MX2008016469A - Los metodos y los sistemas para la determinacion de la invasion de fluidos, en las zonas designadas como reservorios. - Google Patents

Abstract

Se describen métodos y sistemas para estimular un reservorio subterráneo que contiene hidrocarburos, un método comprende de hacer contactar la formación con un fluido de tratamiento, y de monitorear el movimiento del fluido de tratamiento en el reservorio, al proporcionar uno o más sensores para la medición de la temperatura y/o de la presión, el cual se encuentra dispuesto sobre un soporte adaptado para mantener un espacio dado entre los sensores y el punto de descarga del fluido. En algunas incorporaciones, el soporte es una tubería en espiral. Este resumen le permite a un investigador o a otro lector determinar rápidamente la materia d la exposición. Esta no será utilizada para interpretar o para limitar el campo de acción o el significado de las Reivindicaciones.

Description

LOS MÉTODOS Y LOS SISTEMAS PARA LA DETERMINACION DE LA INVASIÓN DE FLUIDOS, EN LAS ZONAS DESIGNADAS COMO RESERVORIOS Inter-Referencia a las Aplicaciones Relacionadas La presente Aplicación reivindica prioridad, bajo la ficha 35 U.S.C. § 1 19 (e), sobre la Aplicación Provisional de los Estados Unidos con serial número 60/819.330, asignada el 07 de Julio, 2006, incorporada aquí en su totalidad como referencia.

Antecedentes de la Invención 1. Campo de la Invención La presente invención se relaciona generalmente a los métodos para estimular las formaciones que contienen hidrocarburos, esto es, para incrementar la producción de petróleo y/o de gas de la formación, y de manera más particular, a los métodos de monitorear la colocación de fluidos durante los tratamientos realizados a la matriz. La invención también se relaciona al procedimiento de incrementar la capacidad de inyección, de un inyector. 2. Arte Relacionado Los hidrocarburos (petróleo, gas natural, etc.) son obtenidos a partir de una formación subterránea (esto es, de un "reservorio") por medio de la perforación de un pozo que penetra la formación que contiene el hidrocarburo, y de ésta manera ocasiona un gradiente de presión que imprime una fuerza para que el fluido fluya desde el reservorio hasta el pozo. A menudo, la producción en el pozo se encuentra limitada por una pobre característica de permeabilidad, sea ésta debida a que las formaciones son de naturaleza compacta o debida a los daños ocasionados a la formación, típicamente como resultado de previos tratamientos aplicados al pozo, tal como durante su perforación.

Con el propósito de incrementar la permeabilidad neta de un reservorio, es común la realización de un tratamiento de estimulación al pozo. Una técnica común de estimulación consiste en inyectar un ácido que reaccione con y que disuelva el daño ocasionado a la formación o a una porción de la formación, de ésta manera creando trayectorias alternativas de flujo para que los hidrocarburos puedan migrar a través de la formación, y hasta el pozo. Esta técnica conocida como acidificación (o de manera más general, como estimulación de la matriz) puede estar eventualmente asociada con el fraccionamiento, en caso de que la tasa de inyección y la presión sea lo suficientemente altas como para inducir la formación de una fractura en el reservorio.

La colocación del fluido es crítico para el éxito de los tratamientos de estimulación. Los reservónos naturales a menudo son homogéneos; debido a esto, el fluido, preferentemente, ingresa en áreas de mayores grados de permeabilidad en lugar de ingresar en áreas en donde es más requerido. Cada volumen adicional de fluido sigue la trayectoria de menor resistencia, y continua invadiendo en zonas que ya han sido tratadas. Por ésta razón, resulta difícil colocar el fluido de tratamiento en las zonas de bajo grado de permeabilidad y en las zonas severamente dañadas.

Con el propósito de controlar la colocación de los fluidos de tratamiento, se han empleado diversa técnicas. Las técnicas mecánicas involucran, por ejemplo, el uso de esferas de sellado y de embaladores, y de la colocación de tuberías en espiral para de manera específica poder ubicar el fluido a través de la zona de interés. Las técnicas no mecánicas típicamente hacen uso de agentes de gel como desviadores que temporalmente deterioran las áreas con alto grado de permeabilidad e incrementando la proporción de la zona que está siendo tratada, en áreas de menor grado de permeabilidad.

De ésta manera, para la evaluación y la optimización de los tratamientos de la matriz, es de interés medir la colocación de los fluidos de tratamiento. La presente invención determina la colocación del fluido en el reservorio, por medio de la medición e interpretación de una o más de las siguientes variables: temperatura, presión, y tasa de flujo de los fluidos inyectados en el interior del pozo de perforación y próximos al punto de descarga del fluido, desde una estructura tubular localizada en el campo petrolífero, tal como una tubería en espiral, utilizando diagramas espaciales de diagnóstico.

Algunas técnicas han sido propuestas para el monitoreo del movimiento del fluido en el pozo de perforación, tales como las mediciones de las temperaturas, y los dispositivos de medición de la velocidad del fluido y los dispositivos de monitoreo y registro (por ejemplo, los sistemas de monitoreo que utilizan los rayos gamma) utilizados en combinación con los trazadores radioactivos en los fluidos. Las tecnologías de medición de la temperatura se han enfocado, principalmente, en un conjunto de sensores de temperatura (ver la publicada Aplicación de Patente de los Estados, Número 20040129418 A1 ) que permiten obtener perfiles de temperatura en tiempo real, para su interpretación, con el propósito de dar soporte al proceso de toma de decisiones y/o al proceso de modificación del diseño. Para poder adquirir el perfil de la temperatura, la práctica actual consiste en mantener los sensores de fibra óptica/CT estacionarios en el pozo para permitir que el pozo se estabilice, antes de tomar un "registro focalizado" del perfila de la temperatura del pozo.

Las publicadas Aplicaciones de Patentes US20050263281 , WO20051 16388, US2005023661 y WO2005103437, describen la tecnología para comunicar los sensores ubicados en el fondo del pozo y la superficie, con el propósito de permitir la toma de decisiones en tiempo real, basadas en las mediciones precisas (0.01 % de precisión) en relación a la temperatura y a la presión imperantes en el fondo del pozo (1 % de precisión). Las tecnologías expuestas en éstos documentos están principalmente dirigidas a la medición y a la telemetría, pero no a la interpretación de los datos medidos.

Los principales problemas asociados con los métodos y sistemas convencionales de estimulación / desviación del fluido, se refieren al hecho de que la interpretación de las mediciones, sean que éstas hayan sido colectadas en tiempo real o en tiempo diferido, pueden resultar difíciles de ser realizadas. En la mayoría de los casos, la interpretación puede estar disponible horas después de que los datos hayan sido colectados. Sí el sistema de telemetría no se encuentra conectado por cableado a la superficie, entonces el tiempo diferido / tiempo de los datos transferidos hasta la superficie, también se convierten en un ejercicio dificultoso de interpretación de dichos tiempos. Otro problema asociado con los sistemas y procesos convencionales de desviación de la estimulación, es el de que las mediciones no fueron diseñadas para proporcionar una respuesta cualitativa al servicio que se esté realizando. Uno de los muchos servicios se refiere a la desviación del flujo de fluido hacia el interior de una sección del reservorio de un pozo. Otro problema asociado con los sistemas y procesos convencionales de desviación de la estimulación, es el de que estos nunca fueron diseñados para operar en el extremo de las estructuras de forma tubular localizadas en el campo petrolífero, tales como las tuberías en espiral. Esto es especialmente cierto para los medidores de flujo de las herramientas de monitoreo y de registro, que se encuentran diseñadas para operar en el extremo del cable. Esta característica los hace vulnerables a los daños. Los sistemas existentes, típicamente, también utilizan un cable alambrado en la tubería enroscada, lo cual incrementa el peso mientras que disminuye la confiabilidad.

A partir de lo anterior, se hace evidente que existe una necesidad en el arte para nuevos métodos, y de nuevas herramientas para ejecutar los métodos que permitan el monitoreo de la colocación del fluido en los reservónos que contienen hidrocarburos, en tiempo real.

Compendio de la Invención De conformidad con la presente invención, se describen los métodos y los sistemas (también referidos aquí como las herramientas o las herramientas del pozo) para la práctica de los métodos que reducen o que superan los problemas existentes en los métodos y en los sistemas previamente conocidos para la determinación del flujo de los fluidos en los reservónos de hidrocarburo.

