MX2010010615A - Metodo de perforacion para la colocacion efectiva de un tapon de arena en pozos horizontales. - Google Patents

Abstract

Se revelan métodos para aislar porciones de una formación subterránea. Se determina la altura planeada y establecida de un tapón de arena en un pozo adyacente a una primera zona de la formación subterránea. Se perfora la primera zona usando una herramienta hidráulica de chorro la cual es orientada de tal forma que se formen perforaciones por debajo de la altura planeada y establecida del tapón de arena.

Description

MÉTODO DE PERFORACIÓN PARA LA COLOCACIÓN EFECTIVA DE UN TAPÓN DE ARENA EN POZOS HORIZONTALES CAMPO DE LA INVENCIÓN Esta aplicación se refiere a las operaciones subterráneas de estimulación y, más particularmente, a los métodos para aislar porciones de una formación subterránea adyacente á un pozo muy desviado.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Para producir hidrocarburos (p.ej., aceite, gas, etc.) a partir de una formación subterránea, se deben perforar pozos que penetren porciones contenedoras de hidrocarburos de la formación subterránea. La porción de la formación subterránea de la que los hidrocarburos pueden ser producidos es comúnmente conocida como una "zona de producción". En algunos casos, una formación subterránea que es penetrada por el pozo puede tener múltiples zonas de producción en varias ubicaciones a lo largo del pozo.

Generalmente, después de que se ha perforado un pozo hasta una profundidad deseada, se llevan a cabo operaciones de terminación. Tales operaciones de terminación pueden incluir el insertar un revestidor o encamisado en el pozo y, en ocasiones, se cementa un encamisado o revestidor en su lugar. Una vez que el pozo es completado como se desea (revestido, encamisado, pozo abierto, o cualquier : otra finalización conocida) se puede llevar a cabo una operación de estimulación para mejorar la producción de hidrocarburos en el pozo. Algunos ejemplos de operaciones de estimulación común involucran fracturar hidráulicamente, acidificación, fractura de acidificación, y chorro hidráulico. , Las operaciones de estimulación tienen por objeto incrementar el flujo de hidrocarburos de la formación subterránea que rodea el pozo en el pozo mismo de tal forma que los hidrocarburos se puedan producir entonces hasta la boca del pozo.

Casi siempre hay múltiples zonas a lo largo del pozó de las que es deseable producir hidrocarburos. Las operacipnes de estimulación, tales como las mencionadas anteriormente, pueden ser problemáticas en formaciones subterráneas que comprenden múltiples zonas de producción a lo largo del pozo. En particular, en las operaciones de estimulación pueden resultar problemas cuando el pozo penetra múltiples zonas debido a la variación de los gradientes de fractura entre estas zonas. Las diferentes zonas tienden a tener gradientes de fractura diferentes. Además, en una situación en la , que alguna zona a lo largo de un pozo se agota, esta tendrá un gradiente de fractura menor, que una zona menos agotada o; sin agotar. Cuanto más se agota una zona, menor es el gradiente de fractura. Así, cuando una operación de estimulación se conduce simultáneamente en más de una zona de producción, el tratamiento de estimulación tenderá a seguir la trayectoria de menor resistencia y preferentemente entrar en las zonas más agotadas. Por lo tanto, la operación de estimulación podría no conseguir los resultados deseados en aquellas zonas de producción que tengan gradientes de fractura relativamente mayores. En algunos pozos, se puede usar un dispositivo mecánico de aislamiento tal como un envasador y un tapón de puente pueden ser usados para aislar zonas de producción en particular, pero tales envasadores y tapones son con frecuencia problemáticos debido a la existencia de perforaciones abiertas en el pozo y al atascamiento potencial de los dispositivos. Adicionalmente, en pozos horizontales el pozo es comúnmente contenido a un área de producción. Puede ser deseable realizar numerosos tratamientos de simulación en un número de zonas dentro de la misma área de producción a lo largo de la longitud del pozo horizontal.

Un método usado para combatir los problemas encontrados durante la estimulación de una formación subterránea que tenga múltiples zonas de producción implica la colocación de un tapón de arena dentro del pozo. Cuando ha sido colocado exitosamente, los tapones de arena aislan las zonas de aguas abajo a lo largo del pozo. Una vez que la zona de aguas abajo ha sido sellada con un tapón de arena, se pueden estimular otras zonas de producción de aguas arriba. Por lo tanto, los tapones de arena se colocan a fin de aislar zonas más allá de la cabeza del pozo (aguas abajo) de las zonas más cercanas a la cabeza del pozo (aguas arriba) . Las operaciones convencionales de tapones de arena colocan arena dentro de un pozo y permiten que se asiente dentro de una porción del pozo adyacente a la zona que será aislada, de tal forma que los fluidos de fracturación y otros materiales que son colocados después en el pozo no llegarán a la zona aislada. Eso es, llenando una porción aguas abajo del pozo con el tapón de arena, la formación aguas arriba del tapón de arena puede ser estimulado posteriormente sin afectar la zona más baja de aguas abajo. Utilizando exitosamente tal técnica permite para la formación de una pluralidad de zonas estimuladas a lo largo de un pozo horizontal, cada una de las cuales pueden ser estimuladas independientemente de las zonas previamente estimuladas.

