MX2007008850A

MX2007008850A - Agentes solubles de derivacion.

Info

Publication number: MX2007008850A
Application number: MX2007008850A
Authority: MX
Inventors: Syed Akbar; Patrick R Okell; A Richard Sinclair
Original assignee: Fairmount Minerals Ltd
Priority date: 2005-01-21
Filing date: 2006-01-20
Publication date: 2008-01-16
Also published as: GB2437869A; CA2595686A1; US20060175059A1; GB2437869B; NO20074239L; WO2006088603A1; CA2595686C; CN101146888B; CN101146888A; GB0714796D0; RU2433157C2; RU2007131659A

Abstract

Se describen metodos y composiciones para estimular intervalos sencillos y multiples en pozos subterraneos mediante fluidos de tratamiento de pozos de derivacion en una direccion particular o hacia intervalos multiples que usan agentes de derivacion revestidos, solubles en agua. El revestimiento soluble en agua del material de derivacion es preferiblemente colageno, polimero de oxido de poli(alquileno), poli(acido lactico), polivinilacetato, polivinilalcohol, polivinilacetato/polivinilalco hol o una mezcla de los mismos, aplicados como un revestimiento sobre cualquier numero de materiales de consolidacion. El metodo permite la derivacion del flujo de fluidos en una formacion del fondo de la perforacion durante un tratamiento del pozo, tal como durante un proceso de fractura. Siguiendo la completacion de un tratamiento tal como estimulacion hidraulica, el agente soluble de derivacion se puede disolver y eliminar por el componente de agua de la produccion del pozo.

Description

AGENTES SOLUBLES DE DERIVACIÓN CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención proporciona métodos y composiciones para el tratamiento de pozos subterráneos y, más específicamente, proporciona métodos y composiciones para estimular intervalos múltiples en pozos subterráneos. En particularmente, esta invención proporciona métodos y composiciones para derivar fluidos de tratamiento de pozos en intervalos múltiples introduciendo materiales de consolidación revestidos con un polímero soluble en agua, por ejemplo, colágeno, acetato polivinilo/alcohol de polivinilo, óxidos del polialquilo, poli (ácido láctico), elementos de tabla periódica del grupo I o II (metales alcalinos o metales alcalino térreos) , polímero de silicato o combinaciones de los mismos con materiales que son lentamente solubles en agua para usarse en redirigir el flujo de los fluidos de estimulación desde una sarta de tubería en el ambiente subterráneo. DESCRIPCIÓN DEL ARTE RELACIONADO Los tratamientos de pozos, tales como tratamientos ácidos y de fracturas de formaciones subterráneas, se utilizan rutinariamente para mejorar o para estimular la recuperación de hidrocarburos. En muchos casos, una formación subterránea puede incluir dos o más intervalos que tienen permeabilidad y/o capacidad de inyección variable. Algunos intervalos pueden poseer capacidad de inyección relativamente baja, o capacidad para aceptar fluidos inyectados, debido a la permeabilidad relativamente baja, alta tensión "in-si tu " , y/o al daño de la formación. Tales intervalos se pueden completar a través de preparaciones en un sondeo entubado y/o pueden completarse con el agujero abierto. En algunos casos, tales intervalos de la formación pueden estar presentes en una sección altamente desviada u horizontal de un sondeo, por ejemplo, una sección del agujero abierto lateral. En cualquier caso, cuando los intervalos múltiples de tratamiento tienen capacidad de inyección variable que es frecuentemente el caso más común, si no es que en todos los casos, el fluido de tratamiento del pozo introducido será desplazado en uno, o únicamente unos pocos, de los intervalos que tienen capacidad de inyección mayor. Aun si hay solamente un intervalo a tratar, la tendencia para el crecimiento de la fractura puede ser ya sea para arriba o para abajo. Esto depende de la tensión in si tu de la formación y de la variación de la permeabilidad en la capa de la formación. Bajo la fractura puede estar una zona de agua. Si la fractura creada se rompe en esta zona, el pozo puede ser arruinado debido al exceso de agua y un corte de los componentes de petróleo del intervalo productor. Por arriba de la zona de fractura creada puede haber un tapón de gas lo cual causaría daño a la producción del pozo debido a la derivación del gas a los componentes del petróleo líquidos del pozo. En un esfuerzo por distribuir más uniformemente los fluidos de tratamiento del pozo desplazados en cada uno de los intervalos múltiples a tratarse, se han desarrollado métodos y materiales para derivar fluidos de tratamiento en intervalos de permeabilidad y/o de inyectividad inferior. Sin embargo, las técnicas convencionales de derivación pueden ser costosas y/o pueden alcanzar solamente éxito limitado. En este aspecto, las técnicas mecánicas de derivación son típicamente complicadas y costosas. Además, los métodos mecánicos de derivación se limitan típicamente a ambientes de agujeros entubados y dependen de cemento adecuado y del aislamiento de las herramientas para lograr la derivación. El tratamiento eficiente y simultáneo de conjuntos múltiples de perforaciones sobre una sección vertical extendida ha sido así un problema en la estimulación de los pozos por numerosos años. Se han utilizado numerosos métodos de tratamiento de derivación, tales como jabón de calcico soluble en aceite, ácido sulfúrico, y "Fixafrac" de Dowell (una mezcla de cal, queroseno, un jabón de cloruro de calcio clasificado, y un agente de gelación, y FLAX-2™ de Dowell según lo descrito por Harrison en su revisión compresiva Journal of Petroleum Technology, pp . 593-598 (1972), para tratar zonas múltiples con una amplia variedad de efectividad. Se han usado una gran variedad de agentes de derivación a base de químicos en intentos por obturar las aberturas de la formación y derivar los fluidos de tratamiento a otras zonas de la formación. Por ejemplo, se han usado cuentas de cera como agentes de derivación. Sin embargo, las cuentas tienen puntos de fusión limitados, de aproximadamente 58.88°C a aproximadamente 88.88 °C (138°F a aproximadamente 192°F), haciéndolos inútiles si la temperatura de la formación excede su punto de fusión. También se han descrito las partículas de naftalina o naftaleno (bolas de polilla) y de cloruro de sodio por ser útiles como agentes de derivación eficaces. Las partículas de naftalina son fácilmente solubles en aceite, pero se funden a aproximadamente 82.22 °C (180°F) , limitando de este modo su uso a aplicaciones en formaciones de temperaturas más bajas. El cloruro de sodio, que tiene un punto de fusión de aproximadamente 798.88°C (1,470°F), mientras que es útil a temperaturas altas, requiere que el pozo se haya limpiado con agua o ácido diluido después de que la formación se haya tratado para eliminar completamente las partículas de cloruro de sodio. Además, el cloruro de sodio no se puede utilizar con el ácido fluorhídrico para tratar los pozos subterráneos debido a la formación de precipitados insolubles que pueden bloquear problemáticamente el pozo. Alternativamente, los agentes de derivación tales como polímeros, materiales sólidos suspendidos y/o espuma se han empleado cuando se ha tratado simultáneamente intervalos múltiples de inyectividad o capacidad de inyección variable. Tales agentes de derivación típicamente se bombean en una formación subterránea antes de un fluido de tratamiento del pozo para sellar herméticamente los intervalos de permeabilidad mayor y derivar el fluido de tratamiento del pozo a intervalos de permeabilidad menor. Sin embargo, la acción de derivación de tales agentes de derivación es a menudo difícil de predecir y monitorear, y puede no ser exitosa en derivar el fluido de tratamiento en todos los intervalos deseados. Estos problemas se pueden agravar más en terminaciones de agujeros abiertos, especialmente en terminaciones altamente desviadas que tienen áreas grandes de una formación abierta al sondeo. La presencia de fracturas naturales puede también hacer la derivación más difícil. Durante los años se han dirigido varios intentos por dirigir las expediciones de áreas de permeabilidad diferente en un sondeo. La Patente Norteamericana No. 2,803,306 de Hower ofrece un proceso para aumentar la permeabilidad de formación subterránea que tiene varias zonas de permeabilidad variable.