Un primer aspecto de la invención son los métodos para estimular un reservorio subterráneo que contiene hidrocarburos, uno de los métodos comprende de: (a) hacer contactar la formación con un fluido de tratamiento, (b) monitorear el movimiento del fluido de tratamiento en dicho reservorio, al proporcionar uno o más sensores para la medición de la temperatura y/o de la presión, en donde los sensores se encuentran dispuestos sobre un soporte adaptado para mantener un espacio dado entre los sensores y el punto de descarga del fluido.

Los métodos incluidos en la invención, pueden adicionalmente comprender del ajuste de la composición del fluido de tratamiento y de las tasas de inyección y/o de la presión del fluido, en respuesta a las mediciones hechas; de los métodos en donde el paso del ajuste es hecho en tiempo real; de los métodos en donde el soporte de los sensores es una tubería en espiral; de los métodos en donde el soporte se extiende substancialmente a lo largo de la totalidad de la longitud del pozo; y de los métodos en donde los fluidos son inyectados desde diferentes trayectorias de flujo.

Un conjunto de métodos incluidos en la invención, comprenden de: (a) introducir una estructura tubular en el interior del agujero de un pozo, la estructura tubular comprende de una sección de tuberías que tienen al menos un puerto de inyección de fluido y al menos un sensor de temperatura colocados en ubicaciones conocidas sobre la estructura tubular; (b) inyectar un fluido a través de al menos un puerto de con respecto a la variable inyección de fluido; (c) generar, en tiempo real o en tiempo diferido, curvas diagramadas de diagnóstico de los derivados de temperatura tiempo y al derivado de la temperatura, con respecto a la profundidad de la tubería enroscada, ambas obtenidos a una distancia fija conocida desde el puerto de inyección del fluido; y (d) interpretar la forma de las curvas, con el propósito de determinar la localización de las regiones de un reservorio que contiene hidrocarburos y las cuales exhiben el flujo del fluido inyectado, en donde el flujo varía en rangos medidos desde cero hasta valores mayores de cero.

Los métodos de conformidad con éste aspecto de la invención, permiten el monitoreo de la colocación del fluido durante el tratamiento de la matriz, por medio de la medición de la temperatura de los fluidos en el agujero del pozo, a una distancia fija del punto de inyección del fluido. Ciertos métodos incluidos en éste aspecto de la invención, dependen en la colección de la información acerca de la temperatura imperante en el fondo del pozo, y luego en utilizar diagramas especializados de diagnóstico para estimar la colocación de los fluidos. Ciertos métodos emplean algoritmos de interpretación de las curvas diagramadas para la temperatura y/o la presión, con el propósito de identificar las regiones en los pozos encamisados o las regiones en los pozos abiertos que aceptan los fluidos muy fácilmente (esto es, el flujo no es cero), cuando cualquiera de los tipos de fluidos, como por ejemplo un ácido, salmuera, espumas, y similares, son bombeados utilizando una estructura tubular durante el tratamiento de la matriz. Este aspecto de la invención propone la generación de diagramas de diagnóstico del derivado de la temperatura (dT) con respecto a la variable tiempo (t) y a la profundidad de la tubería enroscada (CTProfundidad), t*dT/dt y D*dT/dD vs. tiempo (t = tiempo, T = temperatura, D = CTProfundidad), opcionalmente a medida que los datos son obtenidos en tiempo real o en tiempo diferido, opcionalmente "suavizados" para reducir cualquier "ruido" en los datos (si se considera necesario), y luego utilizados para interpretar la forma de la curva para determinar la ubicación de las regiones "activas" del reservorio que ya estén aceptando fácilmente, marginalmente aceptando, o rechazando los fluidos inyectados. Los métodos incluidos en la invención pueden ser utilizados con los fluidos inertes como también con los fluidos reactivos, mientras al mismo tiempo mantienen la estructura tubular en condición estacionaria y también en condición de desplazamiento.

Otro método de la invención comprende de: (a) insertar una estructura tubular en el interior del agujero de un pozo, la estructura tubular comprende de una sección de tubería que tiene al menos un puerto de inyección de fluido y al menos un sensor de temperatura colocado en una ubicación conocida en la estructura tubular; y (b) inyectar un fluido a través de la estructura tubular y a través de al menos un puerto de inyección de fluido; (c) medir el tiempo de arribo del fluido inyectado hasta el sensor de temperatura.

Los métodos dentro de éste aspecto, incluyen el de proporcionar dos sensores y de medir el tiempo para que el fluido inyectado se desplace entre los dos sensores de temperatura. Por ejemplo, si una masa densa de fluido con bajo nivel de conductividad térmica (tal como una espuma) es bombeada a través de la estructura tubular, el tiempo de arribo del fluido de baja conductividad podrá ser observado a una distancia conocida, corriente arriba o corriente abajo del punto de inyección del fluido.

Otro método de la invención comprende de: (a) insertar una estructura tubular en el interior del agujero de un pozo, la estructura tubular comprende de una sección de tubería que tiene al menos un puerto de inyección de fluido y al menos un sensor de temperatura clocado en una ubicación conocida en la estructura tubular. (b) inyectar un primer fluido a través de la estructura tubular y a través de al menos un puerto de inyección de fluido, el primer fluido tiene un primer valor de propiedad del fluido; (c) inyectar un segundo fluido a través de un anillo localizado entre la estructura tubular y el agujero del pozo, el segundo fluido tiene un segundo valor de propiedad del fluido que es diferente del primer valor de propiedad del fluido; y (d) medir un diferencial entre el primer valor de propiedad del fluido.

Los métodos incluidos en éste aspecto de la invención pueden incluir el monitoreo de una interfaz del fluido entre dos fluidos, cuando existen múltiples trayectorias de inyección en el agujero del pozo. Por ejemplo, podría haber inyección de ácido a través de la estructura tubular e inyección de solución de salmuera a través del anillo definido entre la estructura tubular y la tubería de producción. Los métodos incluidos consideran el monitoreo de la interfaz del fluido, basado en la diferencia en la temperatura de los fluidos. Si la interfaz no se encuentra en la ubicación deseada en el agujero del pozo, los métodos podrían comprender del ajuste de la tasa d flujo de uno o de ambos fluidos, para desplazar la interfaz hasta la localización deseada.

Aún otro método de la invención comprende de: (a) predecir las temperaturas en uno o más sensores colocados en ubicaciones conocidas en una estructura tubular a ser inyectada en el interior del agujero de un pozo de un reservorio, como una función de la distribución del grado de permeabilidad del reservorio; (b) insertar la estructura tubular en el interior del agujero de un pozo, la estructura tubular comprende de al menos un puerto de inyección de fluido; (c) inyectar un fluido a través de al menos un puerto de inyección de fluido; (d) medir las actuales temperaturas en uno o más de los sensores; y (e) calcular el error entre las temperaturas medidas y las temperaturas predichas, y minimizar los errores por medio del ajuste iterativo de la distribución del grado de permeabilidad, a lo largo de la extensión del agujero del pozo.

En estos últimos métodos, un modelo inverso puede ser utilizado para calcular la distribución del grado de permeabilidad en el reservorio, a partir de una respuesta de la temperatura medida en uno o más sensores de temperatura. Ciertos métodos incluidos en éste aspecto de la invención, pueden emplear la simulación numérica para predecir las temperaturas en los sensores como una función de la distribución del grado de permeabilidad. El error en los valores medidos y en los valores predichos, pueden ser minimizados por medio del ajuste iterativo de la distribución del grado de permeabilidad a lo largo de la longitud del pozo.

