en partículas (por ejemplo, un fluido de "relleno") . También, en una modalidad, conforme una fractura dada es extendida con una zona de formación, la cantidad relativa del consolidante dentro del fluido de tratamiento compuesto puede ser incrementada. Como se anotó anteriormente, la concentración del consolidante dentro del fluido de tratamiento compuesto puede ser variada al cambiar las proporciones relativas a las cuales son proporcionados el primero y segundo componentes dentro del sondeo para la formación del fluido compuesto.

Sin pretender estar comprometidos por alguna teoría, mientras que el fluido de tratamiento compuesto puede ser libre de fluir dentro de cualquiera de los POEs de la primera etapa de fracturación (por ejemplo, el sondeo puede estar en comunicación fluida con todos los POEs de la primera etapa de fracturación) , debido a que la presión de inicio de la fractura y/o la presión de extensión de la fractura pueden variar entre las zonas de formación de la primera etapa (por ejemplo, las zonas de formación 2, 4, 6 y 8) una fractura puede formarse y/o ser extendida en la zona o zonas de formación que requieren la más baja presión para que una fractura se forme o sea extendida. Es decir, conforme la presión se incrementa dentro del sondeo debido al bombeo continuo del primero y/o el segundo componente fluido, una fractura puede formarse y/o extenderse dentro de la primera zona de formación en la cual es alcanzada la presión de inicio de fractura y/o de extensión de fractura. Nuevamente, no pretendiendo estar comprometidos por alguna teoría, el fluido de tratamiento compuesto puede decirse que fluye por una trayectoria o trayectoria de flujo de menor resistencia.

Con referencia a la Figura 7A, es ilustrada tal primera trayectoria de flujo. En la modalidad de la Figura 7A, el fluido de tratamiento compuesto es ilustrado entrando a la formación 102 vía una primera trayectoria de flujo en la formación, particularmente, en la zona de formación 4, como es demostrado por la flecha de flujo F. Por ejemplo, en la modalidad de la Figura 7A, la primera trayectoria de flujo en la formación (por ejemplo, la flecha de flujo F) comprende un POE y una fractura 106 (por ejemplo, una formación de fractura dentro de la formación) . Mientras que la modalidad de la Figura 7A ilustra la fractura 106 que se forma dentro de la zona de formación 4, se debe reconocer que una fractura (por ejemplo, la primera fractura en formarse) puede formarse similarmente en una o más de las zonas de formación 2, 6 u 8.

En una modalidad, conforme el fluido de tratamiento compuesto es introducido en la formación y/o dentro de una o más zonas de formación, el inicio y/o la extensión de una o más fracturas dentro de la formación próxima a los POEs de la primera etapa de tratamiento, puede ser monitorizada (por ejemplo, paso 1600 en la modalidad del método MIT 1000 de la Figura 2) . En tal modalidad, la formación puede ser monitorizada mediante cualquier método y/o sistema adecuado, como puede ser apreciado por una persona experta en la técnica después de observar esta descripción. En tal modalidad, el monitoreo de la formación puede indicar, a un operador, las zonas de formación en las cuales una fractura o fracturas están siendo formadas o extendidas durante la comunicación del fluido de tratamiento compuesto.

En una modalidad, la formación (por ejemplo, la formación próxima a la primera etapa de fracturación) puede ser monitorizada vía el análisis microsísmico. El pretender estar comprometidos por alguna teoría, y como será apreciado por una persona de experiencia en la técnica después de observar esta descripción, durante una operación de fracturación hidráulica, la formación dentro de la cual está siendo introducido una fractura, sufre tensiones significativas en proporción a la presión del tratamiento neta y a cambios grandes en la presión de los poros en proporción a la diferencia entre la presión del tratamiento y la presión del yacimiento. Estos dos cambios afectan la estabilidad de los planos de debilidad (tales como las fracturas naturales y los planos de estratificación) adyacentes a la fractura hidráulica, dando como resultado desplazamiento del esfuerzo cortante. Los desplazamientos del esfuerzo cortante son análogos a los sismos a lo largo de las fallas (no obstante, a una amplitud mucho menor) y por lo tanto, el término "microsismo" o "microterremoto" , ha sido utilizado para describir estos deslizamientos. Como con los terremotos, los microsismos emiten ondas elásticas, pero a frecuencias mucho más altas y en general dentro del intervalo de frecuencia acústica. Estas señales de onda elástica pueden ser detectadas utilizando un transductor apropiado y analizadas para la información respecto a la fuente. Tales mediciones microsísmicas pueden ser utilizadas para formar imágenes del comportamiento de la fractura durante el funcionamiento de una operación de tratamiento, tal como una operación de fracturación hidráulica. Los datos microsísmicos pueden ser analizados utilizando uno o más de al menos dos procedimientos. Warpinski en 336. Un sistema para monitorizar el inicio de la fractura y/o la extensión de la misma puede comprender uno o más receptores, un sistema de telemetría, y una unidad de procesamiento. Por ejemplo, donde los receptores están localizados en varios pozos, las posiciones microsísmicas pueden ser trianguladas con base en los tiempos de llegada de las diversas ondas y, con el conocimiento de las velocidades de formación, la posición de mejor ajuste de la actividad puede ser determinada. Alternativamente, un arreglo de niveles múltiples, vertical, simple del receptor puede ser empleado para retrolocalizar la fuente microsísmica a partir de un pozo de desplazamiento cercano, simple. La descripción adicional respecto al análisis microsísmico puede ser encontrada en N.R. arpinski, et al., Mapping Hydraulic Fracture Growth and Geometry Using Microseismic Events Detected by a Wireline Retrievable Accelerometer Array, SPE 40014 (1998) , que es incorporada en la presente en su totalidad. Como tal, en una modalidad, la posición dentro de la formación de la actividad de fracturación puede estar disponible para el operador, por ejemplo, vía la utilización del análisis microsísmico.

Los métodos y/o sistemas alternativos de monitoreo de la formación pueden ser apreciados por una persona experta en la técnica después de observar esta descripción. Un ejemplo de tal metodología alternativa incluye, pero no está limitado a, la detección de temperatura distribuida (DTS, por sus siglas en Inglés) .

En una modalidad, el fluido de tratamiento compuesto puede ser desviado desde la primera trayectoria de flujo en la formación hacia una segunda trayectoria de flujo en la formación (por ejemplo, el paso 1700 en la modalidad del método 1000 de la Figura 2) . Por ejemplo, como se anotó anteriormente, mediante el monitoreo del inicio y/o extensión de una o más fracturas dentro de la formación, el operador puede ser capaz de reconocer el tamaño, la forma, la geometría, la orientación o combinaciones de las mismas, de una fractura formada dentro de la formación. En tal modalidad, por ejemplo, donde el operador desea alterar el tamaño, forma, geometría u orientación de la fractura, para provocar la formación (por ejemplo el inicio y/o extensión) de otra fractura más dentro de la misma zona de formación, o para provocar la formación (por ejemplo, inicio y/o extensión) de otra fractura dentro de otra zona de formación, el operador puede desviar el fluido de tratamiento compuesto desde la primera trayectoria de flujo dentro de la formación hacia una segunda trayectoria de flujo dentro de la formación .