Los pasos descritos incluyen introducir en un agujero del pozo un fluido de tratamiento que contiene ácido clorhídrico el cual tiene partículas solubles en aceite dispersas en el mismo, el material se selecciona de gilsonita, naftaleno, para-diclorobenceno, antraceno, y ß-naftol. Luego del tratamiento, las. partículas proporcionan una obstrucción parcial de las zonas más permeables de la formación subterránea, permitiendo que el fluido de tratamiento entre en las zonas menos permeables. La Patente Norteamericana No. 3,797,575 concesionada a Halliburton divulga aditivos que forman derivación comprendidos de material sólido relativamente insoluble en agua disuelto en un solvente tal como metanol o isopropanol . Cuando el aditivo se combina con un fluido de tratamiento acuoso, el material sólido, disuelto en el aditivo, se precipita en el fluido de tratamiento acuoso en una forma finalmente dividida, que entonces actúa como un agente de derivación. La Patente Norteamericana No. 3,724,549, también concesionada a Halliburton, describe un material de agente de derivación para derivar los fluidos de tratamiento acuosos en formaciones subterráneas progresivamente menos permeables. El material esta compuesto de un líquido portador y partículas clasificadas de resinas de hidrocarburos cíclicas o lineales que tienen entre aproximadamente 20 y aproximadamente 1,400 átomos de carbono, y un punto de fusión de aproximadamente 93.33 °C (200 °F) . Se describe que este material es considerablemente insoluble en agua y ácido, pero soluble en aceite, tal que la resina se puede eliminar por el aceite producido después de la terminación de la operación del tratamiento del aceite . El uso de polímeros inducidos por radiación ya sea como agentes de derivación temporales o permanentes se ha descrito por Knight, et al . en la Patente Norteamericana No. 3,872,923. De acuerdo a la especificación, reducciones temporales o permanentes en permeabilidad pueden obtenerse inyectando una solución acuosa que contiene un polímero soluble en agua obtenido por polimerización inducida por radiación de la acrilamida y/o metacrilamida y ácido acrílico, ácido metacrilico, y/o sales de metales alcalinos de tales ácidos. El agente de derivación polimérico resultante tiene propiedades, tales como temperatura y estabilidad de pH, a fin de efectuar una reducción de permeabilidad del medio poroso. La permeabilidad dentro de la formación se puede restaurar mediante tratamiento subsiguiente con un químico para romper el polímero, tal como una solución de hipoclorito de hidracina o con ácidos minerales fuertes. Las Patentes Norteamericanas Nos. 3,954,629 y 4,005,753 por Scheffel, et al . , ofrecen agentes de derivación poliméricos, y métodos de tratamiento de formaciones subterráneas con tales agentes de derivación poliméricos, respectivamente. Se describe que la composición polimérica comprende partículas sólidas de una mezcla homogénea de polietileno, copolímero de acetato de etileno-vinilo, una poliamida, y un agente de ablandamiento tales como diamidas alifáticas de cadena larga. Se reporta que estos agentes de derivación poliméricos son convenientes para usarse en formaciones subterráneas donde las temperaturas de la formación son de 176°C (350°F) o mayores. Métodos de obturación temporal de una formación subterránea que usan un material de derivación que comprende un líquido portador acuoso y un agente de derivación que comprende un componente azo sólido y un componente metilénico se describen por Dill, et al . en la Patente Norteamericana No. 4,527,628. El agente de derivación es preferiblemente Hansa Yellow G (pigmento amarillo YH-5707 Fanchon) o tinte Fast Yellow 4RLF, ambos de los cuales tienen un componente azo y un componente metilénico y se caracterizan además ya que tienen un punto de fusión de por lo menos 167°C (332.6 °F) , un grado de solubilidad en agua a una temperatura del agua de aproximadamente 93.33 a aproximadamente 218.33°C (200 a aproximadamente 425°F) , y un grado de solubilidad en keroseno a una temperatura de aproximadamente 93.33°C a aproximadamente 218.33°C (200°F a aproximadamente 425°F) . En la Patente Norteamericana No 6,367,548, Purvis et al . , describe métodos y composiciones para estimular intervalos múltiples en pozos subterráneos por fluidos de tratamiento de pozos de derivación en intervalos múltiples. De acuerdo a la especificación, esto se completa desplazando alternativamente el agente de derivación desde el anulo del sondeo hacia una formación subterránea y desplazando el fluido de tratamiento desde una sarta de tubería hacia la formación subterránea. Otros métodos para la derivación de un tratamiento de fractura incluyen la técnica de entrada limitada descrita por LaGrone, et al . , SPE 530, pp . 695-702 (1963), y la Técnica de Fracturación por Fracturas Múltiples Usando un Agente de Derivación (TMFUD) sugerida por Dingxiang, et al . , SPE 30816, pp . 80-86 (1988), la última de las cuales ha mostrado una mejora de producción de petróleo media de 15.0 t/d por cada pozo, y una mejora de producción acumulativa de 340.3 x 104 toneladas. También se ha descrito un agente de derivación a base de surfactante viscoelástico para usarse en estimulaciones acidas (Alleman, D., et al . , SPE 80222 (2003)), el cual es un gel VES (polyQuat) caracterizado por una estructura vesicular estable a pH alto y una estabilidad térmica de aproximadamente 121.11°C (250°F) . Este agente de derivación de tipo gel se bombea típicamente hacia una formación subterránea antes de un fluido de estimulación del pozo para sellar herméticamente los intervalos de alta permeabilidad y derivar el fluido de tratamiento del pozo a intervalos de permeabilidad baja. A la luz de todos estos avances y nuevas técnicas, la acción de derivación de agentes de derivación es a menudo difícil de predecir y monitorear, y puede no ser exitosa en derivar el fluido de tratamiento hacia todos los intervalos deseados, de este modo fracasando al no permitir el beneficio máximo del procedimiento de fractura. Estos problemas se pueden agravar más en terminaciones de agujeros abiertos, especialmente en las terminaciones altamente desviadas que tienen áreas grandes de una formación abierta al sondeo. La presencia de fracturas naturales dentro de la formación subterránea puede también • servir para hacer la derivación más desafiante. Así, existe una necesidad de nuevas composiciones y métodos para derivar fluidos de tratamiento de pozos en intervalos múltiples de permeabilidad variable dentro de una formación subterránea. BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN La presente invención proporciona un método de uso de partículas que tienen un revestimiento externo soluble como agentes de derivación en formaciones subterráneas. El revestimiento externo soluble se disolverá después de un período de tiempo deseado a las temperaturas y presiones del fondo del agujero en presencia de fluidos de fractura del fondo del agujero y composiciones de fractura. Ejemplos del revestimiento externo soluble incluyen colágeno, polímeros de óxido de poli (alquileno) , poli (ácido láctico), polivinilacetato, alcohol de polivinilo, polivinilacetato/polivinilalcohol , polilactona, poliacrilato, látex, poliéster, polímeros de silicato del grupo I o II o mezclas de los mismos. La presente invención proporciona materiales de consolidación revestidos de polímero soluble en agua como agentes de derivación y métodos de uso de tales agentes de derivación para tratar una formación subterránea. El agente de derivación junto con un líquido portador se introducen en una formación subterránea. El portador líquido fluye hacia fracturas y/o intervalos dentro de la formación subterránea. Las fracturas o intervalos presentan grados de permeabilidad variables. De acuerdo con los métodos de la presente invención, el portador líquido con el agente de derivación fluirán al primer intervalo más permeable. La temperatura de formación causará que el revestimiento de polímero soluble en agua del agente de derivación se ablande e hinche, obturando de este modo la fractura.

En una modalidad, se describe un agente de derivación conveniente para derivar los fluidos de tratamiento del pozo hacia en un intervalo sencillo o múltiple, en donde el agente de derivación esta comprendido un substrato de partículas y de una capa externa soluble en agua. Tal polímero de capa externa soluble en agua se ejemplifica, sin limitación, por colágeno, polímeros de óxido de poli (alquileno) , polivinilacetato de poli (ácido láctico), polivinilalcoholes, polivinilacetato/polivinilalcohol , lactonas poliméricas, acrílicos solubles en agua, látex, poliéster, polímero de silicato del grupo I o II, y mezclas de los mismos. En una modalidad más, se describe un agente de derivación conveniente para derivar los fluidos de tratamiento del pozo hacia un intervalo sencillo o múltiple, en donde el agente de derivación esta comprendido de un substrato de partículas, una capa insoluble en agua intermedia y una capa externa de polímero soluble en agua. El polímero de la capa externa soluble en agua se ejemplifica, sin limitación, por colágeno, polímero de óxidos (de aquileno) , poli (ácido láctico) , polivinilacetato, polivinilalcoholes, polivinilacetato/polivinilalcohol, lactonas poliméricas, acrílicos solubles en agua, látex, poliéster, polímeros de silicato del grupo I o II y las mezclas de los mismos. La capa intermedia insoluble en agua se ejemplifica por polímeros novolac de fenol -aldehido y polímeros resole de fenol -aldehido. En otra modalidad, se describe un agente de derivación conveniente para derivar los fluidos de tratamiento del pozo en un intervalo sencillo o múltiple dentro de un sondeo, en donde el agente de derivación es substancialmente una partícula de polímero soluble en agua tal como una cuenta de colágeno o partículas granulares de polímero de óxido de poli (aquileno) , poli (ácido láctico) , polivinilacetato, polivinilalcohol , polivinilacetato/polivinilalcohol , lactonas poliméricas, acrílicos solubles en agua, látex, poliéster, polímero de silicato del grupo I o II, o mezclas de los mismos . En otra modalidad, se divulga un método de estimulación de intervalos individuales de formación subterránea, el método incluyendo los pasos de introducir un agente de derivación que tiene un componente soluble en agua en su capa externa en una tubería interna de un pozo de sondeo en combinación con un fluido de viscosidad baja o un fluido de fractura; desplazar el agente de derivación y el fluido de fractura hacia la formación subterránea, permitir que el agente de derivación obture de manera progresiva porciones de la formación a tratar; y repetir el proceso cuanto sea necesario, agregar el agente de derivación al fluido portador en tarugos durante la operación de fractura. DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS Las siguientes figuras forman parte de la presente especificación y se incluyen para mostrar ciertos aspectos de la presente invención. La invención se puede entender mejor por la referencia a una o más de estas figuras conjuntamente con la descripción detallada de las modalidades específicas presentadas aquí . La FIG.l muestra una vista de sección transversal en elevación de una porción del fondo del agujero de una formación subterránea que tiene un entubamiento vertical y un solo intervalo de tratamiento, en donde los agentes de derivación revestidos de manera variable se inyectan hacia la formación que contiene los hidrocarburos de acuerdo con un aspecto de la presente divulgación. La Fig.2 ilustra la vista en sección transversal en elevación de la formación subterránea de la FIG.l, en donde los materiales de consolidación que se están inyectando hacia una formación que contiene hidrocarburos tienen agentes de derivación de la presente invención inyectados. La FIG.3 muestra un pozo con un entubamiento vertical e intervalos 58, 60 y 62 de tratamiento múltiples y agentes de derivación revestidos de manera variada que se inyectan, de acuerdo con un aspecto la presente divulgación. DEFINICIONES Las siguientes definiciones se proporcionan para ayudar a los expertos en el arte a entender la descripción detallada de la presente invención. El término "líquido portador" como se utiliza aquí se refiere a los líquidos a base de aceite o agua que son capaces de mover las partículas (por ejemplo, consolidantes) que están en suspensión. El fluido portador de viscosidad baja tiene menos capacidad de transporte y las partículas pueden ser afectadas por la gravedad de manera que emergen si son menos densas que el fluido o se sumergen si son más densas que el fluido. Los líquidos de alta viscosidad pueden transportar partículas con menos sedimentaciones o subidas dado que la viscosidad supera los efectos de la gravedad. El término "reticulador" o "agente de reticulación" , como se utiliza aquí, se refiere a aquellos compuestos usados para modificar de proteínas covalentemente, tales como colágeno, e incluye reticuladores homobifuncionales que contienen dos grupos reactivos idénticos, y reticuladores homobifuncionales que contienen dos grupos reactivos diferentes. El término "agente de derivación", como se utiliza aquí, significa y se refiere generalmente a un agente que funciona para prevenir, ya sea temporalmente o permanentemente, el flujo de un líquido hacia una localización particular, usualmente localizada en una formación subterránea, en donde el agente sirve para sellar la localización y por medio de esto provocar que el líquido "derive" a una localización diferente . El término "consolidante", como se utiliza aquí, se refiere a aquellas partículas dimensionadas que se utilizan en exámenes y tratamientos de pozos, tales como operaciones de fractura hidráulicas, para soportar las fracturas abiertas siguiendo el tratamiento. Tales partículas dimensionadas se mezclan a menudo con el fluido (s) de fractura para sostener las fracturas abiertas después de un tratamiento de fractura hidráulico o de tratamiento del pozo en el fondo del agujero similar. Además de granos de arena y corteza de nuez que se presentan de manera natural el término "consolidante" incluye consolidantes hechos por el hombre o especialmente diseñados por ingeniería tales como arena revestida con resina o materiales cerámicos de alta resistencia como la bauxita sinterizada. Los consolidantes revestidos con resina son tipificados por aquellos que se revisten con polímeros novolac de fenol -aldehido o polímeros resole de fenol -aldehido . Típicamente, pero no necesariamente, los materiales consolidantes se clasifican cuidadosamente por tamaño y esfericidad para proporcionar un conducto eficiente para la producción del fluido desde el depósito al sondeo. En modalidades descritas y divulgadas aquí, el uso del término "introducir" incluye bombear, inyectar, verter, liberar, desplazar, manchar, circular, o de otro modo colocar un fluido o material dentro de pozo, pozo de sondeo, o formación subterránea usando cualquier forma conveniente conocida en el arte. De manera similar, como se utiliza aquí, los términos "combinar" , "contactar" , y "aplicar" incluyen cualquier método conveniente conocido para mezclar, exponer, o de otra forma provocar que dos o más materiales, compuestos, o componentes vayan juntos en una manera suficiente para provocar al menos la reacción parcial u otra interacción ocurra entre los materiales, los compuestos, o los componentes. El término "soluble en agua" como se utiliza aquí se refiere a resinas, polímeros, o revestimientos los cuales son estables (no se disuelven) bajo condiciones superficiales, ambiente, pero los cuales son solubles después de un tiempo dado (generalmente durante varias horas o varios días) cuando se colocan en un ambiente subterráneo. El término "tratamiento", como se utiliza aquí, se refiere a cualesquiera de las numerosas operaciones sobre o dentro del pozo en el fondo de la perforación, pozo de sondeo, o depósito, incluyendo pero sin limitar a un tipo de tratamiento de examen, un tipo de estimulación de tratamiento, tal como un tratamiento de fractura hidráulico o un tratamiento ácido, tratamientos de aislamiento, control de tratamientos de fluidos del depósito, u otros tipos de tratamientos remediadores realizados para mejorar la operación y la productividad total del pozo. El término "estimulación" como se utiliza aquí, se refiere a las operaciones de mejora o de restauración de la productividad en un pozo como un resultado de un tratamiento de fractura hidráulico, de fractura ácido, de acidificación de matriz, de arena, u otro tipo de tratamiento pretendido para incrementar y/o para maximizar la tasa de producción del pozo o su duración, frecuentemente incrementando las trayectorias de flujo altamente conductoras del depósito. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN En modalidades del agente de derivación divulgado, los intervalos sencillos y múltiples de una formación subterránea pueden tratarse o estimularse en etapas introduciendo sucesivamente el agente de derivación que comprende un substrato de partículas y un revestimiento exterior lentamente soluble en agua que comprende colágeno o una combinación de colágeno y de un material que no es de colágeno lentamente soluble en agua.