En todos los métodos y sistemas de la invención, mientras que la discusión se enfoca en el uso de la tubería en espiral (CT), la estructura tubular puede ser seleccionada a partir de la tubería en espiral y de los tubos seccionados, en donde las secciones pueden ser unidas por cualquier medio (soldadura, atornillado, acoplamiento, y similares), y las combinaciones de éstos. Los métodos de la invención incluyen aquellos en donde la inyección del fluido se hace a través de la estructura tubular, hasta el fondo del ensamble del agujero (FEA) anexado al extremo distante de la estructura tubular. Otros métodos de la invención incluyen la determinación del flujo diferencial por medio del monitoreo, la programación, la modificación, y/o la medición de uno o más parámetros seleccionados a partir de la temperatura, la presión, la rotación de un medidor de la velocidad del fluido, la medición del efecto de Hall, el volumen de los fluidos bombeados, las tasas de flujo del fluido, las trayectorias del fluido (a través del anillo, a través de la tubería, o a través de ambos), la acidez (el factor pH), la composición del fluido (ácido, desviador, salmuera, solvente, abrasivo, y similares), la transmisión de la conductividad, la resistencia, la turbiedad, el color, la viscosidad, la gravedad específica, la densidad, y las combinaciones de éstos. Aún otros métodos de la invención son aquellos en donde el parámetro cuantificado, es medido en una pluralidad de puntos localizados corriente arriba y corriente abajo del punto de inyección del fluido. Una ventaja de los sistemas y de los métodos de la invención, es la de que el volumen del fluido y el tiempo invertido en la locación, realizando la estimulación / tratamiento por medio del fluido, pueden ser optimizados.

Métodos ejemplares de la invención incluyen la evaluación, modificación, y/o programación de la desviación del fluido en tiempo real, para asegurar que el fluido de tratamiento sea efectivamente desviado en un reservorio. Por medio de la determinación mas precisa de la colocación del (los) fluido (s) de tratamiento, lo cual podrá incluir o no los sólidos, como por ejemplo las suspensiones, los métodos inventivos podrán comprender del control de la inyección por la vía de uno o más dispositivos de control del flujo y/o de una o más técnicas hidráulicas para el manejo del fluido con el propósito de desviar y/o de colocar el fluido en el interior de alguna localización deseada, la cual es determinada por medio de los objetivos de la operación.

Los métodos de conformidad con la invención, pueden ser utilizados previo a, durante y al final del tratamiento, y cualquier combinación de éstos, incluyendo durante la aplicación de todos éstos.

Otro aspecto de la invención son los sistemas, uno de los sistemas comprende de: (a) una estructura tubular que comprende de una sección de tubería que tiene al menos un puerto de inyección de fluido y al menos un sensor de temperatura colocados en una localización conocida en la estructura tubular; (b) una bomba para inyectar un fluido a través de al menos un puerto de inyección de fluido; (c) una unidad para generar, en tiempo real o en tiempo diferido, curvas diagramáticas de diagnóstico de los derivados de temperatura con respecto a la variable tiempo, y de los derivados de temperatura con respecto a la profundidad de la tubería enroscada, ambas obtenidas a una distancia fija conocida desde el puerto de inyección de fluido; y (d) una unidad de interpretación de la forma de la curva, para interpretar las curvas con el propósito de determinar la localización de las regiones de un reservorio que contiene hidrocarburo, las cuales exhiben el flujo del fluido inyectado, en donde el flujo varía en rangos medidos desde cero hasta valores mayores de cero.

Otro sistema de la invención comprende de: (a) una estructura tubular que comprende de una sección de la tubería que tiene al menos un puerto de inyección de fluido y al menos un sensor de temperatura colocado en una localización conocida, en la estructura tubular. (b) una bomba para la inyección de fluido a través de una estructura tubular y a través de al menos un puerto de inyección de fluido; y (c) una unidad de medición para la medición del tiempo de arribo del fluido inyectado, en el sensor de temperatura.

Otro sistema incluido en la invención, el cual comprende de: (a) una estructura tubular que comprende de una sección de tubería que tiene al menos un puerto de inyección de fluido y al menos un sensor de temperatura colocado en una localización conocida, en la estructura tubular; (b) una primera bomba para inyectar un primer fluido a través de la estructura tubular y a través de al menos un puerto de inyección de fluido, el primer fluido tiene un primer valor de propiedad del fluido; (c) una segunda bomba para inyectar un segundo fluido a través de un anillo localizado entre la estructura tubular y el agujero del pozo, el segundo fluido tiene un segundo valor de propiedad del fluido; y (d) una unidad de medición, para medir un diferencial entre el primer valor de propiedad y el segundo valor de propiedad.

Aún otro sistema de la invención, comprende de: (a) una unidad de predicción, para predecir una temperatura en uno o más sensores colocados en localizaciones conocidas en una estructura tubular, para ser inyectados en el interior del agujero de un pozo de un reservorio, como una función de la distribución del grado de permeabilidad del reservorio; (b) medios para insertar la estructura tubular en el interior del agujero del pozo, la estructura tubular comprende de al menos un puerto de inyección del fluido; (c) una bomba para inyectar un fluido a través de la estructura tubular, y a través de al menos un puerto de inyección de fluido; (d) una unidad de medición, para medir las actuales temperaturas en un o más de los sensores; y (e) una unidad de cálculo, para calcular el error entre las temperaturas medidas y las temperaturas predichas, y para minimizar los errores por medio del ajuste iterativo de la distribución del grado de permeabilidad a lo largo de la longitud del agujero del pozo.

Los métodos y los sistemas de la invención se harán más aparentes, luego de revisar la breve descripción de los dibujos, la descripción detallada de la invención, y las reivindicaciones que se incluyen.

Breve Descripción de los Dibujos La manera en la cual los objetivos de la invención y de otras características deseables pueden ser obtenidas, es explicada en la siguiente descripción y en los dibujos anexos, en los cuales: Las figuras 1 , 2, 3 y 4, son diagramas esquemáticos de los sistemas de la invención, y Las figuras 5, 6 y 7, son curvas diagramáticas útiles en uno o más de los métodos de la invención.

Se deberá tomar nota, sin embargo, que los dibujos anexos no se presentan a escala y que éstos ilustran únicamente las típicas incorporaciones de ésta invención, y por lo tanto no han de ser consideradas como limitantes del campo de acción de la invención, debido a que dicha invención podría admitir otras incorporaciones igualmente efectivas.

Descripción Detallada En la siguiente descripción, se establecen numerosos detalles que proporcionan una compresión de la presente invención. Sin embargo, deberá ser entendido por aquellas personas entrenadas en el arte, que la presente invención puede ser practicada sin el uso de éstos detalles y que numerosas variaciones o modificaciones surgidas a partir de las incorporaciones descritas, pueden ser posibles. En éste respecto, antes de explicar al menos una incorporación de la invención en detalle, se deberá entender que la invención no se encuentra limitada en su aplicación a los detalles de su construcción y a los arreglos de los componentes establecidos en la siguiente descripción o a lo que se ilustra en los dibujos. La invención es capaz de otras incorporaciones y de ser puesta en práctica y de ser realizada en diversas maneras. También, se deberá entender que la fraseología y la terminología aquí empleadas, se justifican para los propósitos de la descripción y no deberán ser considerados como limitantes.

Tal como aquí se utiliza, "campo petrolífero" es un término genérico que incluye cualquier formación geológica que contiene hidrocarburos, o cualquier formación a la que se le considere que contiene hidrocarburos, incluyendo las formaciones ubicadas en tierra firme o en el lecho oceánico. Tal como aquí se utiliza, cuando se discuten los términos relacionados al flujo de los fluidos, los términos "desviar", "desviando", y "desviación", se refieren al cambio en la dirección, la localización, a la magnitud, o a todos éstos o a una porción de los fluidos que se encuentren fluyendo. Un "agujero de pozo" puede ser cualquier tipo de pozo, incluyendo, pero no limitados a, un pozo en producción, a un pozo que no se encuentre en producción, a un pozo de tipo experimental, a un pozo de tipo exploratorio, y similares. Los agujeros de pozos pueden ser verticales, horizontales, algunos pueden estar en ángulo con respecto a los planos vertical -horizontal, y en combinaciones de las anteriores condiciones, como por ejemplo, un pozo vertical con un componente no vertical.

Tal como lo anteriormente mencionado, con el propósito de incrementar el grado de permeabilidad neta de un reservorio, resulta común la realización de un tratamiento de estimulación del pozo. Un técnica común de estimulación consiste en inyectar un ácido que reaccione con y que disuelva los daños ocasionados a la formación, o a una porción de la formación, de ésta manera creando trayectorias alternativas de flujo para que los hidrocarburos puedan migrar a través de la formación, hasta el pozo. Esta técnica conocida como acidificación (o de manera más general, como estimulación de la matriz) podría eventualmente estar asociada con el fraccionamiento, en caso de que la tasa de inyección y la presión tengan suficientes niveles como para inducir la formación de una fractura en el reservorio.