Un método conocido de tapón de arena es descrito en SPE 50608. Más específicamente, SPE 50608 describe el uso de tubería flexible para desplegar pistolas de perforación explosivas para perforar una zona de tratamiento mientras se mantiene un control del pozo y la integridad del tapón de arena. En los métodos descritos en SPE 50608, una etapa de fracturación fue llevada a cabo a través de perforaciones de tratamiento y entonces, una vez que el fracturación fue completado, se colocó un tapón de arena a través de las perforaciones de tratamiento. El tapón de arena fue colocado para incrementar la concentración de arena en el fluido de tratamiento mientras que simultáneamente se reducen las velocidades de bombeo, por lo tanto permitiendo que se forme un puente. El papel describe como se puede obtener que la integridad del tapón de arena pueda ser incrementada al llevar a cabo una técnica de estrechamiento. Tal como se utiliza aquí el término "técnica de estrechamiento" se refiere a una técnica en donde una porción de un fluido de tratamiento que comprende partículas es bombeado y detenido alternadamente, por lo tanto exponiendo el fluido de tratamiento a una presión diferencial contra una zona de interés en etapas a lo largo de un periodo que va de varios minutos a varias horas. Al estar bombeando y deteniendo alternadamente, el fluido de tratamiento es introducido a una zona a una presión mayor que la necesaria para el movimiento del fluido y por lo tanto el fluido de tratamiento y las partículas en él son forzados hacia la zona deseada. Alguien experto en el arte reconocerá que una técnica de estrechamiento puede ser repetida tanto como se requiera hasta que haya sido bombeado un volumen deseado de partículas, o hasta que ya no pueda ser colocado más volumen en la zona deseada. La técnica de estrechamiento puede ser usada para desarrollar un tapón de arena que forme un sello hidráulico efectivo. Sin embargo, cuando el pozo a ser tratado es un pozo altamente desviado, tapones tradicionales de arena son comúnmente inefectivos en las zonas de aislamiento a lo largo del pozo altamente desviado, aun: con la implementacion de una técnica de estrechamiento. A menudo, en pozos altamente desviados, un tapón de arena puede fallar para tapar completamente el diámetro del pozo.

Tal como se utiliza aquí, el término "pozo altamente desviado" se refiere a un pozo que está orientado entre 75 grados y 90 grados de la vertical (en donde 90 grados de la vertical corresponde a un pozo completamente horizontal) . Eso es, el término "pozo altamente desviado" se puede referir a una porción de un pozo que está en cualquier lugar desde completamente horizontal (90 grados de la vertical) hasta 75 grados de la vertical.

Otros métodos tradicionales de aislamiento son similarmente difíciles en pozos altamente desviados. Los envasadores mecánicos, comúnmente usados en pozos cementados, pueden ser poco apropiados para pozos altamente desviados. Sólo un porcentaje relativamente pequeño de terminaciones altamente desviadas durante los últimos 15 años o más usaron un tipo de terminación de revestidor cementado; muchos pozos altamente desviados son completados usando algún tipo de revestidor no cementado o una terminación descubierta de pozo abierto. Incluso si esos pozos fueran verticales, o no altamente desviados, la porción del pozo que fue cementada tiende a no ser cementada en las porciones altamente desviadas del pozo.

SUMARIO DE LA INVENCIÓN Esta aplicación se refiere a las operaciones subterráneas de estimulación y, más particularmente, a los métodos para aislar porciones de una formación subterránea adyacente a un pozo muy desviado.

En una modalidad, la presente invención se dirige a un método de terminación de un pozo en una formación subterránea, comprendiendo los pasos de: (a) determinar la altura planeada y establecida de un tapón de arena; (b) perforar una primera zona de la formación subterránea adyacente a la primera sección de un pozo mediante la inyección de un fluido presurizado a través de una herramienta hidráulica de chorro dentro de la formación subterránea, a fin de formar uno o más túneles de perforación, en donde la herramienta hidráulica de chorro es orientada a fin de formar uno o más túneles de perforación por debajo de la altura planeada y establecida del tapón de arena en la primera sección; (c) iniciar una o más fracturas en la primera zona de la formación subterránea mediante la inyección' de un fluido de fracturación dentro de uno o más túneles de perforación a través de la herramienta hidráulica de chorro; (d) llenar la primera sección con un tapón de arena hasta la altura planeada y establecida; y (e) mover la herramienta hidráulica de chorro a una segunda zona adyacente a una segunda sección del pozo, en donde la segunda zona está aguas arriba de la primera zona.

En otra modalidad, presente invención se dirige a un método de completar un pozo altamente desviado en una formación subterránea, comprendiendo los pasos de determinar una primera altura planeada y establecida de un tapón de arena en un pozo altamente desviado; y, perforar una primera zona en la formación subterránea mediante la inyección de un fluido presurizado a través de una herramienta hidráulica de chorro dentro de la formación subterránea, a fin de formar una o más perforaciones; en donde la herramienta hidráulica de chorro es orientada, a fin de formar una o más perforaciones por debajo de la altura planeada y establecida del tapón de arena en el pozo altamente desviado.

Las características y ventajas de la presente invención serán evidentes para aquellos que son expertos en la materia de la descripción de las modalidades preferidas que siguen cuando se toman en conjunto con los dibujos que las acompañan. Mientras que se pueden hacer numerosos cambios por aquellos que son expertos en la materia, tales cambios están dentro del espíritu de la invención.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Estos dibujos ilustran ciertos aspectos de algunas de las modalidades de la presente invención, y no deben ser utilizados para limitar o definir la invención.

La FIGURA 1 ilustra una herramienta de perforación orientada creando perforaciones en una primera zona de la formación subterránea.

La FIGURA 2 ilustra una vista de la sección transversal del pozo altamente desviado de la FIGURA 1.

La FIGURA 3 ilustra una herramienta de perforación orientada creando perforaciones en una segunda zona de la formación subterránea después de que la primera zona ha sido taponada .