La invención proporciona composiciones de partículas que comprenden revestimientos de materiales solubles que comprenden colágeno, así como procesos para preparar tales composiciones. Estas composiciones son útiles en las formaciones subterráneas para derivar los fluidos de tratamiento de pozos en un intervalo sencillo para aumentar la longitud de la fractura o en intervalos múltiples de una formación subterránea que tiene permeabilidad y/o inyectividad o capacidad de inyección variable durante una operación de fractura hidráulica. Usando los agentes de derivación de la presente invención en procesos de fractura, el consolidante (o substrato de partículas) revestido con un revestimiento lentamente soluble en agua tal como un colágeno solo o en combinación con un material de revestimiento plástico, soluble en agua no colagénico, actúa para derivar la fractura, mientras que los revestimientos sobre los consolidantes actúan definiendo los limites de la fractura inicial. Siguiendo el tratamiento de fractura, el revestimiento puede removerse debido a las características de disolución lenta del revestimiento, dejando a los agentes de consolidación estándar con permeabilidad alta fluir en la fractura y actuar como consolidantes . Mientras que las composiciones y los métodos se describen en términos de "que comprende" varios componentes o pasos, las composiciones y los métodos pueden también "esencialmente consistir de" o "consistir de" los varios componentes y pasos. A. Substrato El material particulado o en partículas, también referido aquí como material de substrato, conveniente para el uso con la presente invención incluye una variedad de materiales particulados conocidos por ser agentes de consolidación convenientes o potencialmente convenientes los cuales se pueden emplear en operaciones en el fondo de la perforación. De acuerdo con la presente invención, material particulado (o material de sustrato) el cual puede usarse incluye cualquier agente de consolidación conveniente para la fractura hidráulica conocido en el arte. Los ejemplos de tales materiales en partículas incluyen, pero no se limitan a, materiales naturales, consolidantes de sílice, consolidantes cerámicos, consolidantes metálicos, consolidantes orgánicos sintéticos, mezclas de los mismos, y los similares. Productos naturales convenientes para usarse como materiales de consolidación incluyen, pero no se limitan a, cascaras de nuez tales como, nuez de Brasil, y nuez de macadamia, además de huesos de frutas tales como huesos de durazno, huesos de albaricoque, huesos de olivo y cualquier resina impregnada o resina revestida versión de esta. Revestimientos de resina típicos o impregnaciones incluyen bisfenoles, homopolímeros de bisfenol, mezclas de homopolímeros de bisfenol con polímero de fenol -aldehido, resinas y/o polímeros de bisfenol-aldehído, polímeros y homopolímeros de fenol- aldehido, resoles modificados y sin modificar, materiales fenólicos que incluyen arilfenoles, alquilfenoles, alcoxifenoles, y ariloxifenoles, resinas de resorcinol, resinas epoxi, resinas de polímero de novolak, polímeros de bisfenol-aldehído de novolak, y ceras, así como las versiones precuradas o curables de tales revestimientos de resinas. Consolidantes de sílice convenientes para el uso con la presente invención incluyen, pero no se limitan a, esferas de cristal y microesferas de cristal, cuentas de cristal, arena de cuarzo de sílice y arenas de todos los tipos como blanca o marrón. Arenas de sílice típicas convenientes para el uso incluyen arenas blancas nórdicas (Fairmount Minerals, Chardon, OH), Ottawa, Jordán, Brady, nogal americano, Arizona, St . Peter, Wonowoc, y Chalfort, así como cualquier versión revestida de resina de estas arenas. En el caso de que se usen fibras de sílice, las fibras pueden ser rectas, curvas, onduladas, o en forma de espiral, y pueden ser de cualquier grado, como grado-E, grado-S, y grado-AR. Ejemplos de consolidantes de sílice revestidos con resina convenientes para el uso con la presente invención incluyen consolidantes deformables tales como el FLEXSAND LS™ y FLEXSAND MS™ (disponibles de BJ Services, Inc., Houston, TX) y consolidantes templados Tempered HS®, Tempered LC®, Te pered DC®, y Tempered TF®, todos disponibles de Santrol, Fresno, TX. Consolidantes de cerámica convenientes para el uso con los métodos de la presente invención incluyen, pero no se limitan a, cuentas de cerámica; catalizadores de termofraccionamiento de fluido gastado (FCC) tales como aquellos descritos en la Patente Norteamericana No 6,372,378 la cual se incorpora aquí en su totalidad; cerámicos porosos de peso ultra ligero; cerámicos de peso ligero económico tales como "ECONOPROP™" (Carbo Ceramics, Inc., Irving, TX) ; cerámicos de peso ligero tal como el "CARBOLITE™" ; cerámicos de resistencia intermedia tal como el "CARBOPROP™" (disponible de Carbo Ceramics, Inc., Irving, TX) ; cerámicos de alta resistencia tal como el "CARBOHSP™" y "bauxita sinterízada" (Carbo Ceramics, Inc., Irving, TX) , e HYPERPROP G2™, DYNAPROP G2™, u OPTIPROP G2™ encapsulado, consolidantes de cerámica curables (disponibles de Santrol, Fresno, TX) así como cualquier versión recubierta de resina o impregnada de resina de éstos, tales como los descritos anteriormente. Consolidantes metálicos convenientes para el uso con las modalidades de la presente invención incluyen, pero no se limitan a, partículas metálica esférica o perdigones de aluminio, pelotillas de aluminio, agujas de aluminio, alambre de aluminio, perdigones de hierro, perdigones de acero, y similares, además de cualquier versión revestida de resina de estos consolidantes metálicos. Consolidantes sintéticos son también convenientes para el uso con la presente invención. Ejemplos de consolidantes sintéticos convenientes incluyen, pero no se limitan a, partículas o cuentas de plástico, cuentas de nylon, pelotillas de nylon, cuentas de SDVB (benceno divinil estireno) , fibras de carbón tales como fibras de carbón PANEX™ de Zoltek Corporation (Van ?uys, CA) , y partículas de aglomerado de resina similares a "FLEXSAND MS™" (BJ Services Company, Houston, TX) , además de versiones revestidas de resina de los mismos . Adicionalmente, también se prevé que los materiales solubles convenientes para el uso como consolidantes sean útiles con los métodos de la presente invención. Por ejemplo, los consolidantes solubles que se ponen en los canales de las perforaciones creadas incluyen, pero no se limitan a, canicas de mármol o de piedra caliza o algunos otros particulados convenientes de carbonato. Adicionalmente, partículas de cera, plástico, resina, revestidas o sin revestimiento las cuales son solubles a través del contacto con químico de tratamiento o las cuales se pueden fundir y volver a fluir desde la fractura son convenientes para usarse como consolidantes con la presente invención. Convenientemente con la presente invención, los agentes de consolidación típicamente se utilizan en concentraciones de aproximadamente 1 a aproximadamente 18 libras por galón (aproximadamente 120 g/l a aproximadamente 2,160 g/l) de la composición de liquido de fractura, pero también pueden usarse concentraciones más altas o más bajas si se requiere. De manera similar, el substrato de partículas conveniente para usarse con la presente invención tiene un tamaño de partícula en el rango de números de malla de Prueba Estándares USA de aproximadamente 4 a aproximadamente 200 (es decir, aberturas de malla de aproximadamente 0.4572 mm a aproximadamente 0.00762 mm (0.18 pulgadas a aproximadamente 0.003 pulgadas)) . Más particularmente, tamaños del sustrato de partículas convenientes para el uso con la presente invención incluyen rangos de tamaño de aproximadamente 4 mallas (4750 micrones) a aproximadamente 200 mallas (75 micrones) . También convenientes para usarse con la presente invención son los materiales particulados o los consolidantes que tienen denominaciones de tamaño de 6/12, 8/16, 12/18, 12/20, 16/20, 16/30, 20/40, 30/50, 40/70 y 70/140, aunque puede usarse cualquier distribución de tamaño deseada, tal como 10/40, 14/20, 14/30, 14/40, 18/40, y similares, así como cualquier combinación de los mismos1 (por ejemplo, una mezcla de 10/40 y 14/40) . El tamaño de malla preferido, de acuerdo con la presente invención, es la malla 20/40. B. Revestimiento soluble Los revestimientos solubles usados de acuerdo con la presente invención pueden ser cualquier número de agentes solubles conocidos que son lentamente solubles en formaciones subterráneas en el fondo de la perforación, en un periodo de tiempo. Los materiales de polímero solubles usados de acuerdo con la presente invención deben ser solubles (esto es, capaces de disolverse en) en salmueras, agua, aceite, solventes orgánicos, medios ácidos o acídicos, y/o en los fluidos que tienen un pH en el rango de aproximadamente 1 a aproximadamente 14, además de mezclas de los mismos bajo las condiciones encontradas en la formación subterránea en el fondo de la perforación. Preferiblemente, el revestimiento soluble es una proteína estructural tal como colágeno o atelocolágeno, una proteína vegetal tal como la encontrada en el trigo, maíz, avena o almendras, o un colágeno que se origina de un ambiente marino. El último tipo de colágeno se puede extraer de pescados, algas, plancton, micro-plancton, y los similares. Más preferiblemente, el revestimiento soluble es colágeno, incluyendo colágeno de Tipo I, colágeno de Tipo II, colágeno de Tipo III, colágeno de Tipo IV o de Tipo V, además de combinaciones de los mismos. Más preferiblemente, de acuerdo con la presente invención, el revestimiento soluble es un colágeno de Tipo I o un atelocolágeno. Colágenos o atelocolágenos de Tipo I convenientes para usarse como revestimientos solubles de acuerdo con la presente invención son aquellos colágenos que contienen por lo menos un residuo de hidroxiprolina. Tales colágenos o atelocolágenos de Tipo I incluyen colágenos encontrados en tendones, piel, hueso, tejido de cicatriz, y los similares, tales como tropocolágenos , además de productos derivados de la reducción controlada, enzimática o química de las proteínas de colágeno. Tales colágenos tienen preferiblemente un peso molecular de aproximadamente 10,000 Daltons a aproximadamente 500,000 Daltons, y más preferiblemente de aproximadamente 100,000 Daltons a aproximadamente 300,000 Daltons. Pesos moleculares convenientes de aproximadamente 100,000 Daltons, 125,000 Daltons, 150,000 Daltons, 175,000 Daltons, 200,000 Daltons, 225,000 Daltons, 250,000 Daltons, 275,000 Daltons, 300,000 Daltons, además de pesos moleculares entre cualquiera de dos de estos valores, por ejemplo, colágenos que tienen un peso molecular de aproximadamente 225,000 a aproximadamente 275,000 Daltons. Por ejemplo, un colágeno preferido de Tipo I conveniente para usarse con la presente invención es tropocolágeno con un peso molecular de aproximadamente 250,000 como el que se provee por Milligans e Higgins, Inc. (Johnstown, NY) . Colágenos convenientes para usarse en la presente invención tienen resistencias Bloom de aproximadamente 7.03 kg/cm2 (100 psi) a aproximadamente 63.27 kg/cm2 (900 psi), y más preferiblemente de aproximadamente 21. 09 (300) psi a aproximadamente 49.21 kg/cm2 (700 psi) . Más preferiblemente, colágenos convenientes para usarse con la presente invención tienen resistencias Bloom de aproximadamente 28.12 kg/cm2 (400 psi) a aproximadamente 42.18 kg/cm2 (600 psi). Resistencias Bloom convenientes, de acuerdo con la presente invención, son de aproximadamente 28.12 kg/cm2 (400 psi), aproximadamente 28.82 kg/cm2 (410 psi), aproximadamente 29.52 kg/cm2 (420 psi), aproximadamente 30.23 kg/cm2 (430 psi), aproximadamente 30.93 kg/cm2 (440 psi), aproximadamente 31.63 kg/cm2 (450 psi), aproximadamente 32.34 kg/cm2 (460 psi), aproximadamente 33.04 kg/cm2 (470 psi), aproximadamente 33.74 kg/cm2 (480 psi), aproximadamente 34.45 kg/cm2 (490 psi), aproximadamente 35.15 kg/cm2 (500 psi), aproximadamente 35.85 kg/cm2 (510 psi), aproximadamente 36.56 kg/cm2 (520 psi), aproximadamente 37.26 kg/cm2 (530 psi), aproximadamente 37.96 kg/cm2 (540 psi), aproximadamente 38.66 kg/cm2 (550 psi), aproximadamente 39.37 kg/cm2 (560 psi), aproximadamente 40.07 kg/cm2 (570 psi), aproximadamente 40.77 kg/cm2 (580 psi), aproximadamente 41.48 kg/cm2 (590 psi), y aproximadamente 42.18 kg/cm2 (600 psi), además de resistencias Bloom entre dos de cualesquiera de estos valores, por ejemplo de aproximadamente 28.12 kg/cm2 (400 psi) a aproximadamente 36.56 kg/cm2 (520 psi), tal como 35.99 kg/cm2 (512 psi) . Resistencia Bloom, como se utiliza aquí, se refiere al valor medido de la resistencia y/o rigidez de una sustancia gelatinosa, tal como el colágeno, formado por una solución estándar de concentración definida que se ha retenido a una temperatura constante por un periodo de tiempo especifico, de acuerdo con procedimientos de prueba bloom estándar, tales como el BS757:1975, Estándar de Prueba GMIA B5757, Estándar Internacional IS09665 para probar pegamentos animales adhesivos, o estándares similares como los descritos en "Oficial Methods of Análisis of AOAC INTERNATIONAL (OMA) ", 17a edición, Volumen II, AOAC Internacional Publications (2003). Los valores de resistencia bloom se dan típicamente en "libras por pulgada cuadrada" (psi) o gramos, que reflejan la fuerza requerida para abatir un área elegida de la superficie de la muestra a una distancia de 4 mm. En un procedimiento típico, se forma un producto de gel, tal como colágeno o gelatina a una consistencia especifica (por ejemplo, una solución al 6 y 2/3 %)y se mantiene a una temperatura constante en un baño de temperatura constante a 10 C por 18 horas. Un dispositivo llamado Analizador de Textura (por ejemplo, el Analizador de Textura TA.XT2Í, Scarsdale, NY) mide entonces el peso en gramos (o la presión en psi) requerido para abatir un inmersor gelométrico AOAC® (Association of Oficial Analytical Chemists) estándar que tiene un borde de 4 mm inferior, puntiagudo, en el gel; alternativamente, puede usarse un inmersor BS, el cual tiene un borde inferior redondeado a un radio de 0.4 mm como el inmersor. Por ejemplo, si este procedimiento requiere 200 gramos para bajar el inmersor, entonces la gelatina tiene una resistencia de 200. Colágenos de Tipo I convenientes para usarse con la presente invención tienen una distribución de tamiz/designación de tamaño de 6/12, 8/16, 12/18, 12/20, 16/20, 16/30, 20/40, 30/50, 40/70 y 70/140, además de distribuciones de tamiz entre cualquiera de dos de estas designaciones, aunque puede usarse cualquier distribución de tamaño deseada, tal como 8/40, 10/40, 14/20, 14/30, 14/40, 18/40, y los similares, además de cualquier combinación de los mismos (por ejemplo una mezcla de 10/40 y 14/40) . El tamaño de malla preferido, de acuerdo con la presente invención, es de malla 8/40. Colágenos como se utiliza aquí como revestimientos solubles, pueden ser ya sea reticulados, no reticulados o una combinación de ambos, y el tipo y el grado de la reticulación dependerá de la aplicación especifica del revestimiento soluble a base de colágeno. Hay cuatro estrategias fundamentales para fijar materiales de colágeno y materiales construidos de fibras de colágeno procesadas o colágeno purificado. Estas incluyen reticulación química exógena usando agentes que acoplan de manera covalente fibrillas de colágeno vecinas usando radicales reactivos dirigidos al objetivo en el sistema fibrilar de colágeno y las moléculas de reticulación mismas; técnicas de reticulación fisicoquímicas tales como foto-oxidación, irradiación con microondas, tratamiento por deshidratación y deshidrotérmico que unen de manera covalente las fibrillas de colágeno vía las cadenas laterales de aminoácidos reactivos que ocurren de manera natural; catálisis química de reticulaciones intramoleculares entre cadenas laterales de aminoácidos en las fibrillas de colágeno; y polimerización de compuestos mezclados con ensambles colagenosos y formación de interacciones no covalentes o covalentes poliméricas que no reaccionan químicamente con las fibrillas de colágenos [Koob, T.J., "Collagen Fixation", in Encyclopedia of Bioma terials and Biomedical Engineering, nek, G.E., Bowlin, G.L., Eds., 2004 ] . De acuerdo con la presente invención, el colágeno usado como un revestimiento soluble se reticula preferiblemente usando técnicas de reticulación química. Estas incluyen, pero no se limitan a, técnicas de reticulación a base de aldehidos, técnicas de reticulación a base de compuestos poliepoxi, el uso de isocianatos, reticulación de la carbodiimida, reticulación a base de azida de acilo. Más preferiblemente, el colágeno se retícula usando técnicas de reticulación a base de añdehídos, tal como por ejemplo usando glutaraldehído o formaldehído. Las técnicas de reticulación a base de aldehidos incluyen aquellas técnicas que usan un reactivo que contiene dos grupos de aldehidos reactivos para formar reticulaciones covalentes entre proteínas de colágeno vecinas, especialmente los grupos e-amino de residuos de lisina en el colágeno [Khor, E., Bioma terials, Vol. 18: 18; pp . 95-105 (1997)]. Aldehidos convenientes para usarse con la presente invención incluyen pero no se limitan a glutaraldehído, formaldehído, propionaldehído y butiraldehído. Las técnicas y de reticulación a base de poliepoxi y agentes incluyen el uso de compuestos, tales como polímeros cortos, ramificados, que terminan en funcionalidades epoxi reactivas. Compuestos de poliepoxi convenientes para usarse como agentes de reticulación en la presente invención incluyen pero no se limitan a éteres de glicerol, glicol, y éteres de poliglicidil glicerol.

