BR112016011191B1

BR112016011191B1 - Método para consolidar materiais sólidos durante operações de tratamento subterrâneo

Info

Publication number: BR112016011191B1
Application number: BR112016011191-5A
Authority: BR
Inventors: Rajesh K. Saini; Clayton S. Smith; Chin-Chau Hwang; Leonid Vigderman; Duane Treybig; Kern L. Smith; Mathew M. Samuel
Original assignee: Lubrizol Oilfield Solutions, Inc.
Priority date: 2013-11-18
Filing date: 2014-11-18
Publication date: 2022-08-16
Also published as: PE20160983A1; CA2929853A1; EP3071666A2; CN106170527A; MX2016006428A; PE20161082A1; WO2015071750A2; WO2015071751A2; WO2015071751A3; EP3071666B1; WO2015071750A3; EP3608385A1; SG10201804217PA; CA2930806A1; EP3071665A2; RU2016118283A; RU2685385C1; MX2016006427A; CN105745300A; AR098464A1

Abstract

MÉTODO PARA CONSOLIDAR MATERIAIS SÓLIDOS DURANTE O OPERAÇÕES DE TRATAMENTO SUBTERRÂNEO. Composições incluem (1) agregar composições capazes de formar revestimentos deformáveis parciais ou completos nas superfícies de formação, superfícies de partícula de formação, superfícies de sólidos fluidos de furo abaixo, e/ou superfícies de escoramento, onde os revestimentos aumentam agregação e/ou propensões a aglomeração das partículas e superfícies para forma r aglomerados de partículas ou colunas tendo revestimentos deformáveis, e (2) estabilizar agregação e/ou composições de reforço capazes de alterar propriedades dos aglomerados revestidos ou colunas para formar aglomerados ou colunas consolidados, estabilizados, e/ou fortalecidos. Métodos para estabilizar aglomerados de partículas agregada s ou colunas incluem (1) tratar as partículas com uma composição de agregação para formar aglomerados agregados ou colunas e (2) tratar os aglomerados de partículas agregadas ou colunas com uma composição estabilizante ou fortificante para formar aglomerados ou colunas consolidados, estabilizados, e/ou fortificados.

Description

PEDIDOS RELACIONADOS FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO 1. Campo da Invenção

[0001] Modalidades da presente invenção referem-se a composições de propante revestido alterando potencial zeta e métodos para enchimento de areia, enchimento de fratura, fratura, a consolidação de formação, e que produzem fluidos de formação subterrânea utilizando propante revestido de alteração do potencial zeta reticulado e métodos para a produção de um formação através da formação de uma rede de colunas de propante, aglomerados, pilares ou ilhas de fraturas durante a formação e/ou após a formação de fratura, redes de propante, colunas de propante, composição de reticulação de revestimento, revestimentos reticulados e propantes revestidos reticulados.

[0002] Mais particularmente, modalidades desta invenção referem-se a composições de propante revestido alterando potencial zeta reticulado e métodos para enchimento de areia, enchimento de fraturas, fratura, a consolidação de formação, e que produzem fluidos de formação subterrânea utilizando propante revestido alterando potencial zeta reticulado e métodos para produzindo fluidos de formações subterrâneas através da formação de uma rede de colunas de propante, aglomerados, pilares ou ilhas nas fraturas em uma formação durante e/ou após a fratura de formação, redes de propante, colunas de propante, composição de reticulação de revestimento, revestimentos reticulados e propantes revestidos reticulados, onde os métodos incluem uma seqüência de estágios de propante concebidos para formar redes de propante e colunas de propante que aumentam a condutividade da fratura. A modalidade da presente invenção também se relaciona com controle de propante e finos onde a formação ou enchimento de propantes é tratada com material de alteração zeta da presente invenção e depois de consolidação com o agente de reticulação para proporcionar uma resistência ao enchimento de propante ou formação e também evitar migração de finos modificando o potencial zeta das partículas de finos de modo a produzir o líquido a uma taxa muito maior para baixo.