Con referencia a la Figura 7B, en una modalidad, la desviación del fluido de tratamiento compuesto desde la primera trayectoria de flujo en la formación hacia una segunda trayectoria de flujo, en la formación, puede comprender la introducción de un fluido de desviación dentro de la primera trayectoria de flujo. Por ejemplo, en la modalidad de la Figura 7B, el fluido de desviación es introducido dentro del sondeo 114 vía el espacio anular definido por la sarta de trabajo y la sarta de entubado (por ejemplo, la segunda trayectoria de flujo dentro del sondeo como se describe anteriormente) , aunque en una modalidad alternativa, el fluido de desviación puede ser introducido vía el orificio de flujo de la primera sarta de trabajo (por ejemplo, la primera trayectoria de flujo en el sondeo, como se describió anteriormente) . En la modalidad de la Figura 7B, el fluido de desviación puede fluir hacia el sondeo 114 y, desde el sondeo dentro de la primera trayectoria de flujo en la formación como se representa por la flecha de flujo G (por ejemplo, el ?0? y la fractura dentro de la zona de formación 4, en la modalidad de la Figura 7B) . Adicionalmente , en una modalidad, el fluido de desviación puede mezclarse con un componente del fluido de fracturación compuesto dentro del sondeo. Por ejemplo, en la modalidad de las Figuras 7B y 7D, el fluido de desviación es introducido en el sondeo (por ejemplo, vía la primera trayectoria de flujo, como es representada por la flecha de flujo G) mientras que un componente del fluido compuesto (por ejemplo, la suspensión cargada con el consolidante) es introducido dentro del sondeo (por ejemplo, vía la segunda trayectoria de flujo, como es representada por la flecha de flujo A o la flecha de flujo C) para mezclarse con el fluido de desviación antes de y/o sustancialmente de manera simultánea con la introducción dentro de la formación y/o una zona de la misma (por ejemplo, vía uno o más POEs) . En una modalidad alternativa, el fluido de desviación puede ser introducido dentro de la formación y/o una zona de la misma sin ningún mezclado sustancial con otro fluido y/o componente fluido.

En una modalidad, el fluido de desviación puede comprender en general un material desviador, por ejemplo, en una suspensión. La suspensión puede ser formada a partir de uno o más materiales desviadores en combinación con un fluido sustancialmente acuoso, un fluido oleaginoso, un fluido en emulsión, un fluido de emulsión inversa, o combinaciones de los mismos.

En una modalidad, el desviador puede comprender cualquier material adecuado para la distribución dentro de o en una trayectoria de flujo, por ejemplo, para formar así un paquete o puente y con esto provocar que el movimiento del fluido vía esa trayectoria de flujo, cese o sea reducido. Por ejemplo, el desviador puede comprender un material configurado para incrementar la resistencia al fluido vía un POE dado (por ejemplo, dentro de un intervalo dado) de tal manera que el movimiento del fluido es desviado (por ejemplo, redirigido) hacia otro POE (por ejemplo en otro intervalo y/o vía otra trayectoria de flujo dentro del mismo intervalo) . En una modalidad, el desviador puede comprender un material degradable adecuado, capaz de sufrir una degradación irreversible en el fondo del pozo. Como se utiliza en la presente, el término "irreversible" significa que el material degradable, una vez degradado en el fondo del pozo, no debe recristalizarse o re-consolidarse mientras que está en el fondo del pozo (por ejemplo, el material degradable debe degradarse in situ, pero no debe recristalizarse o re-consolidarse in situ) . Como se utilizan en la presente, los términos "degradación" o "degradable" pueden referirse a una o ambas de la degradación heterogénea (o erosión en gran volumen) y/o la degradación homogénea (o erosión superficial) , y/o a cualquier etapa de degradación entre estas dos. Sin pretender estar comprometidos por alguna teoría, la degradación puede ser el resultado de, entre otras, una reacción química, una reacción térmica, una reacción inducida por radiación, o combinaciones de las mismas.

En una modalidad, el material degradable puede comprender polímeros degradables, sales deshidratadas o combinaciones de los mismos.

En una modalidad en donde el material degradable comprende un polímero degradable, tal polímero degradable puede comprender en general un polímero que se degrada debido a, entre otras cosas, un proceso químico y/o por radicales, tal como hidrólisis, oxidación o radiación de UV. Como puede ser apreciado por una persona de experiencia en la técnica, después de observar esta descripción, la capacidad de degradación de un polímero puede depender al menos en parte de su estructura de cadena principal. Por ejemplo, la presencia de enlaces hidrolizables y/u oxidables dentro de la estructura de cadena principal puede producir un material que se degradará como se describe en la presente. Como puede ser apreciado por una persona experta en la técnica después de observar esta descripción, las proporciones a las cuales se degradan tales polímeros, pueden ser al menos parcialmente dependientes del tipo de unidad repetitiva, composición, secuencia, longitud, geometría molecular, peso molecular, morfología (por ejemplo, cristalinidad, tamaño de las esferulitas, y orientación), la hidrofilicidad, la hidrofobicidad, el área superficial, y los aditivos. Adicionalmente, el ambiente al cual es sometido un polímero dado puede también influenciar cómo éste se degrada (por ejemplo, la temperatura, la presencia de humedad, el oxígeno, los microorganismos, las enzimas, el pH y similares, y combinaciones de los mismos) .

Los ejemplos de polímeros degradables adecuados incluyen, pero no están limitados a, aquellos descritos en la publicación de Advances in Polymer Science, Vol . 157 entitled "Degradable Aliphatic Polyesters" editado por A.C. Albertsson, que se incorpora por referencia en la presente en su totalidad. Los ejemplos específicos incluyen, pero no están limitados a, homopolímeros , poliésteres alifáticos aleatorios, en bloque, de injerto, en estrella e hiper-ramificados, y combinaciones de los mismos. Las reacciones de policondensación, las polimerizaciones de apertura de anillo, las polimerizaciones por radicales libres, las polimerizaciones aniónicas, las polimerizaciones carbocatiónicas , la polimerización por apertura de anillo coordinativa, o cualquier otro proceso adecuado pueden ser utilizados para preparar tales polímeros adecuados. Los ejemplos específicos de polímeros adecuados incluyen, pero no están limitados a, polisacáridos tales como dextrano o celulosa; quitinas; quitosanos; proteínas; poliésteres alifáticos; poli (láctidos) ; poli (glicólidos) ; poli (e-caprolactonas) ; poli (hidroxibutiratos) ; poli (anhídridos) ; policarbonatos alifáticos; poli (ortoésteres) ; poli (aminoácidos) ; poli (óxidos de etileno) ; polifosfazenos , y combinaciones de los mismos.

Los poliésteres alifáticos pueden degradarse químicamente, por ejemplo, mediante escisión hidrolítica. La hidrólisis puede ser catalizada ya sea por ácidos o por bases. Sin pretender estar comprometidos por alguna teoría, durante la hidrólisis, los grupos extremos carboxílicos son formados durante la escisión de la cadena, y esto puede aumentar la velocidad de hidrólisis adicional. Este mecanismo es conocido en la técnica como "autocatálisis " , y se piensa que hace a las matrices de poliéster más erosivas a granel .

En una modalidad, un poliéster alifático adecuado pueden ser representados por la fórmula general de las unidades repetitivas mostradas enseguida: Fórmula I donde n es un número entero entre 75 y 10,000 y R se selecciona del grupo que consiste de hidrógeno, alquilo, arilo, alquilarilo, acetilo, heteroátomos , o combinaciones de los mismos. En una modalidad, tales poliésteres alifáticos pueden comprender poli (láctido) . El poli (láctido) puede sintetizado ya sea a partir de ácido láctico por una reacción de condensación o por una polimerización por apertura de anillo de un monómero de láctido cíclico. Debido a que el ácido láctico y el láctido pueden lograr la misma unidad que repetitiva, el término general de poli (ácido láctico) como, se utiliza en la presente, se refiere a la Fórmula I, sin ninguna limitación respecto a cómo el polímero fue elaborado, tal como a partir de láctidos, ácido láctico, u oligómeros, y sin referencia al grado de polimerización o el nivel de plastificación.