Los isocianatos también son adecuados para usarse como agentes de reticulación en la presente invención. Generalmente, los isocianatos (R-NCO) reaccionan con aminas primarias para formar un enlace (R—H—CO—NH- -R) de urea; por lo tanto, isocianatos difuncionales tienen la capacidad de reticular el colágeno vía sus cadenas laterales de lisina. Isocianatos convenientes para usarse como agentes de reticulación en la presente invención son preferiblemente los diisocianatos, incluyendo diisocianato de bifenilo, diisocianato de dimetoxi-4 , 4 ' -bifenilo, diisocianato de dimetil -4 , 4 '-bifenilo, 1, 3-bis (isocianatometil) benceno, diisocianato de fenilo, diisocianato de tolueno, diisocianato de tolileno, hexano de diisocianato, octano de diisocianato, butano de diisocianato, diisocianato de isoforona, diisocianato de xileno, diisocianato de hexametileno, diisocianato de octametileno, diisocianato de fenileno, y poli (diisocianato de hexametileno). Preferiblemente, el isocianato usado como un agente de reticulación de las moléculas de colágeno de la presente invención es diisocianato de hexametileno. También puede usarse agentes y técnicas de reticulación de carbodiimida dentro del alcance de la presente invención. Estos agentes reaccionan con los grupos carboxilo de cadenas laterales de ácido aspártico y glutámico dentro del colágeno para formar enlaces de derivados de isocilurea/iso-péptidos [Khor, E., ibid] . Carbodiimidas convenientes para usarse como agentes de reticulación con el colágeno de la presente invención, incluyen pero no se limitan a N,N'-diciciohexilcarbodiimida (DCC); N,N' -diisopropilcarbodiimida (DIC) ; N,N'-di-ter-butilcarbodiimida, l-etil-3- (3-dimetilaminopropil) carbodiimida (EDC; EDAC), EDC soluble en agua (WSC); l-ter-butil-3-etilcarbodiimida; l-(3-dimetilaminopropil) -3-etilcarbodiimida; bis (trimetilsilil) -carbodiimida; 1 , 3-bis (2 , 2 -dimetil-1 , 3-dioxolan-4-ilmetil) carbodiimida (BDDC, como se describe en la Patente Norteamericana No. 5,602,264); N-cilcohexil-N'- (2-morfolinoetil) carbodiimida; N,N'-dietilcarbodiimida (DEC) ; metil-p-toluenosulfonato de l-ciclohexil-3- (2-morfolinoetil) carbodiimida [por ejemplo., Sheehan, J.C., et al . , J. Org. Chem . , Vol. 21: pp . 439-441 (1956)]; ciclohexilcarbodiimidas de alquilo oligoméricas , tales como aquellas descritas por Zhang, et al.[J. Org. Chem., Vol. 69; pp. 8340-8344 (2004)]; DDC de enlace de polímero; y EDC de enlace de polímero tal como el N-etil-N'- (3-dimetilaminopropil) carbodiimida reticulado en JANDAJEL™.