2. Descrição da Técnica Relacionada

[0003] Muitas técnicas relacionadas com controle de areia têm sido propostas para diminuir o fluxo de retorno de propante, a fim de sustentar as fraturas de alta condutividade após fraturamento hidráulico. Uma técnica inclui propantes da Halliburton termicamente curados depositados na fratura, e cascalho revestido com resina, por exemplo, para criar uma fratura com alta condutividade. Estes propantes de resina revestidos são projetados para evitar o refluxo de propante e para reduzir a geração e migração de finos, quando curados a alta temperatura e pressão. Uma segunda técnica inclui revestir o propante com resina líquida contendo agente de reticulação e bombear o propante revestido furo abaixo durante a fratura e permitindo que a resina termocurada endureça com a temperatura para criar enchimento de propante ligado. Na consolidação in situ de propante com injeção de resina termocurada líquida que cimenta os propantes in situ fornecem baixa condutividade e não é usado com muita frequência. A maioria dos sistemas comercialmente disponíveis empregam resinas fenólicas, de furano, epoxi ou misturadas com o agente de reticulação que é ativado por temperatura de formação. Estas técnicas ligam partículas de rocha, criando uma matriz estável de grãos permeáveis, consolidada. Uma terceira técnica inclui telas pré-embaladas e forros encaixados, especialmente para formações friáveis ou completamente consolidadas, telas pré-embaladas e forros encaixados fornecem uma filtragem de fundo de poço de baixo custo e muitas outras técnicas utilizadas para evitar propantes de refluxar, aumentando assim a produtividade durante as aplicações de fraturamento.

[0004] Enquanto há uma série de soluções para o problema de refluxo dos propantes, estas soluções requerem quer propantes especiais ou cimentação de resina necessária de propantes na formação. Estas técnicas têm diferentes inconvenientes, como despesa de propante aumentada e remodelagem rígido de propriedades de formação devido à cimentação interna. Eles reduzem também a porosidade e a condutividade do enchimento de propantes ou formação não consolidada. Também é difícil de usar essas técnicas em tratamento curativo de enchimento de propante de formação devido à acumulação destas resinas nos poros. Assim, existe uma necessidade na técnica para uma técnica diferente para lidar com o refluxo de propantes. Além disso, o sistema de resina termoendurecível previamente descrito não pode ser usado no controle de migração de finos como resina pode definir nos poros e vai ligar a formação. Eles também não capturam os finos porque definem em um revestimento duro e não tem afinidade para o material de finos.

SUMARIO DA INVENÇÃO

[0005] Modalidades da presente invenção proporcionam composições incluindo: (1) agregar composições capazes de formar revestimentos parciais ou completos deformáveis em superfícies de formação, superfícies de formação de partículas, superfícies sólidas de fluido no fundo do poço, e/ou superfícies de propante, onde os revestimentos aumentam a agregação e/ou propensão de aglomeração das partículas e superfícies para formar partículas aglomeradas ou colunas possuindo revestimentos deformáveis, e (2) estabilização de agregação e/ou composições de reforço capazes de alterar as propriedades dos aglomerados ou colunas revestidos para formar aglomerados ou colunas consolidados, estabilizados, e/ou reforçados. Os materiais propantes estabilizados e/ou de reforço podem ser usados em aplicações de fraturamento, aplicações de enchimento de fratura, aplicações de água lisas, aplicações de enchimento de areia, aplicação de consolidação de formação para a consolidação de formações não consolidadas ou fracamente consolidadas, ou qualquer outra aplicação onde propante tem um revestimento de alteração de potencial zeta reforçado (parcial ou total) que seria aplicável. Em todas estas aplicações, as composições de agregação e composições de revestimento de reticulação podem ser adicionados para tratar os fluidos em qualquer momento durante os tratamentos e, isoladamente ou em combinação. Geralmente, composições de reticulação de revestimento serão utilizadas após as composições de alteração do potencial zeta, ou após a injeção de propantes tratados com as composições de alteração do potencial zeta. Em alguns casos, composições de reticulação podem ser intimamente misturadas com a composição de alteração das partículas zeta de modo a tratar como um sistema de componentes. Esta composição é adaptada para dar uma consolidação retardada ou que o efeito de reticulação seja desencadeado pelo calor ou tempo.