Tal monómero láctido puede existir, en general, en una de tres diferentes formas: dos estereoisómeros L y D-láctido y el D, L-láctido racémico (meso-láctido) . Los oligómeros de ácido láctico y oligómeros del láctido pueden ser representados por la fórmula general: Fórmula II donde m es un número entero 2 < m < 75, alternativamente, m es un número entero y 2 < m < 10. En tal modalidad, el peso molecular puede estar por debajo de aproximadamente 5400, alternativamente, por debajo de aproximadamente 720, respectivamente. En una modalidad, la quiralidad de las unidades de láctido puede proporcionar un medio mediante el cual ajustar, entre otras cosas, las velocidades de degradación, así como las propiedades físicas y mecánicas. Por ejemplo, el poli (L-láctido) es un polímero semicristalino con una velocidad de hidrólisis relativamente lenta. Esto podría ser deseable en aplicaciones donde se desea una degradación más lenta de las partículas degradables. En otra modalidad más, el poli (D, L-láctido) puede ser un polímero relativamente más amorfo con una velocidad de hidrólisis resultante más rápida. Esto puede ser deseable para otras aplicaciones donde puede ser apropiada una degradación más rápida. Los estereoisómeros del ácido láctico pueden ser utilizados individualmente o combinados para ser utilizados de acuerdo con la presente invención. En una modalidad adicional, uno o más estereoisómeros de ácido láctico pueden ser copolimerizados con, por ejemplo, glicólido u otros monómeros como e-caprolactona , 1, 5-dioxepan-2-ona, carbonato de trimetileno, u otros monómeros adecuados, por ejemplo, para obtener así polímeros con diferentes propiedades (por ejemplo, tiempo de degradación). En otra modalidad adicional, los estereoisómeros del ácido láctico pueden ser modificados para ser utilizados en la presente invención mediante, entre otras cosas, el mezclado, copolimerización o mezclando de otro modo los estereoisómeros, mezclado, copolimerización o de otro modo los poliláctidos de alto mezclado y/o de bajo peso molecular, o mediante el mezclado, copolimerización o mezclando de otro modo un poliláctido con otro poliéster o poliésteres.

En una modalidad, los materiales poliméricos degradables pueden comprender además un plastificante. En tal modalidad, el plastificante puede estar presente en una cantidad suficiente para proporcionar una o más características deseadas, por ejemplo, (a) compatibilización más efectiva de los componentes en mezcla fundida, (b) características mejoradas de procesamiento durante los pasos de mezclado y procesamiento, (c) control y regulación de la sensibilidad y degradación del polímero por la humedad, o combinaciones de los mismos. Los plastificantes adecuados pueden incluir, pero no están limitados a, derivados de ácido láctico oligomérico, seleccionados del grupo representado por la fórmula: Fórmula III donde es un hidrógeno, alquilo, arilo, alquilarilo, acetilo, heteroátomo, o combinaciones de los mismos y R es saturado, donde R' es un hidrógeno, alquilo, arilo, alquilarilo, acetilo, heteroátomo, o combinaciones de los mismos y R' es saturado, donde R y R' no pueden ser ambos hidrógeno, donde q es un número entero y 2 < q < 75, alternativamente, 2 < q < 10. Como se utiliza en la presente el término "derivados de ácido láctico oligomérico" puede incluir derivados de láctido oligomérico. En una modalidad adicional, tal plastificante puede aumentar la velocidad de degradación de los materiales poliméricos degradables. En una modalidad donde tal plastificante es utilizado, el plastificante puede ser íntimamente incorporado dentro de los materiales poliméricos degradables.

Los poliésteres alifáticos adecuados pueden ser preparados mediante cualquier método adecuado, tales como aquellos descritos en las Patentes de los Estados Unidos Nos. 6,323,307; 5,216,050; 4,387,769; 3,912,692; y 2,703,316, cada una de las cuales se incorpora por referencia en la presente en su totalidad.

En una modalidad alternativa, el polímero degradable puede comprender un polianhídrido . Sin pretender estar comprometidos por alguna teoría, la hidrólisis de polianhídrido puede proceder, entre otras cosas, vía los extremos libres de ácido carboxílico, para producir el ácido carboxílico como un producto de degradación final. El tiempo de erosión puede ser variado sobre un amplio intervalo de cambios en la cadena principal del polímero. Los ejemplos de polianhídridos adecuados incluyen, pero no están limitados a, poli (anhídrido adípico) , poli (anhídrido subérico) , poli (anhídrido sebácico) , poli (anhídrido dodecanodioico) , o combinaciones de los mismos. Los ejemplos adicionales incluyen, pero no están limitados a, poli (anhídrido maleico) o poli (anhídrido benzoico) .

En una modalidad, las propiedades físicas asociadas con un polímero degradable pueden depender de varios factores que incluyen, pero no están limitados a, la composición de las unidades repetitivas, la flexibilidad de la cadena, la presencia o ausencia de los grupos polares, la masa molecular, el grado de ramificación, la cristalinidad, la orientación, o similares. Por ejemplo, las ramificaciones de cadena corta pueden reducir el grado de cristalinidad de los polímeros mientras que las ramificaciones de cadena larga pueden reducir la viscosidad del fundido e impartir, entre otras cosas, viscosidad por elongación con comportamiento de rigidización por tensión. Las propiedades del material degradable pueden ser además diseñadas a la medida mediante mezclado, y la copolimerización del material degradable con otro polímero, o por un cambio en la arquitectura macromolecular (por ejemplo, polímeros hiper-ramificados, en forma de estrella, o dendrímeros, etc.). Las propiedades de cualesquiera polímeros degradables adecuados tales (por ejemplo, la hidrofobicidad, la hidrofilicidad, la velocidad de degradación, etc.), pueden ser diseñadas a la medida mediante la introducción de grupos funcionales selectos a lo largo de las cadenas poliméricas. Por ejemplo, el poli (fenil-láctido) se degrada a aproximadamente 1/5 de la velocidad del poli (láctido) racémico a un pH de 7.4 a 55°C. Una persona de experiencia ordinaria en la técnica con el beneficio de esta descripción, será capaz de determinar el polímero degradable apropiado para lograr una o más de las propiedades físicas deseadas de los polímeros degradables.

En una modalidad alternativa, el material degradable puede comprender una sal deshidratada. En tal modalidad, una sal deshidratada adecuada se refiere en general a una sal que se degradará (por ejemplo, con el tiempo) , conforme se hidrata. Un ejemplo de una sal deshidratada que se degrada conforme se hidrata es un material de borato anhidro sólido particulado. Los ejemplos específicos de tal borato anhidro sólido particulado incluyen, pero no están limitados a, tetraborato de sodio anhidro (también conocido como bórax anhidro) , ácido bórico anhidro, o combinaciones de los mismos. Tales materiales de borato anhidros pueden ser caracterizados como sólo ligeramente solubles en agua. No obstante, en un ambiente subterráneo, los materiales de borato anhidros pueden reaccionar con el fluido acuoso circunvecino para ser hidratados. Los materiales de borato hidratados, resultantes son altamente solubles en agua en comparación a los materiales de borato anhidros y, como resultado, se degradan en el fluido acuoso. En algunos casos, el tiempo total requerido para los materiales de borato anhidros se degraden en un fluido acuoso está en el intervalo de aproximadamente 8 horas a aproximadamente 72 horas dependiendo de la temperatura de la zona subterránea en la cual éstos son colocados. Otros ejemplos de una sal deshidratada adecuada incluyen las sales orgánicas o inorgánicas como el acetato trihidrato.

En una modalidad, el material degradable puede comprender una mezcla adecuada. Un ejemplo de una mezcla adecuada de materiales degradables es la combinación de poli (ácido láctico) y borato de sodio. Otro ejemplo más de una mezcla adecuada de materiales degradables es la combinación de poli (ácido láctico) y óxido bórico.