Adicionalmente, pueden utilizarse la N-hidroxisuccinimida (NHS) , l-hidroxi-7-azabenzotriazol (HOAt) o reactivos similares en conjunción con la carbodiimida para minimizar el rearreglo interno del derivado de isocilurea activado y para proporcionar reticulación más eficiente. Con respecto al tratamiento de carbodiimida, los agentes de reticulación de azida de acilo producen enlaces covalentes entre las cadenas laterales de ácidos carboxílicos de los ácidos glutámico y aspártico y los grupos e-amino de las lisinas de colágeno (Petit, H., et al . , J. Biomed . Mater. Res . , Vol. 24: pp . 179-187 (1990). Siguiendo la esterificacion de los grupos carboxilos en los que un grupo metilo se agrega al ácido, el biomaterial se trata con hidracina para formar la hidracina correspondiente; entonces se agrega nitruro de sodio para reaccionar con la hidracina y formar la azida de acilo. En este método puede utilizarse cualquier número de hidracinas conocidas en el arte, incluyendo a la hidracina del ácido maleimidopropiónico (MPH) . Otros agentes de reticulación químicos convenientes para uso en la presente invención para proporcionar moléculas de colágeno reticuladas las cuales actúan como revestimientos solubles en las partículas del material de consolidación incluyen pero no se limitan a reticulantes homobifuncionales tales como el BMME, BSOCOES, DSP (un reticulante de tio-escindible) , DSS, EGS, EGS soluble en agua, y SATA, así como agentes de reticulación heterobifuncionales que incluyen el GMB, MBS, PMPI, SMCC, SPDP, y MPH (hidracina del ácido maleimidopropionico) , MCH, EMCH (hidrácido del ácido maleimidocaprionico) , KMUH (hidrácido del N- (ácido k-maleimidoundecanoico) ) , y el MPBH (hidrácido del ácido 4- (4-N-MaleimidoFenil) butírico) , todos disponibles de Interchim (Cedex, Francia) . Otras técnicas convenientes para reticular las fibras de colágeno para usarlas como revestimientos de consolidación solubles incluyen pero no se limitan a la deshidratación, irradiación con UV a 254 nm, reticulación mediada con glucosa (glicación) en conjunción con la irradiación UV, y la reticulación biológica. Las técnicas anteriores incluyen el uso de productos naturales tales como la genipina y sus compuestos iridoides relacionados los cuales se aislan de las frutas de la planta gardenia (Gardenia jasminoides) , los cuales son dialdehidos en solución acuosa y por lo cual pueden reaccionar con los grupos e-amino en las cadenas laterales de la lisina de las moléculas de colágeno vecinas para proporcionar una reticulación. Otros sistemas de reticulación biológicos convenientes para usarse con la presente invención incluyen sistemas de curtido de catecol -quinona, tal como la 3 , 4-dihidroxitiramina, y el ácido nordihidroguaiaretico (NDGA) , aislado del arbusto creosote, el cual actúa como un agente de reticulación vía los dos catecoles en NDGA (Koob, T.J., Comp . Biochem . Physiol . , Part A, Vol. 133: pp . 1171-1192 (2002) ) . Los revestimientos lentamente solubles en agua en los substratos de partículas, de acuerdo con la presente divulgación, pueden ser también materiales no colagénicos tales como los polímeros sintéticos que son ligeramente solubles en agua. Tales materiales no colagénicos incluyen pero no se limitan a: óxidos de polietileno, óxidos de polipropileno, policaprolactonas; injertos de polietileno/polipropileno y policaprolenos; injertos de óxidos de polietileno/ polipropileno y policaprolactonas; acrílicos solubles en agua o reducibles en agua; resinas fenoxi reducibles en agua; látex; poliésteres, copolímeros de bloque solubles, injertos de alcohol de polivinilo (PVA) y acetatos de polivinilo; poliláctidos y derivados de ácido poliláctico, ácido poliglicolico (PGA); ácido poliglicoliclactico; (PGLA). También son útiles para un revestimiento soluble en agua los elementos de la tabla periódica del grupo I o II (metal álcali o metales alcalino térreos) polímeros de sílice, por ejemplo, SOLOSIL™ (Foseco International, Ltd., Gran Bretaña), un polímero de sílice de sodio. C. Método de Uso En modalidades del método divulgado, los intervalos sencillos o múltiples de una formación subterránea pueden tratarse o estimularse en etapas mediante la introducción sucesiva de un agente de derivación de la presente invención hacia la formación seguida por la introducción del fluido de tratamiento del pozo hacia la formación. Como se usa aquí "pozo de sondeo" incluye secciones del agujero entubadas y/o abiertas de un pozo, se entiende que un pozo de sondeo puede ser vertical, horizontal, o combinación de los mismos. El término "sarta de tubería" se refiere a cualquier conducto conveniente para la colocación y el transporte de fluidos hacia un pozo de sondeo que incluye, pero no se limita a, una sarta de trabajo, tubería de perforación, tubería enrollada, etc. Además, se entenderá con beneficio a esta divulgación que los agentes de derivación divulgados y las técnicas de tratamiento de derivación son convenientes para usarse con cualquier tipo de fluido de tratamiento de pozos que incluyen, pero no se limitan a, tratamientos con ácidos, tratamientos con condensados, tratamientos de fractura hidráulica, y sus similares. Además, se entenderá que los beneficios de los métodos divulgados y las composiciones pueden realizarse con tratamientos de pozos realizados abajo, en o arriba de una presión de fractura de una formación. Primero: EL USO DEL POZO DE SONDEO: En este aspecto de la invención, se divulga el uso del partículas totalmente solubles en el pozo de sondeo (tal como el colágeno u plásticos de polímeros solubles en agua o mezclas de los mismos) para derivar el flujo del fluido desde una zona a otra y posteriormente disolverse) . El uso de colágeno (en ambas formas, reticulada y no reticulada) y plásticos solubles son útiles en la derivación del flujo de los fluidos en el pozo. Estos materiales de derivación deben estar en el rango de tamaño de malla de 1 a 100, preferiblemente de tamaño de malla de 4 a 50 y pueden usarse en combinación con otros aditivos o materiales plásticos para reforzar el desempeño derivando el flujo de los fluidos de una zona a otra. Estos materiales se han usado como selladores de bola de derivación pero pruebas recientes han mostrado que el material puede ser usado como un agente de derivación para impedir que el fluido fluya hacia una zona a hacia otra ya sea de presión de poro mayor o de permeabilidad menor. La presente invención proporciona un método de tratamiento de un pozo de sondeo entubado para derivar el flujo de los fluidos de una zona a otra. El método involucra bombear hacia un pozo de sondeo un fluido de derivación que está hecho de un líquido portador acuoso que tiene disperso en él una forma particulada de un polímero soluble en agua y en donde el polímero en forma de partículas tiene una densidad mayor que o menor que la densidad del líquido portador. Mientras que el fluido de derivación se bombea hacia el pozo de sondeo el polímero en forma de partículas sedimenta en zonas del pozo de sondeo y por medio de esto deriva el flujo de un fluido de tratamiento desde una zona a otra. Generalmente el fluido de tratamiento se deriva o bloquea del flujo hacia una zona de presión de poro mayor o permeabilidad menor . En los métodos de esta invención que se relaciona al uso del pozo de sondeo, el polímero en forma de partículas soluble en agua es colágeno, óxido de poli (alquileno) , poli (ácido láctico), polivinilacetato, polivinilalcohol , polivinilacetato/ polivinilalcohol, polilactona, poliacrilato, látex, poliéster, polímero de silicato de elementos de la tabla periódica del grupo I o II (metal alcalinos o metales alcalino térreos) o mezclas de los mismos. Típicamente el polímero en forma de partículas esta presente en el líquido portador en una cantidad de aproximadamente 1.1984xl0"4 kg por litro (0.001 libras por galón) a aproximadamente 1.1984 kg por litro (10 libras por galón) del líquido portador. Ventajosamente, el polímero en forma de partículas esta comprendido de densidades variadas mayores o menores que la densidad del fluido portador. Típicamente, el líquido portador es agua, salmuera, soluciones ácidos acuosas, o soluciones acidas gelificadas.

Segundo: USO DE LA FRACTURA GENERADA: En este aspecto de la invención el uso de partículas revestidas de varios agentes de consolidación (revestidas con cualquier colágeno totalmente soluble o una mezcla de colágeno soluble e insoluble o materiales plásticos poliméricos) pueden bombearse hacia las formaciones fracturadas para prevenir fracturas a partir de la derivación fuera de la zona de producción. Por ejemplo, una partícula de bauxita sinterizada densa con un revestimiento soluble o parcialmente soluble caerá en el fondo de la fractura y derivara la fractura desde el estrato inferior o una zona de agua. También, un envolvimiento de nogal de baja densidad con un revestimiento soluble o parcialmente soluble tendera a elevarse dentro de la fractura para derivar la fractura de crecimiento ascendente en una zona de gas o de agua. El revestimiento puede ser ya sea totalmente soluble o parcialmente soluble dado que el material de consolidación permanecerá en el lugar de la fractura y proporcionara conductividad en la fractura después de que el trabajo de fractura sea completado. Parte del revestimiento sobre el material de consolidación debe ser soluble pero es deseable una mezcla ambos, plásticos o colágeno soluble e insoluble para prevenir el movimiento del agente de consolidación en la fractura .

El uso de agentes de derivación en fracturas es que un agente de consolidación o consolidante será revestido con un revestimiento soluble o parcialmente soluble -usando un material de revestimiento de colágeno y/o de plástico polimérico o cualquier mezcla de estos. La fractura se derivará usando estos revestimientos solubles sobre los consolidantes conforme se definen los límites de la fractura inicial . Después del tratamiento de fracturación el revestimiento desaparecerá y las partículas previamente revestidas regresarán a los agentes de consolidación normales, los cuales tienen alta permeabilidad. Los revestimientos en consolidantes de densidad variable pueden causar que los límites de la fractura se establezcan tempranamente en el proceso de fracturacion dado que un fluido de baja viscosidad permitirá a un material de consolidación revestido de alta densidad sedimentarse o caer dentro de la fractura para hacer un límite inferior sobre la fractura y derivarlo fuera del pozo de sondeo para hacer una fractura más larga e incrementar la productividad del pozo. De manera similar, un consolidante revestido de baja densidad tenderá a elevarse a la parte superior de la fractura de crecimiento para formar un límite superior y derivar la fractura de crecimiento lejos de las zonas superiores que pueden dañar la producción del pozo. Con la fractura contenida en la parte superior y el fondo, la fractura puede crecer hacia afuera y una fractura contenida mayor mejorara la productividad potencial del pozo. La figura 1 ilustra un pozo con una sección del pozo de sondeo entubado vertical y una formación de intervalo sencillo que está por ser tratada de acuerdo con una modalidad de la presente divulgación El pozo 10 de la figura 1 tiene un entubamiento 12 que se extiende desde el cabezal 11 del pozo por al menos una porción de su longitud y es cementada alrededor de la parte exterior con revestimiento 14 de cemento para mantener el entubado 12 en su lugar y aislar la formación penetrada o los intervalos. El revestimiento 14 de cemento se extiende de manera ascendente desde el fondo del pozo de sondeo en el anulo entre la parte exterior del entubamiento 12 y la pared interna del pozo de sondeo al menos a un punto por arriba de la formación 18 que produce el estrato/que contiene los hidrocarburos. Las razones para la inclusión de este revestimiento son muchas, pero esencialmente el revestimiento 14 de cemento ayuda a asegurar la integridad del pozo de sondeo (es decir, de manera que éste no colapse) , o para aislar zonas geológicas diferentes, especificas (es decir, una zona que contiene el petróleo de una zona (indeseable) que produce agua) . El pozo de sondeo esta además equipado opcionalmente con un entubamiento o una zapata 16 de revestimiento a fin de ayudar a dirigir la sarta 12 de entubamiento pasando la roca viva u obstáculos durante su colocación en el pozo de sondeo. Para los hidrocarburos en el estrato 18 de producción, es necesario establecer comunicación fluida entre el estrato 18 de producción y el interior del entubamiento 12. Este se complementa por perforaciones 15 hechas a través del entubamiento 12 y el revestimiento 14 de cemento por medios conocidos por aquellos de experiencia ordinaria en el arte. Tales medios incluyen, pero no se limitan a, pistolas de perforación, dispositivos de carga moldeados y dispositivos de carga por fase, tales como aquellos descritos en las Patentes Norteamericanas Nos. 6,755,249,5,095,099, y 5,816,343; Sistemas de Perforación Orientados Horizontalmente (HOPS) , tales como aquellos manufacturados por Owen Oil Tubes, Ine, (Ft. Worth, TX) ; dispositivos de perforación mecánicos tales como punzones movibles lateralmente (Patente Norteamericana No. 2,482,913), perforadores de punzones de aguja, y perforadores de rueda dentada como aquellos descritos en Patente Norteamericana No. 4,220,201; y obturadores que se pueden cizallar tales como los descritos en Patente Norteamericana No. 4,498,543. Las perforaciones 15 forman una trayectoria de flujo para el fluido desde la formación hacia el entubamiento 12, y viceversa .