[0006] Modalidades da presente invenção proporcionam métodos para a estabilização de aglomerados de partículas agregadas ou colunas por (1) tratamento das partículas com uma composição de agregação para formar aglomerados ou colunas agregadas e (2) tratar os grupos de partículas agregadas ou colunas com uma composição estabilizadora ou de reforço para formar agregados ou colunas consolidados, estabilizados, e/ou reforçados.

[0007] Modalidades da presente invenção fornecem métodos para formar colunas de propante em uma formação durante a fraturação de formação, em que os métodos incluem uma sequência de injeções de um fluido de fratura ou uma pluralidade de diferentes fluidos de fratura, onde os fluidos de fratura são selecionados a partir do grupo que consiste de fluidos que incluem um propante e uma composição de agregação ou de alteração de zeta, fluidos que não incluem o propante e a composição de agregação ou de alteração de zeta, fluidos que incluem a composição de agregação ou de alteração de zeta, mas não propantes, e fluidos que incluem um propante, mas nenhuma composição de agregação ou de alteração de zeta. As sequências podem incluir injeções únicas de cada fluido em qualquer ordem ou múltiplas injeções de cada fluido em qualquer ordem. Assim, uma sequência pode incluir a injeção de um primeiro fluido incluindo nenhum propante, injeção de um segundo fluido, incluindo a composição de agregação ou de alteração de zeta, mas não propantes, e um terceiro fluido incluindo propantes e a composição de agregação ou de alteração de zeta. Os fluidos incluindo uma propantes podem incluir propantes não tratados, compreendendo partículas de propante tratadas revestidas ou parcialmente revestidas com a composição de alteração de zeta ou de agregação, ou suas misturas. Outra sequência pode incluir uma pluralidade de primeiras injeções de fluido, uma pluralidade de segundas injeções de fluidos, e uma pluralidade de terceiras injeções de fluidos. Outra sequência pode incluir injeções únicas do primeiro, segundo, e terceiro fluidos repetidas um número de vezes durante o decurso da fase de colocação de propantes de uma operação de fratura. Outra sequência pode incluir múltiplas injeções de cada fluido em qualquer ordem. A sequência pode também incluir um período de espera entre cada injeção. Assim, uma sequência pode incluir uma primeira injeção de fluido, um primeiro tempo de espera, uma segunda injeção de fluido, um segundo tempo de espera, e uma terceira injeção de fluido, e um terceiro tempo de espera, onde o primeiro, segundo e terceiro fluido podem ser qualquer das composições fluidas listadas acima.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0008] A invenção pode ser melhor compreendida com referência à descrição detalhada que se segue em conjunto com os desenhos ilustrativos anexos, nos quais elementos semelhantes são numerados do mesmo:

[0009] A figura 1A representa uma modalidade de um perfil de fratura da presente invenção.

[0010] A Figura 1B mostra uma outra modalidade de um perfil de fratura da presente invenção.

[0011] A Figura 1C representa uma outra modalidade de um perfil de fratura da presente invenção.

[0012] A figura 1D representa uma outra modalidade de um perfil de fratura da presente invenção.

[0013] Figura 2A representa uma modalidade um propante padrão ou rede dentro de uma fratura de borda.

[0014] Figura 2B representa uma modalidade de um padrão de propante ou rede dentro de uma fratura estreita.

[0015] Figura 2C representa uma modalidade de um padrão de propante ou rede dentro de uma fratura quadrada ilustrativa.

[0016] Figura 2D representa uma modalidade um padrão de propante ou rede dentro de uma fratura ramificada.

[0017] Figura 2E representa uma modalidade um padrão de propante ou rede dentro de um enchimento de fracionamento.

[0018] Figuras 3A-I representam nove grupos de propantes ilustrativos diferentes.

[0019] As Figuras 4A-J representam dez diferentes grupos de propante de aglomerados de propante.

[0020] As Figuras 5A-D ilustram quatro padrões de perfuração diferentes.

[0021] A Figura 6 representa uma tabela de potenciais zeta e propensões de agregação e uma plotagem de potenciais zeta de sílica não tratada e carvão e sílica tratada e carvão.