La colocación del fluido es crítico para el éxito de los tratamientos de estimulación. Los reservónos naturales a menudo son homogéneos; el fluido, preferiblemente, ingresa en áreas de alto grado de permeabilidad en lugar de ingresar en áreas en donde sea más requerido. Cada volumen adicional de fluido sigue la trayectoria de menor resistencia, y continua invadiendo las zonas que ya han sido tratadas. Debido a esto, resulta difícil colocar los fluidos de tratamiento en las zonas con bajo grado de permeabilidad y en las que se encuentren severamente dañadas.

Con el propósito de controlar la colocación de los fluidos de tratamiento, se han empleado diversas técnicas. Las técnicas mecánicas involucran, por ejemplo, la utilización de esferas de sellado y de embaladores, y de la colocación de una tubería enroscada con el propósito de específicamente ubicar el fluido a través de la zona de interés. Las técnicas no mecánicas típicamente hacen uso de los agentes de gel como los desviadores, para temporalmente deteriorar las áreas de mayor grado de permeabilidad e incrementar la proporción de la zona de tratamiento que incluya las áreas de menor grado de permeabilidad.

Así, para los propósitos de la evaluación y de la optimización de los tratamientos de la matriz, es de interés poder medir la colocación de los fluidos de tratamiento. La presente invención determina la colocación del fluido en el reservorio, por medio de la medición e interpretación de una o más variables de temperatura, presión, y tasa de flujo de los fluidos inyectados en el interior del agujero del pozo y que se encuentren próximos al punto de descarga del fluido, desde la estructura tubular de un campo petrolífero, tal como de una tubería enroscada, por medio del uso de diagramas especiales de diagnóstico.

Los métodos de conformidad con la invención, pueden ser utilizados previo a, durante y al final del tratamiento, y cualquier combinación de éstos, incluyendo durante la aplicación de todos éstos. La utilización de uno o más métodos incluidos en la invención, previo al tratamiento del reservorio, permitirá (n) la estimación del daño ocasionado a la formación en cada capa del reservorio, a partir de las mediciones del procedimiento de inyección de un fluido inerte, tal como la salmuera, a lo largo de alguna o de la totalidad de la longitud del agujero del pozo. Los datos de la temperatura colectados en el fondo del pozo durante la prueba de inyección, pueden ser interpretados en tiempo real por medio del método propuesto y por medio del cual las "zonas de interés" pueden ser identificadas.

El uso de uno o más métodos incluidos en la presente invención, durante el tratamiento, permitirá (n) el monitoreo y la optimización del tratamiento en tiempo real. Los datos pueden ser transmitidos hasta la superficie (tal como por medio de una corriente de señales ópticas) y pueden ser desplegados en el monitor de un computador, en un asistente digital personal, en un teléfono celular, o en otro tipo de dispositivo electrónico, para su interpretación en tiempo real. La colocación de fluidos en la formación puede ser optimizada en tiempo real por medio del uso de agentes de desviación, tales como las espumas, los embaladores inflativos de agujeros abiertos, las fibras, y similares, y las combinaciones de éstos, para desviar la estimulación hacia donde se desee en las zonas potenciales. Por ejemplo, si uno observa que cierta capa del reservorio no está siendo tratada, la tasa de inyección de los fluidos, o el volumen o tipo de desviación podrá (n) ser cambiados o ajustados para desviar los fluidos de tratamiento hasta dicha capa.

El uso del tratamiento final de uno o más métodos incluidos en la presente invención, permitirá la evaluación de las efectividades del tratamiento, por medio del monitoreo de la inyección de un fluido inerte (tal como la salmuera utilizada en el enjuague final) para evaluar la estimulación lograda en cada zona. Alternativamente, la totalidad de los datos establecidos pueden ser registrados y analizados al final del tratamiento (tal como cuando el equipo de telemetría encuentre disponible).

Los métodos de la invención permiten el monitoreo de la colocación del fluido durante los tratamientos aplicados a la matriz, por medio de la medición de la temperatura de los fluidos del agujero del pozo, a una distancia fija del punto de inyección del fluido. Los métodos de la invención dependen en la colecta de los datos de temperatura y/o de presión, y en ciertos métodos en la utilización de diagramas de diagnóstico especializados, para estimar la colocación de los fluidos.

Los sistemas de la invención son ejemplificados en cuatro incorporaciones ilustradas en las figuras 1 a 4, en donde numerales similares son empleados para describir componentes similares, a menos que se especifique de otra manera. Se deberá tomar nota de que las incorporaciones del sistema, ilustradas en las figuras 1 a 4, tienen propósitos ilustrativos únicamente, y no tiene la intención de ser limitantes de ninguna manera. La figura 1 ¡lustra la incorporación 100, incluyendo una estructura tubular 2 insertada en un agujero de pozo, encamisado o no encamisado, 3, en una formación 5, la estructura tubular 2 comprende de una sección de tubería 4 que tiene al menos un puerto de inyección de fluido 6 y al menos un sensor de temperatura 8 anexados en una localización conocida en la sección de la estructura tubular 4. El sistema 100 incluye una bomba 10 para inyectar un fluido a través de la estructura tubular 2, de la sección de la estructura tubular 4, y de al menos un puerto de inyección de fluido 6, y hacia el interior de la formación 5. Una unidad 12 permite la generación, en tiempo real o en tiempo diferido, de curvas diagramáticas de diagnóstico del derivado de la temperatura con respecto a la variable de tiempo, y del derivado de temperatura con respecto a la profundidad de la tubería enroscada, ambos obtenidos a una distancia fija y conocida, desde el puerto de inyección de fluido. Un enlace de comunicación 7 conecta el sensor de la temperatura 8 con la unidad 12, y opcionalmente con otras unidades no ilustradas. El enlace de comunicación 7 puede ser a través de fibra óptica, a través de cableado, o inalámbrica. Una unidad de interpretación de la forma de la curva 14, permite la interpretación de las curvas generadas por la unidad 12, para determinar la localización de las regiones de un reservorio que contiene hidrocarburos, el cual exhibe el flujo del fluido inyectado, en donde el flujo varía en rangos medidos desde cero hasta valores mayores de cero.

Refiriéndonos ahora a la figura 2, se ilustra esquemáticamente otro sistema de la incorporación 200 incluida en la invención, el cual comprende de una estructura tubular 2 insertada en el agujero de un pozo encamisado o no encamisado 3 en una formación 5, la estructura tubular comprende de una sección de tubería 4 que tiene al menos un puerto de inyección de fluido 6 y al menos un sensor de temperatura 8, colocados en una localización conocida en una sección de la estructura tubular 4. El sistema 200 también incluye una bomba 10 para inyectar un fluido a través de la estructura tubular 2, a través de una sección de la estructura tubular 4 y de al menos un puerto de inyección de fluido 6. El sistema 200 incluye una unidad de medición 16 para medir el tiempo de arribo del fluido inyectado al sensor de la temperatura 8. Un enlace de comunicación 7 conecta el sensor de temperatura 8 con la unidad 16, y opcionalmente con otras unidades no ilustradas. El enlace de comunicación 7 puede ser a través de fibra óptica, a través de cableado, o inalámbrico. Aunque el enlace de comunicación 7 se ilustra como cruzando a través de la estructura tubular 2 y de una sección de la estructura tubular 4, el enlace 7 puede atravesar el anillo localizado entre la estructura tubular 2 y el agujero del pozo o del encamisado de producción 3.

La figura 3 ilustra esquemáticamente otra incorporación del sistema 300 incluido en la invención, e incluye una estructura tubular 2 insertada en un agujero de pozo encamisado o no encamisado 3, en una formación 5, en una estructura tubular 2 que comprende de una sección de la estructura tubular 4 que tiene al menos un puerto de inyección de fluido 6 y al menos un sensor 8 colocado en una localización conocida en una sección de la estructura tubular 4. El sistema 300 incluye una primera bomba 10a para inyectar un primer fluido a través de la estructura tubular 2, de la sección de la estructura tubular 4, y de al menos un puerto de inyección de fluido 6, el primer fluido tiene un primer valor de propiedad del fluido, y una segunda bomba 10b para inyectar un segundo fluido a través de un anillo localizado entre la estructura tubular 2 y el agujero de pozo, encamisado o no encamisado 3, el segundo fluido tiene un segundo valor de propiedad del fluido que es diferente del primer valor de propiedad del fluido. El sistema 300 incluye una unidad de medición 18 para medir un diferencial entre el primer valor de propiedad del fluido y el segundo valor de propiedad del fluido. La primera y la segunda propiedad pueden ser la temperatura, la presión, la tasa de flujo, la transmisión de la conductividad, o algún otro parámetro mensurable. Un enlace de comunicación 7 conecta el sensor 8 con la unidad 18, y opcionalmente con otras unidades no ilustradas. El enlace de comunicación 7 puede ser a través de fibra óptica, a través de cableado, o inalámbrica. Aunque el enlace de comunicación 7 se ilustra como cruzando a través de la estructura tubular 2 y a través de una sección de la estructura tubular 4, el enlace 7 puede atravesar el anillo entre la estructura tubular 2 y el agujero del pozo o el encamisado de producción 3.