Los hidrocarburos que fluyen fuera de los estratos 18 de producción a través de las perforaciones 15 y hacia el interior del entubamiento 12 pueden transportarse hasta la superficie a través de una tubería 20 de producción. Un empacador 22 de producción puede instalarse opcionalmente cerca del extremo inferior de la tubería 20 de producción y por arriba de la perforación 15 mayor para lograr un sello de presión entre la tubería 20 de producción y el entubamiento 12. Opcionalmente, e igualmente aceptable de acuerdo con la presente invención, las tuberías 20 de producción no son necesarias, en cuyo caso el volumen total del entubamiento 12 se usa para conducir los hidrocarburos hasta la superficie de la tierra. Cuando la derivación es necesaria durante una operación de tratamiento de pozo, los agentes 26a de derivación consolidantes de peso pesado y/o los agentes 26b de derivación consolidantes de peso ligero, ambos de los cuales se revisten substancialmente con un revestimiento soluble en acuerdo con la presente invención (es decir, tienen un revestimiento que contiene colágeno) , se usan para sellar substancialmente las secciones superiores e inferiores del estrato 18 de producción. Este sello substancial, o formación de límite ocurre cuando los agentes 26a y/o 26b de derivación temporales se introducen en el entubamiento 12 a un tiempo predeterminado durante el tratamiento. Cuando los agentes de derivación 26a y/o 26b se introducen en el fluido corriente arriba de las partes perforadas del entubamiento 12, ellos se trasportan hacia debajo de la tubería 20 de producción o entubamiento 12 mediante el flujo del fluido 24 de tratamiento. Una vez que el fluido 24 de tratamiento llega al intervalo perforado en el entubamiento, este fluye externamente a través de las perforaciones 15 y hacia el estrato 18 que se esta tratando. El flujo del fluido 24 de tratamiento a través de las perforaciones 15 lleva a los agentes 26a y/o 26b de derivación temporales a través de las perforaciones y fuera del estrato 18. En este punto, los agentes de derivación 26 consolidantes de peso pesado que tienen una densidad mayor que aquella del fluido 24 de tratamiento, sedimentan en el fondo de la fractura creada (como se indica por las flechas) , formando un "límite inferior" temporal entre la fractura y, por ejemplo una arena, esquisto o capa 19 de arcilla u otra área la cual es deseable sellar herméticamente del estrato de producción. De manera similar, los agentes 26a de derivación consolidantes de peso ligero, que tienen una densidad menor que la del fluido 24 de tratamiento, se elevan a la parte superior de la fractura creada (como se indica por las flechas) , formando por medio de esto otro "límite superior" temporal entre la fractura y una capa indeseable, tal como un esquisto o una banda de arcilla del estrato. La figura 2 ilustra el siguiente paso de este aspecto de la presente invención. Una vez que los agentes 26a y 26b de derivación temporales se .asientan en la parte superior y/o en el fondo de la fractura creada, respectivamente, la velocidad de flujo del fluido y la viscosidad del fluido 24 de tratamiento, que contiene partículas 28 del material de consolidación regulares, se incrementan, En esta manera, la fractura puede crecer hacia afuera, lejos del pozo de sondeo (en la dirección de la flecha) y haciendo por lo tanto que se incremente la longitud total de la fractura, ayudando por medio de esto a incrementar la simulación y/o longevidad del pozo. Al final del tratamiento del pozo, el revestimiento soluble sobre los agentes 26a y 26b de derivación temporales se disolverá, permitiendo que las partículas del material de consolidación remanentes se remuevan con el fluido 24 de tratamiento a través de las perforaciones 15, o permanezcan y actúen como consolidantes adicionales en consolidar la abertura de los estratos fracturados. La figura 3 ilustra una modalidad más de la presente invención. Un pozo 50 que tiene un pozo de sondeo entubado vertical con un entubamiento 54 extendido desde el cabezal 52 del pozo por al menos una porción de la longitud del pozo de sondeo, y un revestimiento 56 de cemento que se extiende de manera ascendente desde el fondo del pozo de sondeo en el anulo entre el exterior del entubamiento 54 y la pared interna del pozo de sondeo, al menos a un punto por encima del estrato existente, similar a lo que se muestra en la FIGURA 1. Expuesta dentro de la sección del agujero abierto del pozo de sondeo esta una formación subterránea que tiene intervalos 58, 60 y 62 de tratamiento múltiples. Aunque en la FIGURA 3 se ilustran tres intervalos separados, se entenderá con beneficio de esta divulgación que puede tratarse cualquiera de dos intervalos de tratamiento hasta cualquier número de intervalos de tratamiento usando los métodos y las composiciones de la presente divulgación. Además, se entenderá que tales intervalos de tratamiento pueden disponerse de manera contigua en lugar de separados mediante áreas relativamente impermeables tales como fracturas de esquistos. Aunque la FIGURA 3 ilustra un pozo totalmente entubado, también se entenderá que los métodos de tratamiento divulgados pueden ser utilizados con virtualmente cualquier tipo de escenario terminado de pozo de sondeo. Por ejemplo, los métodos divulgados pueden ser empleados ventajosamente para tratar configuraciones de pozos que incluyen, pero no se limitan a, pozos de sondeo verticales, pozos de sondeo totalmente entubados, pozos de sondeo horizontales, pozos de sondeo que tienen laterales múltiples, y pozos de sondeo que comparten una o más de estas características. En la FIGURA 3, los intervalos 58, 60 y 62 de tratamiento representan intervalos identificados de una formación subterránea que ha sido identificada para tratamiento. Con respecto a esto, cualquier número de intervalos o solo una porción de los mismos presentes en la formación subterránea pueden ser así identificados. Alternativamente, tales intervalos pueden representar también intervalos perforados en un pozo de sondeo entubado. Como se muestra en la FIGURA 3, las perforaciones 66 se extienden a través del entubado 54 y el revestimiento 56 de cemento por medios conocidos por aquellos expertos en el arte, y al hacerlo forman una trayectoria de flujo para el fluido desde la formación hacia el entubamiento 54 y viceversa. Los hidrocarburos que fluyen hacia fuera del estrato de producción en los intervalos 58, 60 y 62 a través de las perforaciones 66 y hacia el interior del entubamiento, pueden transportarse hasta la superficie a través de la tubería 64 de producción. Además, y como se ilustra en la FIGURA 3, un empacador 68 de producción puede opcionalmente instalarse substancialmente cerca del extremo inferior de la tubería 64 de producción y por arriba de la perforación 66 más alta para lograr un sello de presión entre la tubería 64 de producción y el entubamiento 54. La tubería 64 de producción no necesita ser siempre usada, y en aquellos casos el volumen interior total del entubamiento 54 se usa para conducir los hidrocarburos hasta la superficie del cabezal 52 del pozo. Cuando la derivación es necesaria durante un tratamiento de pozo, se usan los agentes 72 de derivación para sellar substancialmente algunas de las perforaciones 66. El sello sustancial ocurre cuando se reduce de manera significativa el flujo a través de una perforación 66, como frecuentemente se indica por un incremento en la presión del pozo de sondeo conforme un agente 72 de derivación bloquea una o más perforaciones 66. De acuerdo con este aspecto de la presente invención, se prefiere que los agentes 72 de derivación sean substancialmente esféricos en forma, aunque pueden utilizarse otras geometrías. Usando los agentes 72 de derivación de la presente invención para obturar algunas de las perforaciones 66 se complementa introduciendo los agentes 72 de derivación hacia el entubamiento a un tiempo predeterminado durante el tratamiento. Cuando se introducen los agentes 72 de derivación en el fluido corriente arriba de las partes (66) perforadas del entubamiento 12, ellos se transportan hacia abajo de la tubería 64 de producción o del entubamiento 12 mediante un flujo del fluido 70 de fracturación. Una vez que el fluido 70 de fracturación llega al intervalo perforado en el entubamiento, éste fluye hacia fuera a través de las perforaciones 66 y hacia los intervalos 58, 60 y 62 de tratamiento que están siendo tratados. El flujo del fluido 70 de fracturación a través de las perforaciones 66 lleva a los agentes de derivación hacia las perforaciones 66 provocando que se asienten sobre las perforaciones. Una vez asentados sobre las perforaciones 66, los agentes 72 de derivación se mantienen en las perforaciones 66 mediante presión diferencial del fluido que existe entre el interior del entubamiento 54 y los intervalos 58, 60 y 62 de tratamiento en el exterior del entubamiento 54. Los agentes 72 de derivación se dimensionan de manera preferencial para sellar sustancialmente las perforaciones 66 cuando se asientan sobre estas. Los agentes 72 de derivación asentados sirven para cerrar efectivamente las perforaciones 66 hasta un tiempo tal que la presión diferencial sea revertida y los agentes de derivación sean liberados, o hasta que los agentes 72 de derivación se disuelvan durante un periodo de tiempo debido a los cambios en su ambiente (por ejemplo, la introducción de agua . Los agentes 72 de derivación tenderán primero a sellar las perforaciones 66 a través de las cuales el fluido 70 de fracturación esta fluyendo más rápidamente. El cierre preferencial de las perforaciones 66 de alta velocidad de flujo tiende a igualar el tratamiento de los intervalos 58, 60 y 62 de tratamiento durante el intervalo perforado total . Para una máxima efectividad en el asentamiento sobre las perforaciones 66, los agentes 72 de derivación deben tener una densidad menor que la densidad del fluido 70 de tratamiento en el pozo de de sondeo a las condiciones de temperatura y presión encontradas en el área perforada del fondo de la perforación. Generalmente y de acuerdo con este aspecto de la presente invención, el agente 72 de derivación tendrá al menos una superficie exterior substancial comprendida de colágeno o una mezcla de colágenos. El número de agentes 72 de derivación necesaria durante un reacondicionamiento o tratamiento de pozo dependen de los objetivos y características del pozo individual y del tratamiento de estimulación, y puede determinarse por alguien de experiencia en el arte En la práctica de los métodos divulgados, el agente o medio de derivación conveniente para lograr la derivación de los fluidos hacia los intervalos de tratamiento identificados que se emplea es el agente de derivación de la presente invención que comprende un sustrato en forma de partículas y una capa externa de colágeno lentamente soluble en agua. En una modalidad, puede emplearse una variación neutralmente boyante de este sistema de derivación que contiene colágeno, a fin de reducir la oportunidad de segregación del agente de derivación y del fluido portador del agente de derivación en forma de partículas. Un sistema de derivación "neutralmente boyante" es un sistema en el cual se suspende un agente de derivación en forma de partículas en un fluido portador que tiene densidad o gravedad especifica suficientemente cercana para resultar en una mezcla en la que los componentes sólidos del agente de derivación no se sedimentan o flotan de manera sustancial en el sistema bajo condiciones estáticas. Tal segregación puede resultar en, por ejemplo, acumulación del agente de derivación en una o más ubicaciones en el pozo de sondeo y retención de la sarta de tubería dentro de las secciones del pozo de sondeo. Segregación adicional puede resultar en la pérdida de la acción de derivación debido al movimiento del agente de derivación lejos de los intervalos a tratarse. Los sistemas de derivación neutralmente boyantes pueden ser de ventaja particular en pozos altamente desviados u horizontales, donde la segregación por gravedad de un sistema de derivación no neutralmente boyante puede prevenir el bloqueo eficiente o la reducción en permeabilidad de la circunferencia total de la cara de la formación expuesta en el sondeo debido, por ejemplo, a migración ascendente o descendente del agente de derivación en la sección altamente desviada u horizontal del pozo de sondeo.