Las FIGURAS 4A Y 4B ilustran la operación de una herramienta hidráulica de chorro para el uso llevando a cabo los métodos de acuerdo con la presente invención.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere a las operaciones de estimulación y, más particularmente, a métodos de aislamiento de porciones de una formación subterránea adyacente a un pozo altamente desviado. Entre otras cosas, los métodos de la presente invención permiten las operaciones de estimulación subterránea en porciones altamente desviadas de un pozo en donde se desea el aislamiento de las zonas de producción más alejadas de la cabeza del pozo de las zonas de producción más cercanas a la cabeza del pozo. El término "aguas abajo" como se usa aquí se refiere a los lugares a lo largo del pozo relativamente más alejadas de la cabeza del pozo y el término "aguas arriba" como se usa aquí se refiere a los lugares a lo largo del pozo más cercanos a la cabeza del pozo.

La presente invención puede ser usada a lo largo de pozos con cualquier estilo de finalización conocido; incluyendo revestidos, encamisados, pozo abierto, cementados, o en cualquier otra manera conocida en la materia. Más aun, la presente invención puede ser aplicada a porciones a lo largo de un pozo más viejo o porciones nuevas perforadas de un pozo.

Donde los métodos de la presente invención dan referencia a "estimulación", ese término se refiere a cualquier técnica de estimulación conocida en la materia para incrementar la producción de fluidos deseables de una formación subterránea adyacente a una porción de un pozo. Tales técnicas incluyen, pero no están limitadas a, fractura de acidificación, fracturación hidráulica, perforación y chorro hidráulico.

Un método apropiado de chorro hidráulico, presentado por Halliburton Energy Services, Inc., es conocido como el SURGIFRAC y está descrito en U.S. Pat . No. 5,765, 642. El proceso SURGI FRAC puede ser particularmente muy apropiado para su uso a lo largo de porciones altamente desviadas dé un pozo, donde encamisar el pozo puede ser difícil y/o caro. La técnica de chorro hidráulico SURGIFRAC hace posible la generación de una o más fracturas hidráulicas independientes de plano simple. Además, aun cuando pozos altamente desviados u horizontales están encamisados, con chorros hidráulicos en las perforaciones y fracturas en tales pozos generalmente resulta en un método más efectivo de fracturación que al usar técnicas tradicionales de perforación y fracturación. Sin embargo, mientras que técnicas como la SURGIFRAC pueden disminuir la necesidad de aislamiento de la zona, es a menudo deseable el usar un método o herramienta para aislar la zona aguas debajo de las zonas aguas arriba ya sea antes1 de realizar SURGIFRAC o entre estimulaciones SURGIFRAC.

Otro método apropiado de chorro hidráulico, presentado por Halliburton Energy Services, Inc., es conocido como el COBRAMAX-H y está descrito en U.S. Pat . No. 7,225, 869, el cual está incorporado aquí por referencia en su totalidad. El proceso COBRAMAX-H puede ser particularmente muy apropiado para su uso a lo largo de porciones altamente desviadas de un pozo. La técnica COBRAMAX-H hace posible la generación de una o más facturas hidráulicas independientes sin la necesidad del aislamiento de la zona, puede ser usado para perforar y fracturar en un simple viaje al fondo del pozo, y puede eliminar la necesidad de establecer tapones mecánicos mediante el uso de un tarugo de apuntalamiento. Sin embargo, similar a la técnica SURGIFRAC, mientras que el uso de COBRAMAX-H puede disminuir la necesidad de aislamiento de la zona, es a menudo deseable el usar un método o herramienta para aislar la zona aguas debajo de las zonas aguas arriba ya sea antes de realizar COBRAMAX-H o entre estimulaciones COBRAMAX-H.

Algunas modalidades de los métodos de la presente invención son apropiadas para su uso en porciones de pozos altamente desviados que tengan un final aguas abajo y un final aguas arriba en donde la porción del pozo penetra una pluralidad de zonas en la formación subterránea y en donde el aislamiento sucesivo de zonas es deseado. Generalmente, los métodos de la presente invención pueden ser usados para aislar zonas aguas arriba de las zonas aguas abajo. Las zonas de la formación subterránea a lo largo del pozo pueden ser consideradas, por ejemplo, como una primera zona ubicada aguas abajo (lo más alejada de la cabeza del pozo), una segunda zona ubicada aguas arriba de la primera zona, ; una tercera zona ubicada aguas arriba de la segunda zona, etc. De una instancia en donde hay tres zonas para ser estimuladas, siguiendo la estimulación de la primera zona (la zona J más aguas abajo) un tapón de arena puede ser colocado de acuerdo con los métodos de la presente invención a fin de aislar la primera zona de la segunda y tercera zonas. Después,: la segunda zona puede ser estimulada y entonces un tapón de arena puede ser colocado de acuerdo con los métodos de la presente invención a fin de aislar la segunda zona de la tercera zona. Mientras que se hace referencia en, este documento a la primera, segunda y tercera zona, alguien experto en la materia fácilmente reconocerá que cualquier número de zonas pueden estar implicadas, y que se dan tres zonas a modo de ejemplo.

Cuando se coloca un tapón de arena de acuerdo con las modalidades de la presente invención, el portador y partículas alcanzan la primera zona y entran en una o : más estimulaciones de allí. Con el tiempo, las estimulaciones, llenan de partículas y una vez que las estimulaciones son sustancialmente llenadas, las partículas comenzarán a asentarse, y formar un tapón de arena en la porción del pozo que rodea esa primera zona. Sin embargo, cuando este proceso es llevado a cabo usando métodos tradicionales de taponamiento de arena en porciones altamente desviadas de pozos, los tapones de arena resultantes tienden a hundirse y dejan un hueco en el pozo en una zona por ser aislada. Eso es, en porciones altamente desviadas de un pozo, la arena tiende a asentarse al fondo del pozo de tal forma que el fondo del pozo es aislado pero la parte superior del pozo no. Como resultado, algunas de las perforaciones quedarán desconectadas por el tapón de arena. Técnicas de estrechamiento pueden ser empleadas para levantar la arena hasta fuera de la cara abierta del tapón de arena y para moverla hacia abajo del pozo a lo largo del tapón para crear un efecto de duna que llena el pozo desde la parte superior hasta el fondo. Generalmente, alguien especializado en la materia reconocerá que se han llevado a cabo suficientes iteraciones de la técnica de estrechamiento y la velocidad de bombeo se ha incrementado para re movilizar las partículas, la presión en la parte baja del agujero se incrementa a un nivel cercano o a la presión esperada para provocar fracturación u otra ruptura en la zona directamente aguas arriba de la zona que está siendo aislada.