En una modalidad, en la elección del material degradable apropiado, un operador puede considerar los productos de degradación que resultarán. Por ejemplo, un operador puede elegir los materiales degradables de tal manera que los productos de degradación resultantes no afectan de manera adversa una o más de las otras operaciones, componentes de tratamiento, la formación, o combinaciones de los mismos. Por ejemplo, la elección del material degradable puede también depender, al menos en parte, de las condiciones del pozo, por ejemplo, la temperatura del sondeo. Por ejemplo, algunos láctidos pueden ser adecuados para el uso en pozos de menor temperatura (por ejemplo, incluyendo aquellos dentro del intervalo de 16 a 66°C (60 a 150°F) . También, algunos poliláctidos pueden ser adecuados para las temperaturas del sondeo por arriba de este intervalo. También, el poli (ácido láctico) puede ser adecuado para pozos de más alta temperatura. Por ejemplo, algunos estereoisómeros del poli (láctido) o combinaciones de tales estereoisómeros pueden ser adecuados para aplicaciones a temperatura aún más alta. Las sales deshidratadas pueden también ser adecuadas para pozos de más alta temperatura.

Los ejemplos de los desviadores adecuados comercialmente disponibles de Halliburton Energy Services incluyen, pero no están limitados a, Bio Vert, el cual es un material biodegradable tal como poli ( láctido) , bolas de Perf , que son materiales sólidos no biodegradables tales como bolas de nailon recubiertas con caucho, o BioBalls, que son bolas biodegradables.

Las características específicas del desviador pueden ser elegidas o modificadas para proporcionar un tamaño o forma deseados, o similares. Por ejemplo, en una modalidad, los materiales degradables pueden comprender partículas que tienen tamaños en el intervalo de aproximadamente malla 10 a aproximadamente malla 100, alternativamente, de aproximadamente malla 10 a aproximadamente malla 40, alternativamente, de aproximadamente malla 80, a aproximadamente malla 120. También, en diversas modalidades, los materiales degradables pueden tener cualquier forma adecuada. Las formas adecuadas pueden incluir, pero no están limitadas a, partículas que tienen la forma física de plaquetas, virutas, hojuelas, listones, varillas, tiras, esferoides, toroides, pellas, tabletas, o cualquier otra forma física. En una modalidad, el tamaño y/o la forma del material degradable puede ser elegido para proporcionar un paquete o puente dentro de una trayectoria de flujo dada (por ejemplo, dentro de un POE y/o a una distancia dada del sondeo dentro de una fractura) que tiene un tamaño, forma, y/o orientación dadas.

Por ejemplo, como se anotó anteriormente, en una modalidad, el fluido de desviación puede formar un paquete o puente del desviador dentro de una trayectoria de flujo dada, y con esto provocar que el movimiento de fluido vía esta trayectoria de flujo cese o sea reducido. Como tal, el movimiento del fluido vía esa trayectoria de flujo puede ser desviado hacia otra trayectoria de flujo. Por ejemplo, con referencia nuevamente a la Figura 7B, el fluido de desviación es introducido dentro del sondeo 114 y, desde el sondeo 114, el fluido de desviación puede ser introducido dentro de la primera trayectoria hacia la formación, como es representado por la flecha de flujo G (el POE y la fractura 106 en zona de formación 4 en la modalidad de la Figura 7B) . En una modalidad, conforme el fluido de desviación entra a la primera trayectoria de flujo en la formación, el desviador puede formar un paquete 108. En diversas modalidades, tal paquete dentro de una fractura 106 (por ejemplo, a cierta distancia del sondeo), dentro del POE 105, dentro del sondeo, o combinaciones de los mismos, como se describirá.

En la modalidad de la Figura 7B, el paquete 108 se forma dentro del POE de la primera trayectoria de flujo y/o dentro de la fractura 106 dentro de una distancia relativamente corta desde el sondeo 114, por ejemplo, menor que un radio de aproximadamente 3 metros (10 pies) del sondeo (por ejemplo, "campo cercano") . Con referencia a la Figura 7C, en una modalidad donde el paquete 108 se forma dentro del POE de la primera trayectoria de flujo y/o dentro de la fractura 106 dentro de una distancia relativamente corta del sondeo 114 (por ejemplo, como se ilustra en la Figura 7B) , el fluido de tratamiento puede ser desviado hacia una segunda trayectoria de flujo en la formación, que comprende otro POE, como se representa por la flecha de flujo F, con lo cual se provoca que una fractura sea iniciada o extendida dentro de otra zona de formación (por ejemplo, la zona de formación 6, en la modalidad ilustrada en la Figura 7C) .

En una modalidad alternativa, con referencia a la Figura 7D, el fluido de desviación es introducido dentro del sondeo 114 y, desde el sondeo 114, el fluido de desviación puede ser introducido dentro de la primera trayectoria de flujo en la formación, como es representado por la flecha de flujo G. En la modalidad de la Figura 7D, el paquete 108 se forma dentro de la fractura 106 a una distancia relativamente mayor que el sondeo 114 (por ejemplo, con relación a la modalidad de las figuras 7B y 7C) , por ejemplo, mayor que un radio de aproximadamente 3 metros (10 pies) del sondeo (por ejemplo, "campo lejano"). Con referencia a la Figura 7E, en una modalidad donde el paquete 108 se forma dentro de la fractura 106 a una distancia relativamente mayor del sondeo 114, el fluido de tratamiento pueden ser desviado hacia una segunda trayectoria de flujo en la fomiación que comprende una nueva fractura o una fractura ramificada 109 dentro de la misma zona de formación (por ejemplo, la zona de formación 4, en la modalidad ilustrada en la Figura 7E.

En una modalidad, como se notó anteriormente, el agente de desviación puede ser configurado, por ejemplo, vía la selección de un tamaño y/o forma dados, como puede ser 11 apreciado por una persona de experiencia en la técnica después de observar esta descripción, para la colocación en una posición dada (por ejemplo, la distancia desde el sondeo) dentro de tal trayectoria de flujo. No pretendiendo estar comprometido por alguna teoría, donde se desea que un paquete desviador (por ejemplo, el paquete desviador 108, como se ilustra en las Figuras 7B y 7C) se forme relativamente más cerca del sondeo, el desviador puede ser seleccionado para tener un tamaño relativamente más grande; alternativamente, donde se desea que un paquete desviador (por ejemplo, el paquete de desviador, como se ilustra en las Figuras 7D y 7E) para relativamente más lejos del sondeo (por ejemplo, campo lejano) , el desviador puede ser seleccionado para tener un tamaño relativamente más grande. Nuevamente, no pretendiendo estar comprometido por alguna teoría, las partículas de desviador relativamente más pequeñas pueden ser llevadas una distancia relativamente más grande dentro de la formación (por ejemplo, dentro de una fractura existente y/o en extensión). Como tal, el fluido de desviación puede ser formado de tal manera que el tapón del desviador se formará en un sitio deseado dentro de una trayectoria de flujo dada y, por ejemplo, para influenciar la trayectoria de flujo al fluido el fluido de tratamiento es desviado.

En una modalidad, después de que una cantidad del fluido de desviación suficiente para efectuar la desviación del fluido de tratamiento a una segunda trayectoria de flujo ha sido distribuido dentro de la primera trayectoria de flujo en la formación, la distribución de un fluido de servicio (por ejemplo, un fluido de fracturación tal como la fluido de tratamiento compuesto, como se describe en el presente documento) puede ser reasumido. El fluido de tratamiento puede ser introducido dentro de la formación hasta que el operador desea desviar el fluido de tratamiento a una tercera trayectoria de flujo en la formación. Como tal, el proceso de introducción de un fluido de tratamiento dentro de la formación para crear una trayectoria de flujo (por ejemplo, una fractura) y, después de esto, para desviar el fluido de tratamiento hacia otra trayectoria de flujo dentro de la formación y/o hacia un sitio diferente o profundidad diferente dentro de una trayectoria de flujo dada, puede ser continuado hasta que las zonas de formación próximas a las zonas de la primera etapa de fracturación, han sido fracturadas al grado deseado por un operador.