[0022] Figura 7A mostra uma fotografia de areia de sílica mesh 200 não tratada.

[0023] Figura 7B mostra uma fotografia de areia de sílica mesh 200 tratada com solução 7% em peso de SandAidTM.

[0024] Figura 7C mostra uma fotografia de areia de sílica mesh 200 tratada com solução 7% em peso de SandAidTM e uma composição de reticulação SandAidTM.

[0025] A Figura 8A mostra uma fotografia de areia 200 mesh tratada com SandAidTM coberta com água em um frasco de 4 oz (118 mL).

[0026] A Figura 8B ilustra uma fotografia de areia 200 mesh tratada com SandAidTM e uma composição de reticulação SandAidTM coberta com água em um frasco de 4 oz (118 mL).

[0027] A Figura 8C ilustra uma fotografia de garrafa da Figura 8A invertida mostrando que uma parte da areia agregada tinha caído para a extremidade tampada da garrafa.

[0028] A Figura 8D mostra uma fotografia da garrafa da Figura 8B invertida mostrando que nenhuma areia caiu no final tampado da garrafa.

[0029] Figura 9A mostra fotografias de propante de cerâmica CARBOLITE® tratado com SandAidTM coberto com água em um frasco de 4 oz (118 mL) na vertical.

[0030] A Figura 9B mostra fotografias de garrafa da Figura 9A depois da temperatura alta (137 °C) e tratamento de pressão (420 psi) em um frasco de 4 oz (118 mL) na posição vertical.

[0031] Figura 9C mostra fotografias de propante de cerâmica CARBOLITE® tratado com SandAidTM coberto com água em um frasco de 4 oz (118 mL) invertido.

[0032] A Figura 9D mostra fotografias de garrafa da figura 9C, após temperatura alta (137 °C) e tratamento de pressão (420 psi) em um frasco de 4 oz (118 mL) invertido.

[0033] A Figura 10 ilustra uma fotografia de areia 200 mesh tratada com SandAidTM (bloco cilíndrico superior) e areia 200 mesh tratada com SandAidTM reticulada (bloco cilíndrico inferior) empilhados em cima uns dos outros depois de testes MSFR (MSFRT).

[0034] Figura 11A mostra uma fotografia de um núcleo de areia tratado com SandAidTM após testes de recuperação de permeabilidade.

[0035] Figura 11B mostra uma fotografia de um núcleo de areia tratado com SandAidTM reticulado após testes de recuperação da permeabilidade.

DEFINIÇÕES DOS TERMOS USADOS NA INVENÇÃO

[0036] As seguintes definições são apresentadas a fim de auxiliar os especialistas na arte de compreender a descrição detalhada da presente invenção.

[0037] O termo "cerca de" significa que o valor é de cerca de 10% do valor indicado. Em certas modalidades, o valor é de cerca de 5% do valor indicado. Em certas modalidades, o valor é de cerca de 2,5% do valor indicado. Em certas modalidades, o valor é de cerca de 1% do valor indicado. Em certas modalidades, o valor é de cerca de 0,5% do valor indicado.

[0038] O termo "substancialmente" significa que o valor é de cerca de 10% do valor indicado. Em certas modalidades, o valor é de cerca de 5% do valor indicado. Em certas modalidades, o valor é de cerca de 2,5% do valor indicado. Em certas modalidades, o valor é de cerca de 1% do valor indicado. Em certas modalidades, o valor é de cerca de 0,5% do valor indicado.

[0039] O termo “coluna de propante, ilha de propante, conjunto de propante, agregado de propante, ou aglomerado de propante” significa que uma pluralidade de partículas de propante são agregadas, agrupadas, aglomeradas ou de outro modo aderidas em conjunto para formar estruturas discretas.

[0040] O termo "coluna de propante móvel, ilha de propante, aglomerado de propante, agregado de propante, ou aglomerado de propante" significa coluna de propante, ilha de propante, aglomerado de propante, agregado de propante, ou aglomerado de propante que são capazes de reposicionamento durante operações de fraturamento, produção ou injeção.