Para colocar un tapón de arena de acuerdo a algunas de las modalidades de los métodos de la presente invención, partículas están suspendidas en un fluido portador que será transportado a la ubicación deseada a lo largo del pozo. Cualquier fluido conocido en la materia como apropiado para transportar partículas (tales como paquetes de grava o fluido de fracturación) puede ser usado, incluyendo geles acuosos, emulsiones, y otros fluidos viscosos apropiados. Los geles acuosos apropiados están generalmente compuestos de agua y uno o más agentes coagulantes. Y emulsiones apropiadas pueden estar compuestas de dos o más líquidos inmiscibles tal como un líquido gelificado acuoso y uno licuado, normalmente un fluido gaseoso, tal como el nitrógeno. Los fluidos portadores preferidos para su uso de acuerdo con esta invención son geles acuosos compuestos de agua, un agente coagulante para gelificar el agua e incrementar su viscosidad, y opcionalmente, un agente de vinculación cruzada para vincular de forma cruzada el gel e incrementar aun más la viscosidad del fluido. La viscosidad incrementada del fluido portador gelificado o vinculado de forma cruzada, entre otras cosas, reduce la pérdida de fluido y permite al fluido portador transportar cantidades significativas de partículas suspendidas. Los fluidos portadores también pueden incluir uno o más de una variedad bien conocida de aditivos tales como rompedores, estabilizadores, aditivos de control de pérdida de fluido, estabilizadores de arcilla, bactericidas, y similares. El agua usada en el fluido portador puede ser agua dulce, agua salada (p.ej., agua que contenga una o más sales disueltas en ella), salmuera (p.ej., agua salada saturada), o agua de mar. Generalmente, el agua puede ser de cualquier fuente prevista de tal forma que ésta no contenga un exceso de componentes que afecten de forma adversa otros componentes en la composición de la resina o el desempeño de la composición de la resina relativo a las condiciones subterráneas a las que puede estar sujeta.

De acuerdo a algunas modalidades de la presente invención, las partículas suspendidas en el fluido portador son colocadas en un pozo a una velocidad y presión suficiente para llevar las partículas a la zona deseada a lo largo , del pozo. Una vez que las partículas han sido llevadas a la ubicación deseada, se les deja que asienten por un periodo de tiempo y que formen un tapón de arena. En algunas modalidades, las partículas pueden dejarse que asienten por tan solo cinco minutos; preferentemente, a las partículas se les deja que asienten por al menos diez minutos.

Refiriendo ahora a los dibujos en donde como referencia los números se remiten a los mismos o similares elementos, la FIGURA 1 representa un pozo 100 perforado en una formación subterránea de interés 102 usando técnicas convencionales (o futuras) de perforación. Después, dependiendo de la naturaleza de la formación, el pozo 100 se deja ya sea pozo abierto, como se muestra en la FIGURA 1, o revestido con un encamisado de cadena o revestido ranurado (no mostrado) . El pozo 100 puede dejarse como un pozo abierto sin encamisar si, por ejemplo, la formación subterránea está altamente consolidada o en el caso en que el pozo es uno altamente desviado o pozo horizontal, los cuales son a menudo difíciles de revestir con encamisado. En casos donde el pozo 100 está revestido con un encamisado de cadena puede o no ser cementado a la formación. Además, cuando no es cementado, el revestido de encamisado puede ser ya sea revestido ranurado o pre-perforado o un revestido sólido. Aquellos con conocimientos comunes en la materia apreciarán las circunstancias cuando el pozo 100 debe o no ser encamisado, si tal encamisado debo o no ser cementado, y si el encamisado de cadena debe ser ranurado, pre-perforado o sólido. De hecho, la presente invención no se encuentra en el desempeño de los pasos de perforación del pozo 100 o si encamisar o no el pozo, en de ser así, cómo. Además, mientras que las FIGURAS 1 a la 3 ilustran los pasos de la presente invención siendo llevadas a cabo en un pozo sin encamisar, aquellos con conocimientos comunes en la materia reconocerán que cada uno de los pasos ilustrados y descritos puede llevarse a cabo en un pozo encamisado o revestido. El método también puede¦ ser aplicado a un pozo más viejo que tenga zonas que necesitan estimulación.

Una vez que el pozo 100 es perforado, y si se considera necesario encamisarlo, una herramienta hidráulica de chorro 104, tal como la usada en el proceso SURGIFRAC o el proceso COBRAMAX-H, se coloca en el pozo 100 en la posición; de interés, p.ej. adyacente a una primera zona 106 en la formación subterránea 102. En una modalidad ejemplar,! la herramienta hidráulica de chorro 104 es ligada a una tubería flexible 108, la cual baja la herramienta hidráulica! de chorro 104 en el pozo 100 y lo suministra de fluido a chorro. Se forma un anillo 109 entre la tubería flexible 108 : y el pozo 100. La herramienta hidráulica de chorro 104 entonces opera para formar túneles de perforación 200 en la primera zona 106, como se muestra en la FIGURA 1. Como se muestra en la FIGURA 1, la herramienta hidráulica de chorro 104 de la presente invención es una herramienta perforadora orientada que colocará las perforaciones 200 por debajo de la altura planeada y establecida del tapón de arena, obviando, la necesidad de aislar la porción superior del pozo el cual puede estar más allá de la altura establecida del tapón de arena. Aunque sólo una perforación 200 es descrita en la i FIGURA 1 yendo verticalmente hacia abajo, como sería apreciado por aquellos con conocimientos comunes en la materia, con el beneficio de esta revelación, la herramienta hidráulica de chorro 104 puede ser orientada para crear perforaciones en otras direcciones. Por ejemplo, , la herramienta hidráulica de chorro 104 puede crear i perforaciones 200 que irían hacia dentro o saldrían del papel en la FIGURA 1.