Los agentes de derivación que pueden emplearse incluyen los agentes de derivación de la presente invención, que tienen un revestimiento exterior lentamente soluble en agua, solos o en combinación con cualquier agente de derivación (por ejemplo, soluble en petróleo, soluble en ácido, etc.) conveniente para derivar los fluidos de tratamiento subsecuentes hacia los intervalos que tienen inyectividad o capacidad de inyección inferior. Un agente de derivación conveniente de acuerdo con la presente invención es un agente de derivación que es sustancialmente colágeno. Ejemplos de agentes de derivación convenientes que pueden combinarse con el agente de derivación de la presente invención, incluyen pero no se limitan a, hojuelas de ácido benzoico, cera (tal como "Divert VI" disponible de BJ Services) gilsonita o unitaita de grado de cemento, polímeros (incluyendo, pero sin limitarse a, polímeros naturales tales como polímeros de guar o sintéticos tales como el poliacrilato) , sales de roca, y los similares. Otros tipos de agentes de derivación convenientes que pueden emplearse incluyen, pero no se limitan a, agentes de derivación de solubles ácidos tales como aquellos descritos en la Patente Norteamericana No. 3,353,874 y partículas de ftalimida tales como aquellas descritas en la Patente Norteamericana No. 4,444,264.

En una modalidad de la presente invención, puede emplearse cualquier tipo de fluido portador que tiene una densidad conveniente para formar un sistema de derivación neutralmente boyante, incluyendo salmueras naturales o sintéticas (tal como agua con KCl, etc.), y fluidos portadores que incluyen agentes de gelación (tales como polímeros normales o sintéticos) u otros materiales de carga conocidos en el arte. La gilsonita de grado de cemento (también conocida como "Uintate") es una variedad natural de asfalto que se tritura y clasifica en partículas de tamaños pequeños. La composición del agente de derivación puede mezclarse en el sitio del pozo con agua fresca químicamente modificada especifica (agua que contiene por ejemplo, aproximadamente 0.05% a aproximadamente 1% de un surfactante de humectación) para dispersar la gilsonita y opcionalmente, un agente de carga (que incluye pero no se limita a sales tales como KCl, NH4C1 , NaCl , CaCl2, etc.) para ajustar la densidad y/o controlar la formación de arcilla, y un agente de gelación (un polímero tal como goma de guar, hidroxi propilguar, carboxi metilhidroxi proprilguar, carboxi metil hidroxietil celulosa, goma de xantan, carboxi metil celulosa, etc.) para el ajuste de la viscosidad y/o la reducción del arrastre. El agente de derivación de la presente invención preferiblemente esta presente en el portador fluido en concentraciones de desde aproximadamente 1.1984xl0~4 kg por litro a aproximadamente 1.1984 kg por litro (0.001 libras por galón a aproximadamente ¡ 10 libras por galón) de líquido portador, pero también pueden utilizarse concentraciones fuera de este rango. Las concentraciones más preferidas de los agentes de derivación son de aproximadamente 1.1984xl0"3 kg a aproximadamente 0.7190 kg por litro (0.01 a aproximadamente 6 libras por galón) de fluido portador. Concentraciones del agente de derivación de menos de aproximadamente 1.1984xl0~4 kg por litro (0.001 libras por galón) no taponarán u obturarán fácilmente las formaciones cuando se usen en volúmenes del fluido portador que normalmente no se encuentran disponibles en un sitio de un pozo de petróleo. Se requerirá un volumen progresivamente grande de fluido portador para crear obturaciones de la formación adecuadas en concentraciones de menos de 1.1984xl0~4 kg por litro (0.001 libras por galón). Concentraciones del agente de derivación mayores de aproximadamente 10 libras por galón no incrementaran la derivación del fluido de tratamiento a un grado apreciable y por lo tanto no son particularmente deseables al llevar a cabo la presente invención. El líquido portador típicamente esta compuesto de agua, salmuera, soluciones acidas salinas o soluciones acidas gelificadas. Las soluciones acidas pueden ser gelificadas con una celulosa, gomas, polisacáridos, poliacrilamidas, aminas de grasas alcoxiladas y mezclas de los mismos. El agente de derivación puede agregarse mientras se inicia el tratamiento, continuamente conforme el fluido de tratamiento se bombea hacia la perforación del pozo o puede agregarse en intervalos en el fluido portador entre etapas de tratamiento. Por ejemplo, en procesos de acidificación el agente de derivación puede agregarse al fluido de acidificación de manera continua. Así, el agente de derivación obturara de manera progresiva porciones de la formación que se traten, frustrando por medio de esto la tendencia del ácido a fluir únicamente en las porciones más permeables de la formación y, en su lugar, creando una formación eventualmente acidificada. Cuando el fluido de tratamiento se bombea en etapas, la primera etapa es seguida por un volumen del material de derivación compuesto de un fluido portador, usualmente agua gelificada o emulsificada o ácido, que contiene el agente de derivación. El agente de derivación sella herméticamente la porción de la formación penetrada por la etapa de tratamiento del fluido de tratamiento. La segunda etapa del fluido de tratamiento se bombea entonces hacia otra porción de la formación. Volúmenes alternativos del fluido de tratamiento y del material de derivación pueden seguir siendo agregados para proporcionar una formación uniformemente acidificada. Aunque puede usarse la misma técnica de introducir de manera continua el agente de derivación en el fluido portador para tratamientos de fractura, es usual para el agente de derivación agregarse al fluido portador en tarugos durante las operaciones de fractura. Un líquido de fractura es conocido por fluir de manera preferencial hacia la porción de la formación subterránea la cual acepta más fácilmente el líquido. Después de que esta porción de la formación se fractura, el agente de derivación puede agregarse al líquido de fractura de manera que éste obturara la porción ya fracturada de la formación. Debido a que el fluido de fractura fluye de manera preferencial hacia la zona de fractura, éste transportara el agente de derivación con él . Por medio de esto la zona fracturada se obtura y el fluido de fractura se deriva a la porción más permeable de la formación que aún acepta fluido. Este método de fractura y derivación puede, en un aspecto de la presente invención, repetirse para obtener fracturas múltiples . El agente de derivación se elimina de la formación por medio de la sublimación del agente de derivación o por solubilización del agente de derivación por los fluidos producidos. El incremento de las temperaturas de la formación resulta en una velocidad de disolución o sublimación mayor del agente de derivación. Por ejemplo, se ha encontrado que a aproximadamente 121.11 °C (250°F), aproximadamente 80% en peso del colágeno ligeramente soluble en agua sublima en 24 horas, mientras que a 149°C (300°F) , aproximadamente el 95% en peso sublima en 24 horas y a una temperatura de aproximadamente 204°C (400°F) , aproximadamente 99% del colágeno ligeramente soluble en agua sublima/se disuelve en aproximadamente 24 horas. Esto muestra que la velocidad de sublimación/disolución del agente de derivación se incrementa con el incremento de la temperatura de la formación. Los siguientes ejemplos se incluyen para demostrar modalidades preferidas de la invención. Debe apreciarse por aquellos expertos en el arte que las técnicas divulgadas en los ejemplos que siguen representan técnicas descubiertas por los inventores funcionan bien en la práctica de la invención, y de esta manera puede considerarse que constituyen modos preferidos para su practica. Sin embargo, aquellos de habilidad en el arte deben, en luz de la presente divulgación, apreciar que pueden hacerse muchos cambios en las modalidades especificas las cuales se divulgan y obtienen aún un resultado igual o similar sin alejarse del alcance de la invención. EJEMPLOS Ejemplo 1: Ejemplo profético El siguiente ejemplo profético describe un método de cómo puede utilizarse el revestimiento soluble sobre el agente o agentes de consolidación de la presente invención para derivar el crecimiento de la fractura y extender las fracturas hacia la zona productiva de un pozo de petróleo o gas. El propósito primario del consolidante revestido soluble es definir un límite superior y uno inferior en la fractura vertical generada hidráulicamente de manera que la dirección principal de crecimiento continua extendiéndose hacia fuera en longitud lejos del pozo de sondeo. Esta longitud adicional de la fractura conductiva ayuda al drenado de áreas adicionales de la formación productiva, permitiendo mejorar la producción de recuperación de petróleo, gas y/o agua y permitiendo establecer velocidades de flujo mayores como un resultado de longitud de fractura mayor. Pueden seguirse los siguientes pasos usando los materiales de consolidación revestidos solubles de la presente invención. 1. Se establece una velocidad de inyección a la fractura con un fluido de fractura de baja viscosidad. 2. Se agrega un agente de consolidación revestido soluble, tal como cascaras de nuez revestidas con un colágeno reticulado, bauxita revestida con colágeno reticulado, o una combinación de ambos a la cuba mezcladora para formar una suspensión en el fluido de fractura. El fluido de fractura que contiene el agente de consolidación revestido soluble se bombea al fondo de la perforación. La primera parte de la suspensión entra a la fractura inicial, tomando la mayor parte del fluido. Mientras se realiza esto, éste obtura lentamente las fronteras de la fractura creada debido al uso de un agente de derivación soluble, tal como colágeno, que se ablanda e hincha lentamente en el fluido. Una vez que se disminuye o se reduce sustancialmente la velocidad de flujo en la primera fractura, se aumenta la presión hasta que otra trayectoria de flujo, fractura, o zona comienza a tomar la suspensión que contiene el agente de consolidación revestido soluble. En caso de que ambas, la parte superior y la del fondo de la fractura necesiten contener el material de consolidación revestido soluble, preferiblemente se usan dos densidades del material de consolidación diferentes. Por ejemplo, se reviste una partícula de bauxita de alta densidad con un revestimiento de colágeno, soluble que se ablanda e hincha lentamente mientras se queda en la fractura hasta el fondo de la fractura creada verticalmente. Para retardar el crecimiento ascendente en la fractura vertical, al fluido de inyección se agrega un segundo material de consolidación de baja densidad, tal como una envuelta de nogal revestida soluble. Mientras el fluido de inyección entra a la formación, el material de consolidación revestido de material soluble, de baja densidad asciende en la fractura vertical y desacelera la pérdida de fluido y el crecimiento en una dirección ascendente . Mientras que la fractura esta aún siendo inyectada con el fluido por arriba de la velocidad y presión de fractura, la fractura continúa creciendo lejos del pozo de sondeo y el control del crecimiento de la fractura se mantiene controlando la velocidad de flujo del fluido de fractura. Se continúa la inyección hasta que el material de consolidación regular rellena la fractura, hasta que la presión alcanza un límite pre-establecido o hasta que se inyecta el volumen total planeado. En la formación se inyectan materiales de consolidación revestidos, no solubles estándar, tales como Arena de Ottawa (20/40) , cerámica, o cualquier numero de materiales de consolidación revestidos de resina, una vez que se disminuye el crecimiento de la parte superior y del fondo. El bombeo continua hasta que la cantidad total del material de consolidación (o de los materiales de consolidación) designada se coloca en las fracturas creadas . 8. El pozo se tapa y el equipo de bombeo se retira. 9. El pozo se regresa a la producción y el revestimiento de colágeno soluble sobre las envueltas de nogal o bauxita se elimina conforme el agua en la formación disuelve el revestimiento soluble sobre el material de consolidación con el tiempo. Ejemplo 2: Procedimiento para determinar la velocidad y el grado de disolución del polímero Sustrato de arena se revistió con polímeros solubles en agua : De aquí en adelante, se uso el siguiente procedimiento de prueba para determinar la velocidad y el grado de solubilidad: Determinar la masa total de polímero sobre la arena mediante procedimiento LOl regular. Agregar 500 gramos de arena revestida en 1 litro de agua. Tomar un papel filtro de 400 mm y pesarlo en una balanza analítica hasta cuatro lugares decimales. Preparar aparatos de filtración de vació usando papel filtro de 400 mm, embudo de cerámica perforado, matraz Erlenmeyer de 2 litros con abertura lateral conectado a la bomba de vacío por un tubo de caucho. Filtrar la arena revestida y la suspensión de agua a través del papel filtro de 400 mm después de cada intervalo de un minuto. Recordar agregar nuevamente la arena revestida en el agua filtrada. Retirar el papel filtro del embudo perforado después de la finalización de la filtración y dejarlo secar manteniéndolo en desecadores. Pesar el papel filtro. Esto es, el peso combinado del polímero disuelto y del papel filtro, y así éste debe ser mayor que el peso del papel filtro antes de usarse en el proceso de filtración. Calcular el % de polímero disuelto usando la siguiente fórmula: X=( (C-B) /A) JxlOO Donde, X = el porcentaje de polímero disuelto A = masa (gramos) del polímero sobre los granos de arena B = masa (gramos) del filtro antes del proceso de filtración C = masa (gramos) del filtro después del proceso de filtración Los resultados de este procedimiento de prueba fueron que un óxido de polietileno (WSR 80 de Dow Chemical) alcanzó disolución total a 80°F en aproximadamente 30 minutos, a 150°F éste requirió aproximadamente 180 minutos, y a 200°F requirió aproximadamente 90 minutos. La misma prueba se realizó usando otro polímero. Estos resultados mostraron que polímero de óxido de polipropileno (WSRN 750 de Dow Chemicals) alcanzo disolución total a 26.66°C (80°F) en aproximadamente 390 minutos, a 65.55°C (150°F) requirió aproximadamente 320 minutos, y a 93.33°C (200°F) requirió aproximadamente 245 minutos para disolverse totalmente . Los polímeros que se hincharon mostraron 100% de solubilidad en 30 minutos, pero el análisis microscópico mostró retención en el papel filtro debido a que se hincharon en lugar de disolverse. La formación de masa gelatinosa y de incremento visible en el volumen de la arena/suspensión de agua indica que hinchazón del polímero en lugar de disolución del polímero. Todas las composiciones, métodos y/o procesos divulgados y reivindicados aquí pueden hacerse y ejecutarse si experimentación excesiva en luz de la presente divulgación. Mientras que las composiciones y los métodos de esta invención se han descrito en términos de modalidades preferidas, será aparente para aquellos de experiencia en el arte que pueden aplicarse variaciones a las composiciones, métodos y/o procesos y en los pasos o en la secuencia de pasos de los métodos descritos aquí sin apartarse del concepto y alcance de la invención. Más específicamente, será aparente que ciertos agentes que están relacionados químicamente y fisiológicamente pueden sustituirse por los agentes descritos aquí mientras que se lograrían parecidos o los mismos resultados. Todos los sustitutos y modificaciones similares tales aparentes para aquellos expertos en el arte están considerados dentro del alcance y concepto de la invención.