La Figura 4 ilustra esquemáticamente una cuarta incorporación del sistema 400 incluido en la invención, y comprende de una unidad de predicción 20 para medir la temperatura como una función de la distribución del grado de permeabilidad del reservorio, en uno o más sensores colocados en localizaciones conocidas en una estructura tubular 2 e inyectadas en el interior del agujero de un pozo 3, encamisado o no encamisado, de una formación. La estructura tubular 2 comprende de una sección de la estructura tubular 4 que tiene I menos un puerto de inyección de fluido 6; una bomba 10 para inyectar un fluido a través de una estructura tubular 2, una sección de la estructura tubular 4, y al menos un puerto de inyección de fluido 6, y una unidad de medición 22 para medir las actuales temperaturas en uno o más sensores de temperatura 8 anexados a o integrales con la sección de la estructura tubular 4. El sistema 400 adicionalmente incluye una unidad de cálculo 24 para calcular el error entre la temperatura predicha y la temperatura medida, y para minimizar los errores por medio del ajuste iterativo de la distribución del grado de permeabilidad a lo largo de la longitud del agujero del pozo. El enlace de comunicación 7 puede ser a través de fibra óptica, a través de cableado, o inalámbrica. Aunque el enlace de comunicación 7 se ilustra como cruzando a través de la estructura tubular 2 y de una sección de la estructura tubular 4, el enlace 7 puede atravesar el anillo localizado entre la estructura tubular 2 y el agujero del pozo o del encamisado de producción 3.

Los sistemas de la invención incluyen aquellos en donde los sensores de temperatura pueden ser seleccionados a partir de los sensores de temperatura térmicamente activos y de los sensores de temperatura térmicamente pasivos, y en donde los medidores de flujo pueden ser seleccionados a partir de los medidores de la velocidad del fluido, de los medidores del flujo electromagnético, de los sensores del factor de pH, de los sensores de la resistividad, de los sensores ópticos de los fluidos y de los sensores de los trazadores radioactivos y/o no radiactivos, tales como los sensores de tintes o de ADN. Los sistemas de la invención pueden incluir medios para utilizar ésta información en tiempo real, con el propósito de evaluar y cambiar, si es necesario, uno o más parámetros de la desviación del fluido. Los medios para utilizar la información detectada puede comprender de sub-sistemas de control y de comando, localizados en la superficie, en la herramienta, o en ambos. Los sistemas de la invención pueden incluir dispositivos de control del flujo con dirección hacia el fondo y/o medios para cambiar las características hidráulicas en ambos, el anillo y los puertos de inyección de la tubería, localizados en la superficie. Los sistemas de la invención pueden comprender de una pluralidad de sensores capaces de detectar el flujo del fluido fuera de la estructura tubular, debajo de la estructura tubular y sobre el anillo localizado entre la estructura tubular y el agujero del pozo, en modalidad de tiempo real que puede tener una acción programable, tanto en el fondo del pozo como en la superficie del pozo. Esto se puede lograr utilizando uno o más algoritmos, lo cual permite la expedita interpretación en tiempo real de los datos obtenidos en el fondo del pozo, permitiendo que se hagan cambios en la superficie o en el fondo del pozo, para su efectivo tratamiento. Los sistemas de la invención pueden comprender de un controlador para controlar la dirección del fluido y/o cerrar el flujo que se origina desde a superficie. Sistemas ejemplares de la invención pueden incluir los sub-sistemas de manejo de los fluidos, capaces de mejorar la desviación del fluido a través de los mecanismos de control y de comando. Estos sub-sistemas pueden permitir un mezclado controlado del fluido, o el cambio controlado de las propiedades del fluido. Los sistemas de la invención pueden comprender de uno o más dispositivos de control del flujo del fluido, en el fondo del pozo, que podrían ser empleados para colocar un fluido en una localización prescrita en el agujero del pozo, para cambiar las características hidráulicas de la inyección en el anillo y/o en la estructura tubular, desde la superficie, y/o para aislar una porción del agujero del pozo.

Los sistemas inventivos pueden adicionalmente incluir diferentes combinaciones de sensores / mediciones, arriba y abajo, (y también pueden estar en) un puerto de inyección de fluido localizado en la estructura tubular, para determinar / verificar la desviación del fluido.

Los sistemas y los métodos de la invención pueden incluir la comunicación superficie / herramienta, a través de uno o más enlaces de comunicación, incluyendo pero no limitados al cableado, la fibra óptica, la radio, o la transmisión por la vía de mícroondas. En las incorporaciones ejemplares, las mediciones del sensor, la adquisición de datos en tiempo real, el software de interpretación y los algoritmos de comando / control, pueden ser empleados para asegurar la desviación del fluido, como por ejemplo, el comando y el control pueden ser realizados por la vía de algoritmos pre-programados con una señal enviada a la superficie, indicando que el comando y el control han tomado lugar, el control es realizado por la vía de controlar la colocación del fluido de inyección en el reservorio y en el agujero del pozo. En otras incorporaciones ejemplares, la habilidad de realizar mediciones cualitativas que puedan ser interpretadas en tiempo real durante un servicio de bombeo, en una tubería enroscada, o en una tubería unida, es una ventaja. Los sistemas y los métodos de la invención pueden incluir la indicación en tiempo real del movimiento del fluido (desviación) fuera del extremo del fondo del pozo de la estructura tubular, los cuales pueden incluir, en el fondo la construcción, en la superficie el anillo, y en el reservorio. Dos o más medidores de flujo, como por ejemplo los medidores electromagnéticos de flujo, o los sensores térmicamente activos que se encuentran espaciados del punto de inyección localizado en el extremo de la estructura tubular, pueden ser empleados. Otros métodos y sistemas inventivos pueden comprender de dos mediciones idénticas de desviación separadas entre sí, y suficiente distancia sobre, en el extremo del puerto de inyección de fluido, o sobre los dispositivos de medición, para medir la diferencia en el flujo en que cada sensor mide, en comparación con el flujo conocido, a través de la parte interior de la estructura tubular (tal como lo medido en la superficie).

Los métodos y los sistemas inventivos pueden emplear sensores que se encuentran estratégicamente posícionados y que pueden tomar múltiples mediciones, y pueden estar adaptados para la medición del flujo en una tubería enroscada, en una tubería de perforación, o en cualquier estructura tubular localizada en el campo petrolífero. Los sistemas de la invención pueden estar en movimiento o estar estacionados mientras la operación se encuentre en funcionamiento. Los fluidos de tratamiento, los cuales pueden ser líquidos o gaseosos, o una combinación de éstos, y/o las combinaciones de fluidos y sólidos (por ejemplo, las suspensiones) pueden ser utilizados en los métodos de estimulación, los métodos para proporcionar conformación, los métodos para aislar un reservorio para el logro de una producción mejorada, o para el aislamiento (no producción), o una combinación de estos métodos. Lo datos colectados pueden ser utilizados en un modo de "programa" en el fondo del pozo; alternativamente, o adicional a, la adquisición de datos en la superficie puede ser utilizada para la toma de decisiones de "acción" en tiempo real para que el operador actúe, por medio del control de los parámetros ubicados en la superficie y en el fondo del pozo. La telemetría de fibra óptica puede ser utilizada para enviar información tal como, pero no limitada a, la presión, la temperatura, la localización del collar de encamisado (LCE) y otro tipo de información, hacia la parte superior del pozo. Tal como lo que aquí se describe, debido al gran tamaño del diámetro interno de una herramienta de montaje, una herramienta de medición es colocada en el interior del alojamiento de la herramienta de montaje. Un agujero es agregado a la "nariz de toro", y un tubo es desplazado desde abajo del sello inferior de la herramienta de medición. La herramienta de medición entonces podrá medir la presión utilizada en el tratamiento, la temperatura en el fondo del pozo, la profundidad por la vía de la localización del collar (LCE), o algún otro parámetro, como también la presión debajo del sello inferior de la herramienta de montaje, la cual podría ser medida e tiempo real. Por medio de la medición de la presión de debajo del sello inferior, el operador puede determinar si el sello inferior está filtrando fluido, y también si existe flujo inter-cruzado desde una zona a otra. Esto tiene el potencial de cambiar como se realiza el trabajo en tiempo real, de manera de poder optimizar el tratamiento. Estos datos serían evaluados en tiempo real para determinar si es necesario realizar otro tratamiento de la zona.