En una modalidad, por ejemplo, una modalidad donde la formación va a ser tratada en etapas múltiples (por ejemplo, dos, tres, cuatro, cinco, seis, o más etapas de tratamiento, como se describe en la presente) , cuando se desea comenzar el tratamiento de una segunda etapa, por ejemplo, cuando el tratamiento de la primera etapa de tratamiento, ha sido completado, las trayectorias de flujo (por ejemplo, los POES de la primera etapa de tratamiento) pueden ser taponadas y/o empaquetadas, por ejemplo, para taponar el flujo del fluido dentro y/o vía la primera etapa de tratamiento. Por ejemplo, en una modalidad, una o más de las trayectorias de flujo de fluido dentro o vía la primera etapa de tratamiento, pueden ser cesadas por la colocación de un tapón, tal como un empaquetador (por ejemplo, un empacador hinchable o mecánico, tal como un tapón de fracturacion) o un tapón de partículas, tal como un tapón de arena (por ejemplo, por la introducción de una suspensión de partículas concentradas) . Como tales, los POEs de la segunda etapa de tratamiento pueden ser aislados de los POEs de la segunda, tercera, cuarta, etc., etapas de tratamiento.

Después del aislamiento de la segunda etapa de tratamiento a partir de los POEs localizados más hacia abajo del pozo, una o más de las etapas de selección de la segunda etapa de tratamiento, que proporciona el sondeo que tiene la pluralidad de POEs, la preparación para la introducción del fluido de tratamiento vía los POEs de la segunda etapa, la formación del fluido de tratamiento compuesto dentro del sondeo próximo a la segunda etapa de tratamiento, la introducción del fluido de tratamiento compuesto en la formación vía una primera trayectoria de flujo (por ejemplo, una primera trayectoria de flujo de la segunda etapa) en la formación, el monitoreo del inicio de la fractura y/o la extensión dentro de la formación próxima y/o sustancialmente adyacente a la segunda etapa de tratamiento, y desviando el fluido de tratamiento desde la primera trayectoria flujo (por ejemplo, la primera trayectoria de flujo de la segunda etapa) dentro de la formación hacia una segunda trayectoria de flujo (por ejemplo, una segunda trayectoria de flujo de la segunda etapa) en la formación puede ser realizada con respecto a la segunda etapa de tratamiento, por ejemplo, como se describe en la presente con respecto a la primera etapa de tratamiento. Como se describe en la presente, la primera y segunda trayectorias de flujo de la segunda etapa de tratamiento pueden estar en zonas diferentes (por ejemplo, como se describe con respecto a las Figuras 7B y 7C) o dentro de la misma zona (por ejemplo, como se describe con respecto a las Figuras 7D y 7E) .

En una modalidad adicional, las porciones del método MIT pueden ser repetidas con respecto a cada uno de la tercera, cuarta, quinta, sexta, o más, etapas de tratamiento, por ejemplo, como se describe en la presente con respecto a la primera etapa de tratamiento.

En una modalidad, después de la terminación del tratamiento de la formación subterránea o algún número de zonas de la misma, por ejemplo, el tratamiento vía el método MIT 1000 descrito, el sondeo y/o la formación subterránea pueden ser preparados para la producción, por ejemplo, producción de un hidrocarburo a partir de ésta.

En una modalidad, la preparación del sondeo y/o la formación para la producción pueden comprender el retiro del material desviador desde una o más trayectorias de flujo, por ejemplo, al permitir que el material desviador en éste se degrade. Como se anotó anteriormente, el desviador puede ser introducido dentro de una o más trayectorias de flujo durante el desempeño del método MIT 1000 descrito en la presente, por ejemplo, para restringir así la comunicación fluida vía esa trayectoria de flujo particular y, con esto, desviar el movimiento del fluido hacia otra trayectoria de flujo. En tal modalidad, se puede permitir que el desviador se degrade, con lo cual se permite el movimiento del fluido vía las trayectorias de flujo que se extienden entre el sondeo y la formación y abriendo estas trayectorias de flujo para la comunicación de un fluido de producción, tal como un hidrocarburo. Como se anotó anteriormente, el desviador (por ejemplo, un material degradable) puede ser seleccionado y/o de otro modo configurado de tal manera que el desviador se degradará (por ejemplo, con lo cual se establece y/o se mejora la comunicación de fluido entre el sondeo y la formación) dentro de una intervalo de tiempo deseado y/o preseleccionado . Por ejemplo, el desviador puede ser configurado y/o seleccionado de tal manera que al menos 75 % en volumen, alternativamente, al menos 85 %, alternativamente, al menos 95 %, alternativamente, al menos 99 %, del desviador se degradará dentro de tal intervalo de tiempo adecuado. En una modalidad, tal intervalo de tiempo adecuado puede ser de aproximadamente 4 horas a aproximadamente 100 horas, alternativamente, de aproximadamente 8 horas a aproximadamente 80 horas, alternati amente, de aproximadamente 10 horas a aproximadamente 60 horas.

En una modalidad adicional, la preparación del sondeo y/o la formación para la producción puede comprender la perforación a partir del sondeo, el moleteado del sondeo, la limpieza o el lavado del sondeo, o combinaciones de los mismos. Como se anotó anteriormente, durante el tratamiento del sondeo y/o la formación subterránea, uno o más tapones (por ejemplo, tapones de fracturación, tapones puente, tapones de arena, o similares) pueden ser colocados dentro del sondeo, por ejemplo, para impedir la comunicación fluida a través de ciertas porciones del sondeo y/o la formación, por ejemplo, entre las etapas de tratamiento sucesivas de una operación de tratamiento completa. En tal modalidad, uno o más de tales tapones pueden ser retirados, por ejemplo, de tal manera que los fluidos producidos a partir de la formación (por ejemplo, hidrocarburos) pueden fluir libremente dentro y vía el sondeo, por ejemplo, para ser retirados del sondeo. En una modalidad, cualquier operación tal de perforación, moleteado y/o limpieza puede ser realizada empleando cualquier proceso o aparato adecuado, como puede ser apreciado por una persona de experiencia ordinaria en la técnica después de observar esta descripción.

En una modalidad, un método de servicio del sondeo, tal como el método MIT 1000 descrito en la presente o alguna porción del mismo, puede ser un medio ventajoso mediante el cual tratar una formación subterránea. Por ejemplo, un método de tratamiento, tal como el método MIT 1000, puede ser empleado para tratar simultáneamente o sustancialmente de manear contemporánea múltiples zonas de una formación simple. Como se describe en la presente, tal método de tratamiento puede permitir que un operador trate múltiples zonas, por ejemplo, vía múltiples POEs, al desviar selectivamente el movimiento de un fluido de tratamiento desde una trayectoria de flujo dada dentro de la formación hacia otra trayectoria de flujo en la formación. Por ejemplo, mediante el empleo de un método, tal como el método MIT descrito en la presente, un operador puede ser capaz de dar servicio a 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, o más zonas durante una etapa de tratamiento sustancialmente continua simple, como se describe en la presente. Como puede ser apreciado por una persona ordinaria en la técnica, los métodos convencionales de tratamiento no han incluido el dar servicio simultáneamente o sustancialmente de manera contemporánea a tal número de zonas ya que, debido a la heterogeneidad entre diversas zonas de una formación dada (por ejemplo, debido a que varias zonas a menudo exhiben diferentes presiones de inicio de la fractura y/o de extensión de la fractura) , una primera zona puede recibir el fluido de tratamiento, mientras que una segunda zona no lo recibe (por ejemplo, la primera zona es la zona o fractura dominante) . Como tales, los métodos y/o sistemas convencionales no han proporcionado una manera en la cual asegurar que todas las zonas reciban el fluido de tratamiento. Más bien, los métodos de tratamiento convencionales confían en limitar el número de POEs para cada etapa, frecuentemente a un POE simple, o un número limitado de POEs, en un esfuerzo para proporcionar energía suficiente y flujo de fluido para tratar por medio de cada POE. Por lo tanto, los métodos de tratamiento descritos en la presente proporcionan sorprendentemente un medio mediante el cual tratar una o más formaciones vía múltiples POEs, al tiempo que requiere menos energía y al tiempo que necesita velocidades de flujo generales más bajas.