En el siguiente paso del método de terminación del pozo de acuerdo con la presente invención, la primera zona 106 es fracturada. Esto puede conseguirse por cualquiera de! un número de formas. En una modalidad ejemplar, la herramienta hidráulica de chorro 104 inyecta un fluido de fracturamlento a alta presión en los túneles de perforación 200. Como aquellos de conocimientos comunes en la materia podrán apreciar, la presión del fluido de fracturamiento existente en la herramienta hidráulica de chorro 104 es suficiente para fracturar la formación en la primera zona 106. Usando esta técnica, el fluido a chorro forma grietas o fracturas 204 a lo largo de los túneles de perforación 200. En un paso siguiente, un fluido acidificante puede ser inyectado dentro de la formación a través de la herramienta hidráulica! de chorro 104. El fluido acidificante graba la formación a lo largo de las grietas 204 de tal modo que las amplía.

Una vez que la primera zona 106 ha sido fracturada ésta es aislada, de tal forma que las siguientes operaciones del pozo, tales como la fracturación de zonas adicionales, pueden llevarse a cabo sin la pérdida de cantidades significativas de fluido. De acuerdo con una modalidad de la presente invención, un tapón de arena es colocado en la sección ' del pozo adyacente a la primera zona 106 y es usado para aislar la primera zona 106.

Representado en la FIGURA 2 está una vista en sección transversal del pozo 100 del la FIGURA. 1. Cuando un tapón de arena es colocado en el pozo 100 este no llenará todo el espacio vertical del pozo 100. La altura del llenado inicial varia basado, en parte, en la concentración de partículas en el fluido portador usado en la colocación del tapón de arena. Por ejemplo, cuando es usada una mezcla de alrededor de 1.9 kilogramos de partículas por litro (16 libras de partículas por galón) de fluido portador, puede esperarse una altura de llenado de un 60-70% y cuando una mezcla de 2.4 kilogramos de partículas por litro (20 libras de partículas por galón)' de fluido portador, puede esperarse una altura de llenado de un 70-80%. Un experto en la materia, con el beneficio de; ésta revelación y sabiendo la desviación relativa del pozo del j que se trata, las velocidades de bombeo, y la concentración de partículas en el fluido portador puede determinar ; una concentración adecuada de la mezcla. , [ La altura planeada y establecida del tapón de arena se ilustra por una linea punteada 204 en la FIGURA 2 y representa la altura del llenado inicial. Como seria apreciado por aquellos con conocimientos comunes en: la materia, con el beneficio de esta revelación, la linea punteada 204 es simplemente un ejemplo de la altura planeada y establecida del tapón de arena y la altura planeada y establecida de la arena puede ser mayor o menor que, la descrita en la FIGURA 2. El fluido de perforación siendo bombeado a través de la herramienta hidráulica de chorro : 104 contiene un fluido base, el cual es comúnmente agua y abrasivos (comúnmente arena) . Como se muestra en la FIGURA 2, chorros (en este ejemplo) de fluido 202 son inyectados dentro de la primera zona 106 de la formación subterránea 102. Como aquellos con conocimientos comunes en la materia reconocerán, la herramienta hidráulica de chorro 104 puede tener cualquier número de chorros, configurados en una variedad ¡ de combinaciones a lo largo y alrededor de la herramienta.; De acuerdo con los métodos de la presente invención, j la herramienta hidráulica de chorro 104 es orientada y | los chorros 202 son configurados con el fin de solamente crear perforaciones 200 por debajo de la altura planeada y establecida del tapón de arena 204. Como seria apreciado I por aquellos con conocimientos comunes en la materia, con el beneficio de esta revelación, las perforaciones 200 también pueden ser creadas de lado y de forma angular hacia arriba (no mostradas) .

De acuerdo con una modalidad de la presente invención, la herramienta hidráulica de chorro 104 es orientada a fin de solamente crear perforaciones 200 que caerían por debajo de la altura planeada y establecida del tapón de arena 204. Como resultado, un tapón de arena efectivo puede ser creado fácilmente sin la necesidad de operaciones de bombeo adicionales para hacer que el tapón de arena cubra y bloquee las perforaciones que fueron inicialmente más allá de la altura planeada y establecida del tapón de arena. A pesar de que sólo una perforación vertical 200 es descrita en la FIGURA 1, como se muestra en la FIGURA 2, una o más perforaciones 200 en un número de direcciones diferentes pueden ser creadas por debajo de la altura planeada y establecida 204 del tapón de arena.