Los métodos y los sistemas inventivos pueden ser empleados en cualquier tipo de formación geológica, por ejemplo, pero no limitada a, los reservónos en las formaciones de carbonato y de piedra arenisca, y podrían ser utilizados para optimizar la colocación de fluidos de tratamiento, por ejemplo, para maximizar la cobertura del agujero del pozo y la desviación de las altas zonas con agua / gas, para maximizar sus tasa de inyección (de manera de optimizar los números de Damkohler y los tiempos de residencia del fluido en cada capa), y su compatibilidad (de manera de asegurar la correcta secuencia y la óptima composición de los fluidos en cada capa).

El método de interpretación propuesto en la invención se ilustra en los siguientes ejemplos.

Ejemplo 1 : Interpretación de los Datos de Temperatura en el Fondo del Pozo Se realizó un tratamiento de estimulación con ácido en una sección del agujero de un pozo horizontal, en una formación de carbonato. El objetivo del tratamiento fue el de remover los daños inducidos por las perforaciones. De manera pre-determinada, los fluidos de tratamiento inyectados toman la trayectoria de menor resistencia e invaden las regiones que son más permeables que otras. Sin embargo, resultó difícil determinar las regiones en donde los fluidos fueron inyectados, debido al inicial procedimiento de inyección de las zonas y en el hecho de que no se sabe como es que estos previos procedimientos de inyección cambian con el tiempo. Debido a esto, el monitoreo de la colocación del fluido fue realizado con el propósito de evaluar y de optimizar el tratamiento.

Los diagramas en la Figura 5 muestran los datos de la temperatura en el fondo del pozo, obtenidos durante el tratamiento de estimulación con ácido. La curva inferior, que tiene la forma de una "M", muestra la profundidad de la tubería enroscada, mientras que la segunda curva muestra la temperatura imperante en el fondo del pozo. Un sensor de temperatura fue localizado en el ensamble del fondo del pozo, en el extremo del CT. Previo al comienzo del tratamiento con el ácido, se bombeo salmuera desde la tubería enroscada que se ubica en el agujero, hasta el fondo. Durante esta fase del tratamiento, el pozo estuvo abierto en todo el foso, en donde se monitorearon todos los productos retornados. Durante el tratamiento principal, el ácido fue bombeado continuamente con el CT, desplazándose hacia arriba y hacia debajo de la longitud lateral a una tasa de 6 pies/minuto [1 .83 metros/minuto] y la tasa de inyección fue constante a cerca de 2 bbl/min [0.32 m3/min]. Al comienzo del trabajo (parte izquierda del diagrama), se puede observar que a medida que el bombeo del ácido comenzaba y la formación estuvo expuesta al fluido de estimulación, ácido, la temperatura en el fondo del pozo comenzó a disminuir. Sin embargo, la temperatura se incrementó a medida que el CT atravesó la sección lateral. Esto puede conducirle a una persona a creer que la mayoría de los fluidos han invadido el fondo de la sección lateral. Así, aunque la temperatura es una medición útil que podría ser la clave para la solución del problema, su sola representación en forma gráfica resultó insuficiente para poder llegar a conclusiones significativas en relación a si la invasión del fluido realmente tomó lugar en la formación de agujero abierto.

El diagrama de la Figura 6 representa los datos del tratamiento del "primer Ácido", en contexto con la totalidad de los datos del trabajo mostrado en la FIGURA 5. Un vistazo más próximo de los datos, indicaron que la tasa de cambio de la temperatura en el fondo del pozo no fue constante, aún cuando la CT estuvo desplazándose a una tasa constante de 6 pies/ minuto [1 .83 mt/min] y la inyección de ácido tomo lugar a casi una tasa constante de 2 bbl/min [0.32 m3/min]. El sensor de temperatura en el fondo del pozo fue colocado a unos pies de distancia antes del extremo distante del CT, y así se pudo observar un cambio en la temperatura (incremento o disminución) cuando el fluido fue descargado del CT, el cual tuvo una temperatura diferente que la de su medio ambiente. El fluido ácido inyectado es hecho pasar a través del sensor, en una dirección opuesta la del movimiento del CT, o s el sensor del CT entró a una región que fue previamente invadida, en caso de que el flujo de fluido tuvo la misma dirección que el movimiento de la CT. El hecho de que la totalidad de la sección del pozo fue construida como un agujero abierto, significó que el fluido estuvo libre de tomar la trayectoria de menor resistencia; en éste caso, aparentó estar un poco separado del fondo y dirigido hacia a punta de la sección lateral. La rápida reducción inicial en la temperatura en el fondo del pozo, indicó que el sensor de temperatura en el fondo del pozo estuvo desplazándose hacia una "región más fría"; en donde la mayor parte del fluido ya había invadido el sensor y ya había enfriado la región, antes de que el sensor haya llegado a ese punto. En resumen, éste ejemplo mostró que el movimiento inicial del fluido se hizo mayormente en la dirección del movimiento de la CT.

Cuando el sensor haya llegado a la región marcada como ? en la Figura 6, hubo muy pocos cambios en el valor de la temperatura en el fondo del pozo, lo cual fue indicado por "líneas planas" en el perfil de temperatura en el fondo del pozo. Esta tasa de cambio interrumpida de la temperatura en el fondo del pozo, indicó que la mayoría de la región marcada bajo ?" estuvo a una temperatura idéntica; la extensión de ésta región es fácilmente observable a partir de la diferencia en el valor de la profundidad de la CT, en su curva. Esto condujo a la primera interpretación de que suficiente cantidad de fluido haya penetrado en ésta región, para mantener su temperatura cerca de una constante sobre una longitud de aproximadamente 75 pies [22.9 mts.] desde los 6.1 75 pies [1 .882 mts. a 1 .905 mts.]. En resumen, cuando se observan las curvas de las temperaturas en el fondo del pozo durante el tratamiento de simulación con ácido, por medio de la utilización de mediciones de los picos de temperatura, se deberá tratar de identificar "líneas planas" o áreas en donde la temperatura en el fondo del pozo muestre pocos cambios con los movimientos de la CT.

En la figura 6, una observación al perfil de la temperatura en el fondo del pozo inmediatamente luego de la Región I, sugirió que a medida que el sensor se desplazaba en dirección de separación con respecto a la previa región fría, éste comenzó a experimentar temperaturas ligeramente más cálidas; la tasa de cambio de la temperatura en el fondo del pozo obtuvo un valor positivo, indicando una región en donde los fluidos podrían no haberla invadido. Sin embargo, debido a que la inyección fue progresando de manera progresiva, el fluido podría dirigirse hacia la dirección que ofreciera la menor resistencia. Esto podría haber sido en la región que fue dejada "atrás" del pico de la CT, en la región "delantera", o en ambas. Por ejemplo, si no hubiera zonas permeables luego de la Región I, la temperatura en el fondo del pozo podría haber continuado incrementándose, aunque ahora la dirección del flujo de fluido podría haber sido opuesta a la del movimiento de la CT, debido a que habría menos zonas favorables más delante de la CT. En dichos casos, a medida que el pico se desplazaba en separación con la relación a la zona receptiva que fue dejada "atrás", mayor fricción anular podría haberse ejercido sobre el fluido que tuvo que atravesar la mayor distancia. Este cambio en la presión en el fondo del pozo podría haber sido detectada por medio del monitoreo de la curva de la presión en el fondo del pozo, la cual podría haber sido diagramada a todo lo largo. Sin embargo, en éste ejemplo, la ocurrencia de "líneas planas" en la temperatura del fondo del pozo (tasa de cambio de la temperatura próxima a cero) indicaron que hubieron otras regiones que se habían enfriado como un resultado de la invasión del fluido ácido, e interrumpió la tasa a la cual la temperatura se incrementó antes de que el sensor haya cruzado dichas regiones. La FIGURA 6 mostró un incremento de cerca de 2o F [1.1° C] hasta la Región II y de alrededor de 0.5 0 F [0.28° C] hasta la primera parte de la Región III. Observe que la temperatura inicial en el fondo del pozo, encontrada en la Región III fue menor que la precedente temperatura, indicando un "enfriamiento".