Adicionalmente , los métodos convencionales de refracturación (por ejemplo, extensión de fracturas existentes) de una formación han sido similarmente no exitosos, ya que debido a que la presión de la presión de la extensión de la fractura varía entre varias zonas de una formación, tales métodos convencionales han sido incapaces de desviar fluido de tratamiento desde las zonas que tienen presiones de extensión más bajas, a zonas que tienen presiones de extensión relativamente más altas. Como tales, los métodos actualmente descritos (por ejemplo, el método MIT 1000) permiten que los operadores traten los múltiples métodos durante una etapa de tratamiento simple, mientras que aseguran que cada una de las zonas, como es deseado para una operación dada, reciba el fluido de tratamiento para tratar así (por ejemplo, estimular) una zona particular de esa formación.

Adicionalmente , en una modalidad, los métodos actualmente descritos pueden proporcionar un operador con la capacidad para manejar más rápida y eficientemente las contingencias que pueden ocurrir durante el tratamiento. Por ejemplo, debido a que los métodos actualmente descritos utilizan múltiples trayectorias de flujo dentro y/o fuera del sondeo, en el caso de tal contingencia (por ejemplo, filtración, sobre-desviación, desviación no pretendida, o similares) , los métodos descritos en la presente pueden hacer posible que el operador remedie, por ejemplo, mediante circulación inversa, limpieza, o similar (por ejemplo, utilizando una o ambas trayectorias de flujo) , alguna porción del sondeo, por ejemplo, para recuperar así al menos una porción de un fluido de desviación que ha sido colocado dentro del sondeo y/o dentro de la formación y, con esto, hacer posible que el operador reasuma las operaciones de tratamiento.

En una modalidad adicional, los métodos actualmente descritos pueden permitir que una operación de servicio sea realizada más rápida y eficientemente, en relación a los métodos convencionales de servicio a los sondeos. Por ejemplo, debido a que múltiples zonas pueden ser servidas simultáneamente y/o sustancialmente de manera contemporánea, el número de veces que las herramientas en el fondo del pozo deben ser reconfiguradas (por ejemplo, cambiadas de una configuración de perforación a una configuración de fracturación) puede ser disminuido. Por ejemplo, en el desempeño de los métodos convencionales, cada reconfiguración de una herramienta en el fondo del pozo (por ejemplo, tales como las herramientas descritas en la presente) requirió entrada y/o salida de una herramienta de desplazamiento mecánico o un miembro de señalización, tal como el miembro de obturación descrito en la presente (por ejemplo, una bola o dardo) , con lo cual ser requiere una cantidad significativa de tiempo. Como tal, la habilidad para dar servicio a múltiples zonas con reconfiguraciones mínimas de las herramientas en el fondo del pozo ahorra tiempo valioso y recursos, haciendo significativamente más eficiente la operación de servicio general.

DESCRIPCION DE MODALIDADES ADICIONALES Las siguientes son modalidades específicas, no limitantes, de acuerdo con la presente descripción: Modalidad A. Un método para dar servicio a una formación subterránea que comprende: proporcionar un sondeo que penetra la formación subterránea y que tiene una sarta de entubado colocada en éste, la sarta de entubado comprende una pluralidad de puntos de entrada, en donde cada uno de la pluralidad de puntos de entrada, proporciona una ruta para una comunicación fluida desde la sarta de entubado hacia la formación subterránea; la introducción de un fluido de tratamiento dentro de la formación subterránea vía una primera trayectoria de flujo; y la desviación del fluido de tratamiento desde la primera trayectoria de flujo dentro de la formación hacia una segunda trayectoria de flujo dentro de la formación.

Modalidad B. El método de la modalidad A, en donde uno o más de los puntos de entrada comprende una perforación.

Modalidad C. El método de una de las modalidades A y B, en donde uno o más del punto de entrada, comprende una ventana de entubado.

Modalidad D. El método de una de las modalidades A a la C, en donde la provisión de un sondeo que tiene la sarta de entubado que comprende la pluralidad de puntos de entrada, incluye : la colocación de un aparato de chorro de fluido dentro de la sarta de entubado, en donde el aparato de chorro de fluido es acoplado a una sarta de trabajo; la configuración del aparato de chorro de fluido para emitir un fluido de perforación; y la operación del aparato de chorro de fluido para introducir una o más perforaciones dentro de la sarta de entubado .

Modalidad E. El método de una de las modalidades A a la D, en donde la provisión de un sondeo que tiene una sarta de entubado que comprende la pluralidad de puntos de entrada, comprende: desplazar un montaje de ventana de entubado desde una primera configuración en la cual el montaje de ventana de entubado no proporciona una ruta de comunicación fluida desde la sarta de entubado hacia la formación subterránea, a una segunda configuración en la cual el montaje de ventana de entubado proporciona una ruta de comunicación fluida desde la sarta de entubado hacia la formación subterránea, en donde el montaje de ventana de entubado es incorporado dentro de la sarta de entubado.

Modalidad F. El método de la modalidad E, en donde el desplazamiento de la ventana de entubado desde la primera configuración hacia la segunda configuración comprende: la colocación de una herramienta de desplazamiento mecánico dentro de la sarta de entubado, en donde la herramienta de desplazamiento mecánico es acoplada a una sarta de trabajo; el accionamiento de la herramienta de desplazamiento mecánico, en donde el accionamiento de la herramienta de desplazamiento mecánico provoca que la herramienta de desplazamiento mecánico se acople a un manguito deslizante del montaje de ventana de entubado; y el movimiento del manguito deslizante para no obstruir una o más compuertas de fluido del montaje de ventana de entubado.

Modalidad G. El método de una de las modalidades A a la F, en donde el fluido de tratamiento comprende un fluido de tratamiento compuesto, y que comprende además la formación del fluido de tratamiento dentro del sondeo.

Modalidad H. El método de una de las modalidades A a la G, en donde la formación del fluido de tratamiento compuesto dentro del sondeo comprende: introducir un primer componente fluido dentro del sondeo vía una primera trayectoria de flujo dentro del sondeo; introducir un segundo componente de fluido dentro del sondeo vía una segunda trayectoria de flujo dentro del sondeo; y mezclar el primer componente y el segundo componente dentro del sondeo.

Modalidad I. El método de la modalidad H, en donde la primera trayectoria de flujo dentro del sondeo comprende un orificio de flujo definido por una sarta de trabajo y la segunda trayectoria de flujo dentro del sondeo comprende un espacio anular entre la sarta de entubado y la sarta de trabajo.

Modalidad J. El método de la modalidad I, en donde el primer componente fluido comprende una suspensión cargada con el consolidante concentrado, en donde el segundo componente fluido comprende un diluyente, y en donde el fluido de tratamiento compuesto comprende un fluido de fracturación.

Modalidad K. El método de una de las modalidades A a la J, en donde la desviación del fluido de tratamiento compuesto desde la primera trayectoria de flujo dentro de la formación a hacia una segunda trayectoria de flujo dentro de la formación, comprende la introducción de un fluido de desviación en la primera trayectoria de flujo dentro de la formación.

Modalidad L. El método de la modalidad K, en donde el fluido de desviación comprende un desviador, en donde el desviador comprende un material degradable .

Modalidad M. El método de la modalidad L, en donde el desviador comprende un polímero degradable, una sal deshidratada, o combinaciones de los mismos.