Refiriendo ahora a la FIGURA 3, después de que el tapón de arena 302 es formado en la primera sección del pozo 100 adyacente a las fracturas 204, una segunda zona 304 en la formación subterránea 102 puede ser fracturada. Si: la herramienta hidráulica de chorro 104 no ha sido movida todavía en el pozo 100 a una segunda sección adyacente a la segunda zona 304, como en la modalidad de la FIGURA 3, entonces es movido ahí después de que la primera zona 106 ha sido sellada por el tapón de arena 302. Una vez que esté adyacente a la segunda zona 304, como en la modalidad de la FIGURA. 3, la herramienta hidráulica de chorro 104 es orientada de nuevo y opera para perforar la formación subterránea en la segunda zona 304 formando de esta manera túneles de perforación 306 por debajo de la altura planeada y establecida del tapón de arena a ser creado ahí. Después, la formación subterránea 102 es fracturada para formar fracturas 308 usando la herramienta hidráulica de chorro 104. Las fracturas 308 son entonces extendidas por la inyección continua de fluido y usando agentes de apuntalamiento o fluido acidificantes como se ha señalado anteriormente, o cualquier otra técnica conocida para mantener las fracturas 308 abiertas y conductivas para el flujo del fluido en un momento posterior. Las fracturas 308 pueden entonces ser selladas por un tapón de arena 302 usando las mismas técnicas discutidas anteriormente con relación a las fracturas 204. El método puede ser repetido donde se desee fracturar zonas adicionales en la formación subterránea 102. Como puede ser apreciado por aquellos con conocimientos comunes en1 la materia, con el beneficio de esta revelación, la altura planeada y establecida del tapón de arena en la primera zona y la segunda zona puede ser la misma o puede ser diferente.

Una vez que todas las zonas deseadas han sido fracturadas, los tapones de arena pueden ser recuperados de tal modo que desconectar las fracturas 204 y 308 para un uso posterior en la recuperación de hidrocarburos de la formación subterránea 102.

Como es usado aquí, el término "partículas" incluye tanto partículas tradicionales como ligeras. Como es usado aquí, el término "partículas tradicionales" se refiere a partículas comúnmente usadas en operaciones de tapón de arena que incluyen arena, granos de cerámica, bauxita, micro esferas de cristal, granos orgánicos sintéticos, materiales aglomerados y similares y generalmente tienen una gravedad específica mayor que aproximadamente 2.0. A manera de ejemplo, algunas arenas comunes tienen una gravedad específica de alrededor de 2.6. Como se señaló anteriormente, la gravedad específica de estas partículas tradicionales agregadas agrega a su tendencia de caer cuando están siendo colocadas en una porción altamente desviada de un pozo como un tapón de arena.

Como es usado aquí, el término "partículas ligeras" se refiere a partículas que tienen una gravedad específica igual o inferior de 1.25. Partículas ligeras apropiadas incluyen, pero no están limitadas a, materiales polimérico; materiales de Teflón®; piezas de cáscara de nuez; piezas de cáscara de semillas; partículas curadas de resina comprendiendo piezas de cáscara de nuez; partículas curadas de resina comprendiendo piezas de cáscara de semillas; piezas de semilla de fruta; partículas curadas de resina comprendiendo piezas de semilla de fruta; madera; partículas compuestas y combinaciones de las mismas. Las partículas compuestas pueden también ser adecuadas para su uso como partículas ligeras en la presente invención siempre y cuando éstas exhiban una gravedad específica por debajo de aproximadamente 1.25. En algunas modalidades, las partículas ligeras pueden ser materiales degradables, tales como aquellos usados como materiales degradables de pérdida de fluidos. En algunas modalidades preferidas, partículas ligeras apropiadas exhiben una gravedad específica por debajo de aproximadamente 1.20. En otras modalidades preferidas, partículas ligeras apropiadas exhiben una gravedad específica por debajo de aproximadamente 1.10.

Una apropiada partícula ligera comercialmente disponible es un producto conocido como BioVert fabricado por Halliburton Energy Services con sede en Duncan, Oklahoma. BioVert es un material polimérico compuesto en un 90-100% de polilactida y con una gravedad específica de aproximadamente Los materiales ligeros degradables que pueden ser usados en conjunto con la presente invención incluyen, pero no están limitados a, polímeros degradables, compuestos deshidratados, y mezclas de los mismos. Tales materiales degradables son capaces de ser sometidos a una degradación irreversible al fondo del pozo. El término "irreversible" como se usa aquí significa que el material degradable, una vez degradado al fondo del pozo, no debe recristalizar o reconsolidar, p.ej., el material degradable debe degradarse in situ pero no debe recristalizar o reconsolidar in situ.

Ejemplos apropiados de polímeros degradables que pueden ser usados de acuerdo a la presente invención incluyen, pero no están limitados a, homopolímeros, aleatorios, bloques, injertos, y polímeros de estrella y ramificados. Ejemplos específicos de polímeros apropiados incluyen polisacáridos tales como dextrano o celulosa; quitina; quitosáno; proteínas; poliésteres alifáticos; poli (lactido) ; poli (glicólido) ; poli ( -caprolactona) ; poli (hidroxibutirato) ; poli (anhídridos); policarbonatos alifáticos; poli (orto-ásteres); poli (aminoácidos); poli (óxidos de etileno) ; y poli fosfatos. Poli anhídridos son otro tipo de polímero degradable apropiado útil en la presente invención. Ejemplos de poli anhídridos apropiados incluyen poli (anhídrido adípico) , poli (anhídrido subérico) , poli (anhídrido 2V cebácico) , y poli (anhídrido dodecanedioico) . Otros ejemplos apropiados incluyen pero no están limitados a poli (anhídrido maleico) y poli (anhídrido benzoico) . Alguien experto eh la materia reconocerá que los plastificantes pueden , ser incluidos en la formación apropiada de materiales degradables poliméricos de la presente invención. Los plastificantes pueden estar presentes en una cantidad suficiente para proveer las características deseadas, por ejemplo, más compatibilización efectiva de la mezcla disuelta j de componentes, características de procesamiento mejoradas durante la mezcla y los pasos de procesamiento, y control y i regulación de la sensibilidad y degradación del polímero \ por la humedad. ; Los componentes deshidratados apropiados son aquellos materiales que se degradarán con el tiempo cuando sean re hidratados. Por ejemplo, una partícula sólida de sal deshidratada o una partícula sólida de material de anhidro borato que se degrada con el tiempo puede ser apropiada. ¦ i Ejemplos específicos partículas sólidas de materiales, de anhidro borato que pueden ser usadas, pero no limitadas a tetraborato de sodio anhidro (también conocido como bórax anhidro), y ácido anhidro bórico. Estos materiales de anhidro borato son sólo ligeramente solubles en agua. Sin embargo, con el tiempo y el calor en un ambiente subterráneo; í los materiales anhidro borato reaccionan con el fluido acuoso circundante y se hidratan. Los materiales resultantes anhidro borato son sustancialmente solubles en agua en comparación con materiales anhidro borato y como resultado degradados en fluidos acuosos.