Ejemplo 2: El Uso de los Diagramas del Derivado de Temperatura para la Interpretación: En éste ejemplo, los datos para el trabajo con ácido, presentados en el Ejemplo , son utilizados para ilustrar el uso de los diagramas de los derivados de la temperatura para la interpretación, de conformidad con un método de la invención. La figura 7 muestra la curva del derivado de la temperatura (curva inferior) la cual distintivamente muestra las regiones en donde la tasa de cambio de la temperatura en el fondo del pozo fue de casi cero. Esto proporcionó una mejor indicación para la cuantificacion de la extensión de las regiones tomadas por el fluido, en lugar de la toma de un valor estimado únicamente a partir de la curva de la temperatura en el fondo del pozo. Tal como se evidencia a partir de las comparaciones de las figuras 6 y 7, la curva del derivado de la temperatura pudo "dividir" la mayor región, estimada entre 6.175 y 6.250 pies [1 .882 mts. a 1 .905 mts.] en varias regiones más pequeñas. También hubo otras regiones visibles, las cuales no se evidenciaron claramente cuando únicamente se utilizó el diagrama de la temperatura en el fondo del pozo. Así, la curva del derivado de la temperatura, generada utilizando t*dT/dt y D*dT/dD vs. Tiempo (o cualquier (t+Dt)/Dt, en donde T = temperatura, t = tiempo, D = CTProfundidad, permitió una mucho más precisa interpretación. Una suavización de la curva, tal como se observa a partir del diagrama de la figura 7, fue realizada por medio del uso de un algoritmo fácilmente disponible y estándar.

Ejemplo 3: Invasión de Fluido en el Reservorio.

En éste ejemplo, los datos del trabajo realizado con ácido y que se presentaron en los Ejemplos 1 y 2, fueron utilizados para ilustrar como es que la invasión del fluido puede ser cuantificado. Las barras sólidas mostradas en la FIGURA 7representan el grado de la invasión del fluido a través de las diversas zonas. Basado en la naturaleza del gradiente del derivado en las "zonas" identificadas, éste método de la invención determinó y asignó el grado de invasión del fluido y representó lo mismo en formato gráfico; la FIGURA 7 las muestran como "barras" de diversas dimensiones, basadas en la efectividad percibida de la estimulación. El método estimó el grado de invasión, al tomar en consideración el ángulo de separación desde una línea de base de 0 grados; con el grado de invasión disminuyendo a medida que el ángulo se aproxima a los 90 grados.

Ejemplo 4: Cuantificación de los Daños Previos al Tratamiento.

Este ejemplo demuestra un método para computar rápidamente la relación de eficiencia en la producción de un trabajo previo, basado en la ecuación de Darcy. La relación de eficiencia en la producción para un tratamiento de pre-estimulación puede ser determinada durante el pase inicial en éste método de diagnóstico, en donde un fluido inerte es inyectado en el interior de la formación. Algunas variables requeridas para el cálculo, esto es, la caída en la presión, la tasa de la inyección, la altura de la zona económicamente rentable (o la región de la invasión), el factor de volumen, la viscosidad del fluido, y similares variables, son valores conocidos. Las variables desconocidas son la presión del reservorio y un valor estimado del grado de permeabilidad, los cuales pueden ser obtenidas del cliente. Cualquier cambio en el factor de la relación de eficiencia en la producción durante el tratamiento de acidificación de la matriz, entonces podrá ser computada con un mejor conocimiento de los perfiles de invasión del fluido.

Ejemplo 5: Interpretación de la Historia de la Temperatura a lo Largo del Agujero del Pozo.

En el trabajo con ácido descrito en el Ejemplo 1 , las localizaciones en la sección del reservorio del agujero del pozo fueron visitadas múltiples veces (figura 5). Los datos podrán ser utilizados para crear la historia de la temperatura para diversas secciones del reservorio. La tasa de cambio en la temperatura, en cualquier localización, puede ser correlacionada con la invasión del fluido en la zona. De ésta manera, si el derivado de la temperatura y los diagramas de la temperatura en el fondo del pozo, generados durante las diversas fase del tratamiento son diagramadas de manera conjunta vs. la profundidad a lo largo del agujero del pozo, entonces las zonas que muestren el más rápido cambio en la temperatura, podrán ser identificadas.

Aunque las incorporaciones específicas de la invención han sido expuestas aquí en detalle, esto ha sido hecho únicamente para los propósitos de describir las diversas características y aspectos de la invención, y no tiene la intención de ser limitante con respecto al campo de acción de la invención. Se contempla que diversas sustituciones, alteraciones, y/o modificaciones, incluyendo pero no limitadas a aquellas variaciones en la implementación que han sido sugeridas aquí, podrán ser hechas a las incorporaciones expuestas sin separarse del espíritu y del campo de acción de la Invención, según lo definido en las reivindicaciones anexas que se describen a continuación.

Claims (10)

REIVINDICACIONES:

1 ) Un método que comprende de: (a) hacer contactar un reservorio que contiene hidrocarburos con un fluido de tratamiento; (b) monitorear el movimiento del fluido de tratamiento en el reservorio, al proporcionar uno o más sensores para la medición de la temperatura y/o la presión, en donde los sensores se encuentran dispuestos sobre un soporte adaptado para mantener un espaciamiento dado entre los sensores y el punto de descarga del fluido; y (c) ajustar uno o más parámetros seleccionados a partir de la composición del fluido de tratamiento, la tasa de inyección del fluido de tratamiento, y la presión del fluido de tratamiento, en respuesta al monitoreo del movimiento.

2) El método de la Reivindicación 1 , en donde el ajuste es hecho en tiempo real.

3) El método de la Reivindicación 1 , en donde el soporte es una tubería enroscada.

4) El método de la Reivindicación 1 , en donde el soporte se extiende substancialmente a lo largo de una completa longitud del agujero de un pozo que se extiende hacia el interior del reservorio.

5) El método de la Reivindicación 1 , en donde el fluido de tratamiento y un segundo fluido son inyectados desde diferentes trayectorias de flujo.

6) El método de la Reivindicación 1 , en donde el soporte comprende de una estructura tubular y de uno o más sensores que comprenden de al menos un sensor de temperatura colocado en una localización conocida en la estructura tubular, el método comprende de: (a) insertar la estructura tubular en el agujero de un pozo que se extiende hacia el interior del reservorio, la estructura tubular comprende de una sección de la estructura tubular, la cual tiene al menos un puerto de inyección del fluido de tratamiento; (b) el contacto comprende de inyectar el fluido de tratamiento a través de al menos un puerto de inyección del fluido; (c) generar las curvas de diagramación del diagnóstico del derivado de la temperatura con respecto a la variable de tiempo, y del derivado de la temperatura con respecto a la profundidad de la estructura tubular, ambos obtenidos a una distancia fija y conocida del puerto de inyección del fluido de tratamiento; y (d) interpretar la forma de las curvas de diagramación del diagnóstico, para determinar la localización de las regiones del reservorio que contiene hidrocarburos y que exhiben el flujo del fluido de tratamiento inyectado, en donde los rangos de flujo varían de cero a un valor que no es cero.

7) El método de la Reivindicación 6, en donde la generación de las curvas de diagramación del diagnóstico ocurren en tiempo real.

8) El método de la Reivindicación 6, en donde la interpretación de la forma de las curvas de diagramación del diagnóstico emplean uno o más algoritmos de interpretación de la curva de diagramación para la temperatura y/o la presión, para identificar las regiones en el reservorio que fácilmente aceptan el fluido del tratamiento.