Modalidad N. El método de una de las modalidades L o M, en donde el desviador comprende poli (ácido láctico) .

Modalidad 0. El método de una de las modalidades L o M, en donde la introducción del fluido de desviación dentro de la primera trayectoria de flujo en la formación, provoca la formación de un tapón del desviador dentro de la primera trayectoria de flujo en la formación.

Modalidad P. El método de la modalidad 0, en donde la primera trayectoria de flujo hacia la formación comprende uno de una pluralidad de puntos de entrada, en donde el tapón se forma dentro del punto de entrada de la primera trayectoria de flujo en la formación.

Modalidad Q. El método de la modalidad P, en donde la segunda trayectoria de flujo dentro de la formación comprende un punto de entrada diferente del punto de entrada de la primera trayectoria de flujo en la formación.

Modalidad R. El método de una de las modalidades 0 a Q, en donde el tapón se forma dentro de la formación.

Modalidad S. El método de la modalidad R, en donde la segunda trayectoria de flujo dentro de la formación comprende una fractura dentro de la misma zona de la formación subterránea que la primera trayectoria de flujo en la formación.

Modalidad T. El método de una de las modalidades A a S, que comprende además el monitoreo de la formación subterránea conforme el fluido de tratamiento compuesto es introducido en ésta.

Modalidad U. El método de la modalidad T, en donde la formación subterránea es monitorizada utilizando análisis microsísmico .

Modalidad V. El método de una de las modalidades A a U, que comprende además : introducir el fluido de tratamiento compuesto dentro de la formación subterránea vía la segunda trayectoria de flujo; y desviar el fluido de tratamiento compuesto de la segunda trayectoria de flujo en la formación hacia una tercera trayectoria de flujo en la formación.

Modalidad W. El método de la modalidad K, que comprende además: recuperar al menos una porción del fluido de desviación desde la primera trayectoria de flujo dentro de la formación; y introducir una cantidad adicional del fluido compuesto dentro de la primera trayectoria de flujo en la formación.

Modalidad X. Un método para dar servicio a una formación subterránea, que comprende: proporcionar una pluralidad de puntos de entrada dentro de la formación subterránea asociados con una primera etapa de la operación de servicio a la sonda; introducir un fluido de tratamiento compuesto dentro de la formación subterránea vía un primero de la pluralidad de puntos de entrada en la formación, asociados con la primera etapa; introducir un fluido de desviación dentro del primero de la pluralidad de puntos de entrada en la formación, en donde la introducción de un fluido de desviación en el primero de la pluralidad de puntos de entrada en la formación asociados con la primera etapa, provoca que el fluido de tratamiento compuesto sea desviado desde el primero de la pluralidad de puntos de entrada asociados con la primera etapa, hacia un segundo de la pluralidad de puntos de entrada asociados con la primera etapa; e introducir el fluido de tratamiento compuesto dentro de la formación subterránea vía el segundo de la pluralidad de puntos de entrada en la formación asociado con la primera etapa.

Modalidad Y. El método de la modalidad X, en donde el fluido de desviación comprende un desviador, en donde el desviador comprende un material degradable .

Modalidad Z. El método de la modalidad Y, en donde el desviador comprende un polímero degradable, una sal deshidratada, o combinaciones de los mismos.

Modalidad AA. El método de una de las modalidades X a la Z, que comprende además el aislamiento de la pluralidad de puntos de entrada en la formación subterránea, asociados con la primera etapa proveniente de una segunda etapa.

Modalidad AB. El método de la modalidad AA, que comprende además introducir un fluido de tratamiento compuesto dentro de la formación subterránea vía un primero de una pluralidad de puntos de entrada en la formación, asociados con la segunda etapa; y introducir un fluido de desviación dentro del primero de la pluralidad de puntos de entrada en la formación asociado con la segunda etapa, en donde la introducción de un fluido de desviación dentro del primero de la pluralidad de puntos de entrada en la formación asociada con la segunda etapa, provoca que el fluido de tratamiento compuesto sea desviado desde el primero de la pluralidad de puntos de entrada asociado con la segunda etapa, a un segundo de la pluralidad de puntos de entrada asociado con la segunda etapa.

Modalidad AC. El método de la modalidad AA, en donde el aislamiento de la pluralidad de puntos de entrada dentro de la formación subterránea asociado con la primera etapa desde la segunda etapa comprende la colocación de un tapón de partículas.

Mientras que las modalidades de la invención han sido mostradas y descritas, las modificaciones de la misma pueden ser realizadas por una persona experta en la técnica sin apartarse del espíritu y las enseñanzas de la invención. Las modalidades descritas en la presente son ejemplares únicamente, y no están destinadas a ser limitantes. Muchas variaciones y modificaciones de la invención descritas en la presente son posibles y están dentro del alcance de la invención. Donde los intervalos numéricos o limitaciones son expresamente establecidos, tales intervalos y limitaciones expresos debe entenderse que incluyen intervalos iterativos o limitaciones de entenderse para incluir intervalos o limitaciones de magnitud similar que caen dentro de los intervalos o limitaciones expresamente establecidos (por ejemplo, de aproximadamente 1 a aproximadamente 10 incluye 2, 3, 4, etc., mayor de 0.10; incluye 0.11, 0.12, 0.13, etc.). Por ejemplo, siempre que un intervalo numérico con un límite inferior, Rl, y un límite superior, Ru se describa, cualquier número que caiga dentro del intervalo es específicamente descrito. En particular, los siguientes números dentro del intervalo son específicamente descritos: R=Rl+k * (Ru-Rl) , en donde k es una variable en el intervalo de 1 por ciento a 100 por ciento, con un incremento de 1 por ciento, es decir, k es 1 por ciento, 2 por ciento, 3 por ciento, 4 por ciento, 5 por ciento, 50 por ciento, 51 por ciento, 52 por ciento, 95 por ciento, 96 por ciento, 97 por ciento, 98 por ciento, 99 por ciento, o 100 por ciento. Además, cualquier intervalo numérico definido por dos números R como se define en lo anterior, es también específicamente descrito. El uso del término "opcionalmente " con respecto a cualquier elemento de una reivindicación está destinado a significar que el elemento indicado es requerido, o alternativamente, no es requerido. Ambas alternativas están destinadas a estar dentro del alcance de la reivindicación. El uso de términos más amplios, tales como comprende, incluye, que tiene etc., debe entenderse que proporcionan apoyo para términos más estrechos tales como que consiste de, que consiste esencialmente de, comprendido sustancialmente de, etc.

En consecuencia, el alcance de la protección no está limitada por la descripción detallada anteriormente, sino únicamente limitado por las reivindicaciones siguientes, ese alcance incluye todos los equivalentes de la materia de interés de las reivindicaciones. Todos y cada una de las reivindicaciones son incorporados en la especificación como una modalidad de la presente invención. De este modo, las reivindicaciones son una descripción adicional, y son una adición a las modalidades de la presente invención. La discusión de una referencia en la Descripción Detallada de las Modalidades no es una admisión de que sea técnica anterior a la presente invención, especialmente cualquier referencia que pueda tener fecha de publicación posterior a la fecha de prioridad de esta solicitud. Las descripciones de todas las patentes, solicitudes de patente y publicaciones citadas en la presente, son incorporadas aquí por referencia, al grado en que éstas proporcionen detalles ejemplares, de procedimiento o de otro tipo, suplementarios para aquellos descritos en la presente.

Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims

REIVI DICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones :

1. Un método para dar servicio a una formación subterránea, caracterizado porque comprende: proporcionar un sondeo que penetra la formación subterránea y que tiene una sarta de entubado colocada en éste, la sarta de entubado comprende una pluralidad de puntos de entrada, en donde cada uno de la pluralidad de puntos de entrada, proporciona una ruta para una comunicación fluida desde la sarta de entubado hacia la formación subterránea; introducir un fluido de tratamiento dentro de la formación subterránea vía una primera trayectoria de flujo; y la desviación del fluido de tratamiento desde la primera trayectoria de flujo dentro de la formación hacia una segunda trayectoria de flujo dentro de la formación.