Mezclas de algunos materiales degradables y otros compuestos también pueden ser apropiados. Un ejemplo de de una mezcla apropiada de materiales es una de de poli (ácido láctico) y borato de sodio donde la mezcla de un ácido y una base puede resultar en una solución neutral donde esto es deseado. Otro ejemplo puede incluir una mezcla de poli (ácido láctico) y óxido bórico. Al escoger el material o materiales degradables apropiados, uno debe considerar los productos de degradación que resultarán. Los productos de degradación no deben afectar adversamente las operaciones subterráneas o sus componentes. La elección del material degradable también puede depender, al menos en parte, de las condiciones del pozo, p.ej., la temperatura del pozo. Por ejemplo, se ha encontrado que los lactidos son apropiados para pozos de más baja temperatura, incluyendo aquellos en el intervalo de 15.6°C a 65.6°C (60°F a 150°F) , y se ha encontrado que los polilactidos son apropiados para temperaturas de pozos por arriba de este intervalo. Los poli (ácido láctico) y sales i deshidratadas pueden ser apropiados para pozos con mayor temperatura. También, en algunas modalidades se alcanza un resultado apropiado si el material degradable se degrada lentamente con el tiempo opuesto a que lo , haga instantáneamente. En algunas modalidades, puede ser deseable cuando el material degradable no se degrada substanciaiménte hasta después de que el material degradable ha sido colocado substanciaiménte en una ubicación deseada en la formación subterránea.

Las FIGURAS 4A-B ilustran los detalles de la herramienta hidráulica de chorro 104 para su uso llevando a cabó los métodos de la presente invención. La herramienta hidráulica de chorro 104 está compuesta de un cuerpo principal 400/ el cual es de forma cilindrica y está formado de un metal ferroso. El cuerpo principal 400 tiene un extremo superior 402 y un extremo inferior 404. El extremo superior 402 se conecta con una tubería flexible 108 para que opere eri el pozo 100. El cuerpo principal 400 tiene una pluralidad de boquillas 406, las cuales están adaptadas para dirigir el fluido a alta presión fuera del cuerpo principal 400. .Las boquillas 406 pueden ser colocadas, y en una cierta modalidad están colocadas, en un ángulo del cuerpo principal 400, a , fin de expulsar el fluido presurizado fuera del cuerpo principal 400 a un ángulo diferente de 90°. Como se discutió anteriormente, la herramienta hidráulica de chorro 104 puede ser orientada en una dirección a fin de crear perforaciones que estarían por debajo de una altura planeada y establecida de la arena la cual es usada para aislar una zona en particular .

La herramienta hidráulica de chorro 104 está compuesta además de medios 408 para abrir la herramienta hidráulica de chorro 104 para que el fluido fluya desde el pozo 100. Tal medio de apertura de fluido 408 incluye una placa permeable de fluidos 410, la cual está montada en la superficie interior del cuerpo principal 400. La placa permeable de fluidos 410 atrapa una bola 412, la cual se sienta en un asiento 414 cuando el fluido presurizado es expulsado de las boquillas 406, como es mostrado en la FIGURA 4A. Cuando el fluido presurizado no está siendo bombeado hacia la tubería flexible dentro de la herramienta hidráulica de chorro 104, el fluido del pozo es capaz de circular hacia la superficie a través de los medios de apertura 408. Más específicamente, el fluido del pozo levanta la bola 412 hacia la placa permeable de fluidos 410 la cual a su vez permite . que el fluido fluya hacia arriba a la herramienta hidráulica de chorro 104 y últimamente hacia arriba a través de la tubería flexible 108 a la superficie, como se muestra en la FIGURA 4B. así como aquellos de conocimiento común en la materia reconocerán que otras válvulas pueden ser utilizadas en lugar del arreglo de la bola y su asiento 412 y 414 mostrado en las FIGURAS 4A y 4B. Válvulas de dardos, válvulas de disco, e incluso chapaletas, tales como una válvula balcomp, pueden ser usadas. Además, si bien las FIGURAS 4A y 4B sólo muestran una válvula en el fondo de la herramienta hidráulica de chorro 104, tales válvulas pueden ser colocadas ya sea en la parte superior o en el fondo, como se desee.

Por lo tanto, la presente invención está bien adaptada para llevar a cabo los objetos y alcanzar los fines y ventajas mencionadas asi como aquellas que son inherentes a ella. Mientras que la invención ha sido presentada y descrita con referencia a modalidades ejemplares de la invención, tal referencia no implica una limitación en la invención, y no hay tal limitación que se deduzca. La invención puede tener modificaciones considerables, alteraciones, y equivalencias en forma y función, como se les ocurrirá a aquellos , con conocimiento común en las materias pertinentes y teniendo el beneficio de esta revelación. Las modalidades presentadas y descritas de la invención son sólo ejemplos, y no son exhaustivas del alcance de la invención. Consecuentemente, está predestinada a ser limitada solamente por el espíritu y alcance de las reivindicaciones anexas, dando conocimiento completo a equivalencias en todos los aspectos. Los términos en las reivindicaciones tienen su simple, y ordinario significado a menos que explícitamente y claramente sea definido lo contrario por la patente.

