Método para estimular pozos largos horizontales para aumentar la productividad de los mismos.

Un proceso para aumentar la producción de un pozo, en donde el pozo incluye un pozo primario (10) definido por una longitud superior a un kilómetro de longitud y en donde el pozo primario es un pozo horizontal,

(18), el pozo primario tiene un agujero del pozo primario (10) y una zona primaria de producción, cuyo proceso consiste en los pasos de:

perforar un pozo secundario con un agujero del pozo secundario (12) de modo que el agujero del pozo secundario (12) entrecruce el agujero del pozo primario (10) para crear una intersección (14), en donde la intersección (14) queda ubicada relativamente cerca de la zona de producción primaria, e introducir un fluido de tratamiento (16) en el pozo,

y se caracteriza porque el fluido de tratamiento (16) se introduce tanto en el pozo primario como en el secundario (10, 12) de modo que el aumento de producción se estimula desde la zona de producción del pozo primario (10) y el fluido de tratamiento es un fluido de tratamiento ácido (16) y el fluido de tratamiento ácido (16) no pasa a través de ninguna unidad de tubo flexible.

Método para estimular pozos largos horizontales para aumentar la productividad de los mismos Campo técnico de la invención [0002] Esta invención se refiere, en general, al campo del tratamiento de formaciones subterráneas para aumentar la producción de petróleo y/o gas de las mismas. En particular, la invención se refiere a un nuevo proceso para 5 estimular la zona de producción de hidrocarburos de un largo pozo horizontal de hidrocarburos de uno o múltiples laterales mediante un tratamiento ácido.

Descripción del estado de la técnica [0003] Los hidrocarburos (petróleo, gas natural, etc.) se obtienen de una formación geológica subterránea (es decir, un "yacimiento") a base de perforar un pozo que penetra en la formación con hidrocarburos. De este modo se crea 10 una trayectoria de flujo parcial para que el petróleo alcance la superficie. Para poder "producir" petróleo, es decir, que viaje desde la formación hasta el agujero del pozo (y en última instancia hasta la superficie) debe de haber una trayectoria de flujo lo suficientemente libre desde la formación hasta el agujero del pozo. Esta trayectoria de flujo pasa a través de la roca de la formación - por ej., arenisca, carbonatos - que tiene poros de un tamaño y en un número suficientes como para permitir que un conducto para el petróleo pase a través de la formación. 15

Una de las razones más comunes por las que disminuye la producción de petróleo es el "daño" causado a la formación que tapa los poros de la roca y, por lo tanto, impide el flujo del petróleo. Este daño normalmente se debe a la presencia de otro fluido que se inyecta intencionadamente en el agujero del pozo, por ejemplo, un fluido de perforación. Incluso después de la perforación, queda algo de fluido de perforación en la región de la formación cercana al agujero del pozo, que puede deshidratarse y formar un revestimiento sobre el agujero del pozo. El efecto 20 natural de este revestimiento es reducir la permeabilidad al petróleo que pasa por la formación en dirección al agujero del pozo.

Otra razón para que la producción sea menor a la esperada es que la formación sea de naturaleza "compacta" (formaciones de baja permeabilidad) , es decir, los poros son lo suficientemente pequeños como para que el petróleo solo migre hacia el agujero del pozo muy lentamente. El denominador común en ambos casos 25 (daños y yacimientos de naturaleza compacta) es la baja permeabilidad. Las técnicas llevadas a cabo por los productores de hidrocarburos para aumentar la permeabilidad neta del yacimiento se conocen como "estimulación". Esencialmente, la técnica de estimulación puede realizarse: (1) inyectando sustancias químicas en el agujero del pozo para que reaccionen y disuelvan el daño (por ej., revestimiento del agujero del pozo) ; (2) inyectando sustancias químicas a través del agujero del pozo y en la formación para que reaccionen y disuelvan pequeñas porciones de la 30 formación para crear trayectorias de flujo alternativas para el hidrocarburo (para así, en lugar de eliminar el daño, redirigir el petróleo migrante alrededor del daño) ; o (3) inyectando sustancias químicas a través del agujero del pozo y en la formación a presión suficiente para fracturar efectivamente la formación (fractura hidráulica o fracking) , creando así un gran canal de flujo a través del cual el hidrocarburo puede pasar más fácilmente desde la formación y hasta del agujero del pozo. 35

Cuando la formación de un yacimiento subterráneo con hidrocarburos no posee una permeabilidad o capacidad de flujo suficiente para que los hidrocarburos fluyan hasta la superficie en cantidades económicas o a velocidades óptimas, el fracking o la estimulación química (normalmente ácida) a menudo se utiliza para aumentar la capacidad de flujo tal como se ha descrito anteriormente. Un agujero del pozo que penetra en una formación subterránea normalmente consiste en una tubería metálica (entubado) cementada en el agujero del pozo original. 40 Los agujeros laterales (perforaciones) se disparan a través del entubado y del recubrimiento de cemento que rodea al entubado para permitir el flujo del hidrocarburo al interior del agujero del pozo y, si es necesario, permitir que los fluidos de tratamiento fluyan desde el agujero del pozo hasta el interior de la formación.

Normalmente hay dos tipos de tratamiento ácido: acidificación de fractura (inyección de ácido a velocidades superiores a la presión de fractura para decapar las caras de las fracturas resultantes) y acidificación matricial 45 (inyección de ácido a velocidades inferiores a la presión de fractura para disolver los canales de flujo en la roca o eliminar las incrustaciones o los daños causados por la perforación) . Los tratamientos ácidos se emplean en todo tipo de pozos de petróleo y, algunas veces, en pozos de agua: pueden utilizarse para abrir fracturas o eliminar daños en pozos recién perforados o para rehabilitar pozos antiguos en los que ha disminuido la producción.