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque uno o más de los puntos de entrada comprenden una perforación.

3. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 y 2, caracterizado porque uno o más de los puntos de entrada comprenden una ventana de entubado.

4. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-3, caracterizado porque la provisión de un sondeo que tiene la sarta de entubado que comprende la pluralidad de puntos de entrada incluye: la colocación de un aparato de chorro de fluido dentro de la sarta de entubado, en donde el aparato de chorro de fluido es acoplado a una sarta de trabajo; la configuración del aparato de chorro de fluido para emitir un fluido de perforación; y la operación del aparato de chorro de fluido para introducir una o más perforaciones dentro de la sarta de entubado.

5. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-4, caracterizado porque la provisión de un sondeo que tiene una sarta de entubado que comprende la pluralidad de puntos de entrada comprende: desplazar un montaje de ventana de entubado desde una primera configuración en la cual el montaje de ventana de entubado no proporciona una ruta de comunicación fluida desde la sarta de entubado hacia la formación subterránea, a una segunda configuración en la cual el montaje de ventana de entubado proporciona una ruta de comunicación fluida desde la sarta de entubado hacia la formación subterránea, en donde el montaje de ventana de entubado es incorporado dentro de la sarta de entubado.

6. El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque el desplazamiento de la ventana de entubado desde la primera configuración hacia la segunda configuración comprende: la colocación de una herramienta de desplazamiento mecánico dentro de la sarta de entubado, en donde la herramienta de desplazamiento mecánico es acoplada a una sarta de trabajo; el accionamiento de la herramienta de desplazamiento mecánico, en donde el accionamiento de la herramienta de desplazamiento mecánico provoca que la herramienta de desplazamiento mecánico se acople a un manguito deslizante del montaje de ventana de entubado,- y el movimiento del manguito deslizante para no obstruir una o más compuertas de fluido del montaje de ventana de entubado.

7. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-6, caracterizado porque el fluido de tratamiento comprende un fluido de tratamiento compuesto, y comprende además la formación del fluido de tratamiento dentro del sondeo.

8. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-7, caracterizado porque la formación del fluido de tratamiento compuesto dentro del sondeo comprende: introducir un primer componente fluido dentro del sondeo vía una primera trayectoria de flujo dentro del sondeo; introducir un segundo componente de fluido dentro del sondeo vía una segunda trayectoria de flujo dentro del sondeo; y mezclar el primer componente y el segundo componente dentro del sondeo.

9. El método de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque la primera trayectoria de flujo dentro del sondeo comprende un orificio de flujo definido por una sarta de trabajo y la segunda trayectoria de flujo dentro del sondeo comprende un espacio anular entre la sarta de entubado y la sarta de trabajo.

10. El método de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque el primer componente fluido comprende una suspensión cargada con el consolidante concentrado, en donde el segundo componente fluido comprende un diluyente, y en donde el fluido de tratamiento compuesto comprende un fluido de fracturación .

11. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-10, caracterizado porque la desviación del fluido de tratamiento compuesto desde la primera trayectoria de flujo dentro de la formación hacia una segunda trayectoria de flujo dentro de la formación, comprende la introducción de un fluido de desviación en la primera trayectoria de flujo dentro de la formación.

12. El método de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque el fluido de desviación comprende un desviador, en donde el desviador comprende un material degradable.

13. El método de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque el desviador comprende un polímero degradable, una sal deshidratada, o combinaciones de los mismos.

1 . El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 12 o 13, caracterizado porque el desviador comprende poli (ácido láctico).

15. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 12 o 13, caracterizado porque la introducción del fluido de desviación dentro de la primera trayectoria de flujo en la formación, provoca la formación de un tapón del desviador dentro de la primera trayectoria de flujo en la formación.

16. El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque la primera trayectoria de flujo hacia la formación comprende uno de una pluralidad de puntos de entrada, en donde el tapón se forma dentro del punto de entrada de la primera trayectoria de flujo en la formación.

17. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque la segunda trayectoria de flujo dentro de la formación comprende un punto de entrada diferente del punto de entrada de la primera trayectoria de flujo en la formación.

18. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 15-17, caracterizado porque el tapón se forma dentro de la formación.

19. El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque la segunda trayectoria de flujo dentro de la formación comprende una fractura dentro de la misma zona de la formación subterránea que la primera trayectoria de flujo en la formación.

20. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-19, caracterizado porque comprende además el monitoreo de la formación subterránea conforme el fluido de tratamiento compuesto es introducido en ésta.

21. El método de conformidad con la reivindicación 20, caracterizado porque la formación subterránea es monitorizada utilizando análisis microsísmico .

22. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-21, caracterizado porque comprende además: introducir el fluido de tratamiento compuesto dentro de la formación subterránea vía la segunda trayectoria de flujo; y desviar el fluido de tratamiento compuesto de la segunda trayectoria de flujo en la formación hacia una tercera trayectoria de flujo en la formación.

23. El método de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque comprende además: recuperar al menos una porción del fluido de desviación desde la primera trayectoria de flujo dentro de la formación; y introducir una cantidad adicional del fluido compuesto dentro de la primera trayectoria de flujo en la formación.

24. Un método para dar servicio a una formación subterránea, caracterizado porque comprende: proporcionar una pluralidad de puntos de entrada dentro de la formación subterránea asociados con una primera etapa de la operación de servicio a la sonda ; introducir un f luido de tratamiento compuesto dentro de la formación subterránea vía un primero de la plural idad de puntos de entrada en la formación , asociados con la primera etapa ; introducir un f luido de desviación dentro del primero de la plural idad de puntos de entrada en la formación , en donde la introducción de un f luido de desviación en el primero de la plural idad de puntos de entrada en la formación asociados con la primera etapa , provoca que el fluido de tratamiento compuesto sea desviado desde el primero de la pluralidad de puntos de entrada asociados con la primera etapa, hacia un segundo de la pluralidad de puntos de entrada asociados con la primera etapa; e introducir el fluido de tratamiento compuesto dentro de la formación subterránea vía el segundo de la pluralidad de puntos de entrada en la formación asociado con la primera etapa.

25 . El método de conformidad con la reivindicación 24 , caracterizado porque el fluido de desviación comprende un desviador, en donde el desviador comprende un material degradable .

26 . El método de conformidad con la reivindicación 25 , caracterizado porque el desviador comprende un pol ímero degradable , una sal deshidratada , o combinaciones de los mismos .

27. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 24-26, caracterizado porque comprende además el aislamiento de la pluralidad de puntos de entrada en la formación subterránea, asociados con la primera etapa proveniente de una segunda etapa.

28. El método de conformidad con la reivindicación 27, caracterizado porque comprende además introducir un fluido de tratamiento compuesto dentro de la formación subterránea vía un primero de una pluralidad de puntos de entrada en la formación, asociados con la segunda etapa; y introducir un fluido de desviación dentro del primero de la pluralidad de puntos de entrada en la formación asociado con la segunda etapa, en donde la introducción de un fluido de desviación dentro del primero de la pluralidad de puntos de entrada en la formación asociada con la segunda etapa, provoca que el fluido de tratamiento compuesto sea desviado desde el primero de la pluralidad de puntos de entrada asociado con la segunda etapa, a un segundo de la pluralidad de puntos de entrada asociado con la segunda etapa.

29. El método de conformidad con la reivindicación 27, caracterizado porque el aislamiento de la pluralidad de puntos de entrada dentro de la formación subterránea asociado con la primera etapa desde la segunda etapa comprende la colocación de un tapón de partículas.