Claims (20)

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN Habiendo descrito la presente invención, se considera como una novedad y, por lo tanto, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes: REIVINDICACIONES

1. Un método para completar un pozo en una formación subterránea, que comprende los pasos de: (a) determinar la altura planeada y establecida de un tapón de arena; (b) perforar una primera zona en la formación subterránea adyacente a la primera sección de un pozo por la inyección de un fluido presurizado a través de una herramienta hidráulica de chorro dentro de la formación subterránea, a fin de formar uno o más túneles de perforación, en donde la herramienta hidráulica de chorro es orientada a fin de formar uno o más túneles de perforación por debajo de la altura planeada y establecida del tapón de arena en la primera sección; (c) iniciar una o más fracturas en la primera zona de la formación subterránea por la inyección de un fluido de fracturación dentro de uno o más túneles de perforación a través de la herramienta hidráulica de chorro; (d) llenar la primera sección con un tapón de arena hasta la altura planeada y establecida; y (e) mover la herramienta hidráulica de chorro a una segunda sección adyacente a una segunda zona del pozo, en donde la segunda zona está aguas arriba de la primera zona.

2. El método de la terminación de un pozo de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado además porque comprende el paso de la repetición de los pasos (a) al (e) en una segunda zona de la formación subterránea.

3. El método de la terminación de un pozo de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque el tapón de arena está compuesto de partículas.

4. El método de la reivindicación 3, caracterizado porque las partículas son seleccionadas de un grupo : que consiste de: partículas tradicionales y partículas ligeras.

5. El método de la terminación de un pozo de acuerdo con la reivindicación 4, caracterizado porque las partículas ligeras son seleccionadas de un grupo que consiste de: materiales poliméricos, materiales de Teflón®, piezas de cáscara de semillas; partículas curadas de resina comprendiendo piezas de cáscara de nuez; partículas curadas de resina comprendiendo piezas de cáscara de semillas; piezas de semilla de fruta; partículas curadas de resina comprendiendo piezas de semilla de fruta; madera; partículas compuestas; y BioVert .

6. El método de la terminación de un pozo de acuerdo con la reivindicación 4, caracterizado porque las partículas tradicionales son seleccionadas de un grupo que consiste de: arena, granos de cerámica, bauxita, micro esferas de cristal, granos orgánicos sintéticos, materiales aglomerados.

7. El método de la terminación de un pozo de acuerdo con la reivindicación 3, caracterizado además porque comprende la suspensión de las partículas en un fluido portador a ser transportado a la primera zona.

8. El método de la terminación de un pozo de acuerdo con la reivindicación 7, caracterizado porque el fluido portador es seleccionado de un grupo que consiste de: un gel acuoso y una emulsión.

9. El método de la terminación de un pozo de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido presurizado está compuesto de un fluido base y abrasivos.

10. Un método de la terminación de un pozo altamente desviado en una formación subterránea, que comprende los pasos de: determinar una primera altura planeada y establecida de un tapón de arena en un pozo altamente desviado; y, perforar una primera zona en la formación subterránea por la inyección de un fluido presurizado a través de una herramienta hidráulica de chorro dentro de la formación subterránea, a fin de formar una o más perforaciones; en donde la herramienta hidráulica de chorro es orientada, a fin de formar una o más perforaciones por debajo de la primera altura planeada y establecida del tapón de arena en el pozo altamente desviado.

11. El método de la reivindicación 10, comprendiendo además : mover la herramienta hidráulica de chorro a una segunda zona, en donde la primera zona está más cercana al extremo aguas abajo del pozo altamente desviado que la segunda zona; determinar la segunda altura planeada y establecida de un tapón de arena en un pozo altamente desviado; y, perforar una segunda zona en la formación subterránea por la inyección de un fluido presurizado a través de la herramienta hidráulica de chorro dentro de la formación subterránea, a fin de formar una o más perforaciones; en donde la herramienta hidráulica de chorro es orientada, a fin de formar una o más perforaciones por debajo de la segunda altura planeada y establecida del tapón de arena en el pozo altamente desviado.

12. El método de la reivindicación 10, comprendiendo además : llenar la primera zona con un tapón de arena hasta la primera altura planeada y establecida del tapón de arena en el pozo altamente desviado.

13. El método de la reivindicación 12, caracterizado porque el tapón de arena está compuesto de partículas.

14. El método de la reivindicación 13, caracterizado porque las partículas son seleccionadas de un grupo que consiste de: partículas tradicionales y partículas ligeras.

15. El método de la reivindicación 14, caracterizado porque las partículas ligeras son seleccionadas de un grupo que consiste de: materiales poliméricos, materiales de Teflón®, piezas de cáscara de semillas; partículas curadas de resina comprendiendo piezas de cáscara de nuez; partículas curadas de resina comprendiendo piezas de cáscara de semillas; piezas de semilla de fruta; partículas curadas de resina comprendiendo piezas de semilla de fruta; madera; partículas compuestas; y BioVert.

16. El método de la reivindicación 14, caracterizado porque las partículas tradicionales son seleccionadas dé un grupo que consiste de: arena, granos de cerámica, bauxita, micro esferas de cristal, granos orgánicos sintéticos, materiales aglomerados.

17. El método de la reivindicación 13, caracterizado además porque comprende la suspensión de partículas en un fluido portador a ser transportado a la primera zona.

18. El método de la reivindicación 17, caracterizado porque el fluido portador es seleccionado de un grupo que consiste de: un gel acuoso y una emulsión.

19. El método de la reivindicación 10, caracterizado i porque el fluido presurizado está compuesto de un fluido base y abrasivos.

20. El método de la reivindicación 19, caracterizado porque el fluido base es agua.