El fracking consiste en inyectar fluidos viscosos (normalmente geles o emulsiones pseudoplásticas no 50 Newtonianas) en una formación a presiones y velocidades tan altas que la roca del yacimiento cae y forma una fractura plana, normalmente vertical (o redes de fracturas) muy parecida a la fractura que se extiende a través de un material como resultado de la introducción de una cuña en el mismo. El material de consolidación granular, tal como arena, perlas cerámicas, u otros materiales, normalmente se inyectan con la última porción del fluido de fracking para mantener la fractura (s) abierta una vez liberadas las presiones. La mayor capacidad de flujo del yacimiento es 55 el resultado de la trayectoria de flujo más permeable que queda entre los granos del material de consolidación dentro de la fractura (s) . En los tratamientos de estimulación química, la capacidad de flujo se mejora disolviendo los materiales en la formación o, de lo contario, cambiando las propiedades de la formación.

En el tratamiento de pozos de petróleo o de gas habitualmente se utilizan soluciones ácidas acuosas, fluidos tipo ácido o fluidos con una función similar. Por ejemplo, las formaciones de pozos subterráneos a menudo se ponen en contacto con soluciones ácidas acuosas para aumentar las permeabilidades de las formaciones y aumentar así la 5 producción de petróleo y/o gas de las mismas. Las soluciones ácidas acuosas también se utilizan para decapar canales de flujo en las caras de las fracturas formadas en las formaciones y para limpiar las perforaciones y los materiales tubulares en los pozos.

La eliminación de los daños de las formaciones y la estimulación efectiva de los pozos horizontales son retos conocidos en la industria. También es conocida la estimulación de los pozos verticales usando un tratamiento ácido, 10 también denominado estimulación ácida. Los pozos horizontales, además de tener una mayor longitud, experimentan mayores dificultades posibles durante el tratamiento ácido, entre ellas, las unidades de tubos flexibles o CTU. La selección del ácido apropiado se realiza aplicando los criterios conocidos en la técnica.

El tratamiento ácido se utiliza durante la limpieza de pozos largos horizontales de hidrocarburos nuevos o para aumentar la productividad de dichos pozos horizontales largos. El método convencional de tratamiento ácido 15 consiste en la utilización de una Unidad de Tubo Flexible (CTU) de modo que los fluidos de tratamiento ácidos se bombean a través de la CTU que se extiende por el agujero del pozo de manera que los fluidos de tratamiento ácidos se introducen en la zona de producción de hidrocarburos para limpiarla y aumentar la permeabilidad. Esta técnica puede utilizarse en pozos de petróleo, gas y agua. Las limitaciones de este método están relacionadas con la longitud del pozo y las limitaciones mecánicas introducidas por la inserción de la CTU. Por ejemplo, al tratamiento 20 ácido generalmente se considera ineficaz en el caso de pozos largos, tales como los que superan el kilómetro.

Los ácidos útiles en tales procesos de estimulación o tratamiento ácido normalmente son extremadamente activos, como el ácido fluorhídrico. Así, los métodos de tratamiento ácido normalmente han divergido enormemente de otros métodos de inyección dada la naturaleza del ácido.

Se han descrito métodos para la inyección de sustancias distintas del ácido. Por ejemplo, en la Patente 25 Estadounidense nº. 4.262.745 se muestra la inyección de vapor cuando dos pozos verticales están conectados en el subsuelo a través de un conducto u otro medio cerca de la superficie. El objetivo es estimular los pozos de producción de petróleo pesado utilizando vapor. Este conducto del subsuelo... [Seguir leyendo]

1. Un proceso para aumentar la producción de un pozo, en donde el pozo incluye un pozo primario (10) definido por una longitud superior a un kilómetro de longitud y en donde el pozo primario es un pozo horizontal, (18) , el pozo primario tiene un agujero del pozo primario (10) y una zona primaria de producción, cuyo proceso consiste en los pasos de: 5

perforar un pozo secundario con un agujero del pozo secundario (12) de modo que el agujero del pozo secundario (12) entrecruce el agujero del pozo primario (10) para crear una intersección (14) , en donde la intersección (14) queda ubicada relativamente cerca de la zona de producción primaria, e introducir un fluido de tratamiento (16) en el pozo, y se caracteriza porque el fluido de tratamiento (16) se introduce tanto en el pozo primario como en el secundario 10 (10, 12) de modo que el aumento de producción se estimula desde la zona de producción del pozo primario (10) y el fluido de tratamiento es un fluido de tratamiento ácido (16) y el fluido de tratamiento ácido (16) no pasa a través de ninguna unidad de tubo flexible.

2. El proceso de la reivindicación 1, que además consiste en el paso de lavar el ácido que produce el hidrocarburo del pozo. 15

3. El proceso de la reivindicación 1 o de la reivindicación 2, en donde el fluido de tratamiento se introduce en los pozos primario y secundario (10, 12) usando una bomba de alta presión.

4. El proceso de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en donde el fluido de tratamiento se recupera del pozo secundario (12) .

5. El proceso de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en donde el fluido de tratamiento se recupera del 20 pozo primario (10) .

6. El proceso de cualquiera de las reivindicaciones precedentes que también consiste en los pasos de:

seguir perforando el pozo secundario (12) de modo que el agujero del pozo secundario entrecruce un tercer agujero del pozo (22) para crear una segunda intersección, en donde la intersección se encuentra ubicada relativamente cerca de una zona de producción secundaria, e 25

introducir el fluido de tratamiento en los pozos primario y secundario (10, 12) de modo que el aumento de producción se vea estimulado desde la zona de producción secundaria.

7. El proceso de cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en donde el fluido de tratamiento ácido es un ácido demulsificado.