Claims

REIVINDICACIONES 1. Un material de derivación, caracterizado porque comprende : un substrato de partículas; y un revestimiento de polímero soluble en agua, en donde el revestimiento de polímero soluble en agua forma un revestimiento externo substancial sobre el substrato de partículas.
2. El material de derivación de la reivindicación 1, caracterizado porque el substrato de partículas se selecciona del grupo que consiste de materiales naturales, consolidantes de sílice, consolidantes de cerámica, consolidantes metálicos, consolidantes orgánicos sintéticos, y mezclas de los mismos.
3. El material de derivación de la reivindicación 1, caracterizado porque el substrato en partículas es un consolidante revestido de resina.
4. El material de derivación de la reivindicación 1, caracterizado porque el polímero soluble en agua es colágeno, polímero de óxido poli (alquileno) , poli (ácido láctico), polivinilacetato, polivinilalcohol , polilactona, poliacrilato, látex, poliéster, elementos de la tabla periódica del grupo I o II, polímeros de sílice (metales alcalinos o metales alcalino térreos) o mezclas de los mismos.
5. El material derivación de la reivindicación 1, caracterizado porque el substrato de partículas tiene un tamaño de partícula de aproximadamente malla 3 a aproximadamente malla 200.
6. El material de derivación de la reivindicación 4, caracterizado porque el colágeno es colágeno tipo I, colágeno de tipo II, colágeno de tipo III, colágeno de tipo IV o colágeno de tipo V.
7. El material derivación de la reivindicación 4, caracterizado porque el colágeno soluble en agua se reticula con un agente de reticulación seleccionado del grupo que consiste de aldehidos, carbodiimidas, isocianatos, y azidas de acilo .
8. El material de derivación de la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además un polímero que no es soluble en agua en combinación con el revestimiento de polímero soluble en agua.
9. El material de derivación de la reivindicación 8, caracterizado porque el polímero que no es soluble en agua es polímeros de novolac de fenol-aldehído y polímeros de resole de fenol-aldehído.
10. El material de derivación de la reivindicación 1, caracterizado porque el polímero soluble en agua es óxido de poli (alquileno) , poli (ácido láctico), polivinilacetato, polivinilalcohol, polímeros de injerto de polivinilacetato/polivinilalcohol o mezclas de los mismos.
11. El material de derivación de la reivindicación 10, caracterizado porque el óxido de poli (alquileno) es óxido de poli (etileno) , óxido de poli (propileno) , copolímeros de bloque poli (óxido de etileno) -poli (óxido de propileno) , o mezclas de los mismos.
12. Un fluido de derivación para derivar líquidos de tratamiento de pozos de petróleo a porciones progresivamente menos permeables de una formación subterránea, dicho fluido caracterizado porque comprende: un líquido portador acuoso que tiene disperso en él material de derivación en forma de partículas de cualquiera de las reivindicación 1-11.
13. El fluido de derivación de la reivindicación 12, caracterizado porque el material de derivación en forma de partículas comprende densidades variantes mayores o menores que la densidad del fluido portador.
14. El fluido de derivación de la reivindicación 12, caracterizado porque el material de derivación se encuentra presente en el líquido portador en una cantidad de aproximadamente 1.1984 x 10"4 kg por litro (0.001 libras por galón) a aproximadamente 1.1984 kg por litro (10 libras por galón) del líquido portador
15. El fluido de derivación de la reivindicación 12, caracterizado porque el líquido portador es agua, salmuera, soluciones acidas acuosas, o soluciones acidas gelificadas.
16. Un método de tratamiento de una formación subterránea durante el tratamiento de fractura a fin de aumentar la estimulación de la formación subterránea, el método caracterizado porque comprende: bombear hacia la formación subterránea un fluido de derivación de cualquiera de las reivindicaciones 12-15; permitir que el líquido portador se impregne en la formación para llevar el material de derivación hacia la formación subterránea; y permitir que el material de derivación obture porciones porosas de las formaciones, por medio de esto derivando el flujo del fluido de tratamiento a porciones menos permeables de la formación.
17. El método de la reivindicación 16, caracterizado porque la formación tiene una temperatura de aproximadamente 23.88°C a aproximadamente 204.44°C (75°F a aproximadamente 400°F) .
18. El método de la reivindicación 16, caracterizado porque el tratamiento de la formación subterránea es un tratamiento de fractura, y en donde la estimulación incrementada es la longitud de las fracturas.
19. Un método de tratamiento de un pozo de sondeo entubado para derivar el flujo de fluidos desde una zona a otra, el método caracterizado porque comprende: bombear en dicho pozo de sondeo un fluido de derivación que comprende un líquido portador acuoso que tiene disperso en él una forma de partículas de un polímero soluble en agua, en donde el polímero en forma de partículas tiene una densidad mayor que o menor que la densidad del líquido portador; permitir que el polímero en forma de partículas derive el flujo de un fluido de tratamiento de una zona a otra.
20. El método de la reivindicación 19, caracterizado porque el fluido de tratamiento se deriva para fluir hacia una zona de presión de poro mayor o de permeabilidad más baja.
21. El método de la reivindicación 19, caracterizado porque el pozo de sondeo tiene una temperatura de aproximadamente 23.88°C a aproximadamente 204.44°C (75°F a aproximadamente 400°F) .
22. El método de la reivindicación 19, caracterizado porque el polímero soluble en agua es colágeno, óxido de (alquileno), poli (ácido láctico), polivinilacetato, polivinilalcohol, polilactona, poliacrilato, látex, poliéster, polímero de injerto de polivinilacetato/polivinilalcohol , polímero de sílice de elementos de la tabla periódica del grupo I o II (metales alcalinos o metales alcalino térreos) , o mezclas de los mismos.
23. El método de la reivindicación 19, caracterizado porque el polímero en forma de partículas tiene un tamaño de partícula de desde aproximadamente malla 3 a aproximadamente malla 70.
24. El método de la reivindicación 22, caracterizado porque el óxido de poli (alquileno) es óxido de poli (etileno) , óxido de poli (propileno) , copolímeros de bloque poli (óxido de etileno) -poli (óxido de propileno), o mezclas de los mismos.
25. El método de la reivindicación 19, caracterizado porque el polímero en forma de partículas esta comprendido densidades variantes mayores o menores que la densidad del fluido portador.
26. El método de la reivindicación 19, caracterizado porque el polímero en forma de partículas se encuentra presente en el líquido portador en una cantidad de aproximadamente 1.1984 x 10"4 kg por litro (0.001 libras por galón) a aproximadamente 1.1984 kg por litro (10 libras por galón) del líquido portador.
27. El método de la reivindicación 19, caracterizado porque el líquido portador es agua, salmuera, soluciones acidas acuosas, o soluciones acidas gelificadas.