9) El método de la Reivindicación 6, el cual comprende de suavizar las curvas de diagramación del diagnóstico, para reducir cualquier ruido en las curvas de diagramación del diagnóstico, previo a la interpretación de la forma de las curvas de diagramación del diagnóstico.

10) El método de la Reivindicación 1 , el cual comprende de mover el soporte durante el monitoreo. 1 1 ) El método de la Reivindicación 1 , en donde el soporte comprende de una estructura tubular y uno o más sensores que comprenden de al menos un sensor de temperatura colocado en una localización conocida sobre la estructura tubular, el método adicionalmente comprende de: (a) insertar la estructura tubular en el interior del agujero de un pozo en el reservorio, la estructura tubular comprende de una sección de tubería que tiene al menos un puerto de inyección del fluido de tratamiento; (b) el contacto comprende de de inyectar el fluido de tratamiento a través de la estructura tubular y a través de al menos un puerto de inyección del fluido de tratamiento, y (c) medir el tiempo de arribo del fluido de tratamiento inyectado en el sensor de temperatura. 12) El método de la Reivindicación 1 1 , el cual comprende de proporcionar dos o más sensores de temperatura y de medir el tiempo para que fluido de tratamiento inyectado pueda desplazarse entre dos sensores de temperatura. 13) El método de la Reivindicación 1 , en donde el soporte comprende de una estructura tubular y de uno o más sensores que comprenden de al menos un sensor de temperatura colocado en una localización conocida sobre la estructura tubular, el método adicionalmente comprende de: (a) insertar la estructura tubular en el interior del agujero de un pozo en el reservorio, la estructura tubular comprende de una sección de tubería que tiene al menos un puerto de inyección del fluido de tratamiento; (b) inyectar el fluido de tratamiento a través de la estructura tubular, a través de la sección de la estructura tubular, y a través de al menos un puerto de inyección del fluido de tratamiento, el fluido de tratamiento tiene un primer valor de propiedad del fluido; (c) inyectar un segundo fluido a través de un anillo localizado entre la estructura tubular y el agujero del pozo, el segundo fluido tiene un segundo valor de propiedad del fluido que es diferente del primer valor de propiedad del fluido; y (d) medir un diferencial entre el primer valor de propiedad del fluido y el segundo valor de propiedad del fluido. 14) El método de la Reivindicación 13, el cual comprende de monitorear la interfaz de un fluido entre el fluido de tratamiento y el segundo fluido, y si la interfaz no se encuentra en una localización deseada en el agujero del pozo, ajustar la tasa de flujo del fluido de tratamiento, el segundo fluido, o ambos, para mover la interfaz hasta la localización deseada. 1 5) El método de la Reivindicación 1 , en donde el soporte comprende de una estructura tubular y de uno o más sensores que comprenden de al menos un sensor de temperatura colocado en una localización conocida en la estructura tubular, el método comprende de: (a) predecir las temperaturas como una función de la distribución del grado de permeabilidad del reservorio, en uno o más sensores colocados en localizaciones conocidas en la estructura tubular; (b) insertar la estructura tubular en el agujero de un pozo la estructura tubular comprende de una sección de la estructura tubular, la cual tiene al menos un puerto de inyección del fluido de tratamiento; (c) inyectar el fluido de tratamiento a través de al menos un puerto de inyección del fluido; (d) medir las actuales temperaturas en uno o mas sensores; y (e) calcular el error entre las temperaturas medidas y las temperaturas predichas, y minimizar los errores por medio del ajuste iterativo de la distribución del grado de permeabilidad, a lo largo de la extensión del agujero del pozo. 16) Un sistema que comprende de: (a) un soporte adaptado para mantener un espaciamiento dado entre uno o mas sensores, para la medición de la temperatura y/o la presión en un reservorio que contiene hidrocarburos, el soporte comprende de un punto de admisión de fluido, de un pasaje de fluido, y de al menos un puerto de inyección del fluido de tratamiento; (b) medios para monitorear el movimiento del fluido de tratamiento en el reservorio. 17) El sistema de la reivindicación 16, en donde el soporte comprende de una estructura tubular que comprende de una sección de tubería que tiene al menos un puerto de inyección de fluido y al menos un sensor de temperatura en una localización conocida en la estructura tubular, el sistema adicionalmente comprende de; (a) una bomba para inyectar un fluido de tratamiento a través de la estructura tubular, a través de la sección de una estructura tubular, y a través de al menos un puerto de inyección de fluido; (b) una unidad para generar las curvas de diagramación del diagnóstico del derivado de la temperatura, con respecto a con respecto a la variable de tiempo, y del derivado de temperatura con respecto a la profundidad de la tubería enroscada, ambos obtenidos a una distancia fija y conocida, desde el puerto de inyección del fluido de tratamiento. (c) una forma de la curva para interpretar la unidad de interpretación de las curvas, para determinar la localización de las regiones del reservorio que contiene hidrocarburos, el cual exhibe el flujo de un fluido inyectado, en donde el flujo varía en el rango de cero a un valor que no es cero. 18) El sistema de la Reivindicación 16, en donde el soporte comprende de una estructura tubular que comprende de una sección de tubería que tiene al menos un puerto de inyección del fluido de tratamiento y al menos un sensor de temperatura colocado en una localización conocida en la estructura tubular, el sistema adicionalmente comprende de: (a) una bomba para inyectar un fluido de tratamiento a través de una estructura tubular, y a través de una sección de la estructura tubular y de al menos un puerto de inyección de fluido de tratamiento. (b) una unidad de medición para la medición del tiempo de arribo del fluido de tratamiento inyectado, en el sensor de temperatura. 19) El sistema de la reivindicación 16, en donde el soporte comprende de una estructura tubular que comprende de una sección de tubería que tiene al menos un puerto de inyección de fluido y al menos un sensor de temperatura en una localización conocida en la estructura tubular, el sistema adicionalmente comprende de; (a) una primera bomba para inyectar el fluido de tratamiento a través de una estructura tubular, a través de una sección de la estructura tubular, y a través de al menos un puerto de inyección de fluido de tratamiento, el fluido de tratamiento tiene un primer valor de propiedad del fluido; (b) una segunda bomba para inyectar un segundo fluido a través de un anillo localizado entre la estructura tubular y el agujero del pozo, el segundo fluido tiene un segundo valor de propiedad del fluido que es diferente del primer valor de propiedad del fluido; y (c) una unidad de medición, para medir un diferencial entre el primer valor de propiedad y el segundo valor de propiedad. 20) El sistema de la reivindicación 16, en donde el soporte comprende de una estructura tubular que tiene al menos un puerto de inyección del fluido de tratamiento y al menos un sensor de temperatura colocado en una localización conocida en la estructura tubular, el sistema adicionalmente comprende de: (a) una unidad de predicción para predecir la temperatura como una función de la distribución del grado de permeabilidad del reservorio, en uno o más sensores colocados en localizaciones conocidas en una estructura tubular a ser inyectada en el interior del agujero de un pozo de un reservorio; (b) medios para insertar la estructura tubular en el interior del agujero del pozo; (c) una bomba para la inyección de fluido de tratamiento a través de una estructura tubular, a través de una sección de la estructura tubular y a través de al menos un puerto de inyección de fluido de tratamiento; (d) una unidad de medición, para medir las actuales temperaturas en un o más de los sensores; y (e) una unidad de cálculo, para calcular el error entre las temperaturas medidas y las temperaturas predichas, y para minimizar los errores por medio del ajuste iterativo de la distribución del grado de permeabilidad a lo largo de la longitud del agujero del pozo. 21 ) Un método para el tratamiento de una formación subterránea que comprende de: (a) proporcionar un soporte que comprende de una estructura tubular y de uno o más sensores que comprenden de al menos un sensor de temperatura colocado en una localización conocida en la estructura tubular; (b) insertar la estructura tubular en el interior del agujero de un pozo que se extiende hacia el interior del reservorio, la estructura tubular comprende de al menos un puerto de inyección del fluido de tratamiento; (c) contactar el reservorio que contiene hidrocarburos con el fluido de tratamiento; y (d) monitorear el movimiento del fluido de tratamiento en dicho reservorio, al proporcionar uno o más sensores para la medición de la temperatura y/o de la presión, en donde los sensores se encuentran dispuestos sobre un soporte adaptado para mantener un espacio dado entre los sensores y el punto de descarga del fluido.