[0041] O termo "auto-cura da coluna de propante, ilha de propante, aglomerado de propante, agregado de propante, ou aglomerado de propante" significa coluna de propante, ilha de propante, aglomerado de propante, agregado de propante, ou aglomerado de propante que são capazes de serem quebrados e recombinados durante operações de fraturamento, produção ou injeção.

[0042] O termo "anfotérico" refere-se a agentes tensoativos que possuem cargas positivas e negativas. A carga líquida do tensoativo pode ser positiva, negativa ou neutra, dependendo do pH da solução.

[0043] O termo "aniônico" refere-se aos agentes tensoativos viscoelásticos que possuem uma carga global negativa.

[0044] O termo "fraturamento" refere-se ao processo e aos métodos de quebrar uma formação geológica, isto é, a formação de rocha em torno de um furo de poço, por bombeio de fluido a pressões muito elevadas, a fim de aumentar as taxas de produção de um reservatório de hidrocarboneto. Os métodos de fracionamento da presente invenção utilizam técnicas convencionais de outra forma conhecidas na arte.

[0045] O termo "propante" refere-se a uma substância granular suspensa no fluido de fratura durante a operação de fratura, que serve para manter a formação de fechar de volta sobre si mesma uma vez que a pressão é liberada. Propantes contemplados pela presente invenção incluem, mas não estão limitados a, propantes convencionais familiares aos peritos na arte, tais como areia, areia de malha 20-40, areia revestida com resina, bauxita sinterizada, contas de vidro, e materiais semelhantes.

[0046] A abreviação "RPM" refere-se a modificadores de permeabilidade relativa.

[0047] O termo "tensoativo" refere-se a um composto solúvel ou parcialmente solúvel que reduz a tensão superficial dos líquidos, ou reduz a tensão interfacial entre dois líquidos, ou um líquido e um sólido por congregar e orientando-se nestas interfaces.

[0048] O termo "viscoelástico" refere-se aos fluidos viscosos possuindo propriedades elásticas, isto é, o líquido retorna pelo menos parcialmente a sua forma original quando a tensão aplicada é liberada.

[0049] A expressão "agentes tensoativos viscoelásticos" ou "VES" refere-se a essa classe de compostos que podem formar micelas (esferulíticas, anisométricas, lamelares ou de cristal líquido), na presença de contra-íons em soluções aquosas, conferindo assim a viscosidade ao fluido. Micelas anisométricas, em particular, são preferidas, tal como o seu comportamento em solução mais semelhante ao de um polímero.

[0050] A abreviatura "VAS" refere-se a um Tensoativo viscoelástico Aniônico, útil para operações e enchimento de fratura. Tal como aqui discutido, que tem uma natureza aniônica com contra-íons preferidos de potássio, de amônio, de sódio, de cálcio ou de magnésio.

[0051] O termo "formador de espuma" significa uma composição que, quando misturada com um gás forma uma espuma estável.

[0052] O termo "camada de fraturamento" é usado para designar uma camada, ou camadas, de rocha que se destinam a serem fraturadas em um único tratamento de fratura. É importante compreender que uma "camada de fraturamento" pode incluir uma ou mais de uma das camadas de rocha ou estratos como tipicamente definidos por diferenças de permeabilidade, o tipo de rocha, porosidade, granulometria, módulo de Young, o conteúdo de fluido, ou qualquer de muitos outros parâmetros. Isto é, uma "camada de fraturamento" é a camada de rocha ou camadas em contato com todas as perfurações através das quais o fluido é forçado para dentro da rocha em um dado tratamento. O operador pode escolher a fratura, de uma só vez, uma "camada de fratura" que inclui zonas de água e zonas de hidrocarbonetos e/ou de alta permeabilidade e zonas de baixa permeabilidade (ou mesmo zonas impermeáveis, tais como zonas de xisto), etc. Assim, uma “camada de fratura” pode conter várias regiões que são convencionalmente chamadas camadas individuais, estratos, zonas, raias, zonas úteis, etc., e nós usamos esses termos na sua forma convencional para descrever partes de uma camada de fratura. Tipicamente, a camada de fratura contém um reservatório de hidrocarbonetos, mas também podem ser utilizados os métodos de fraturamento de poços de água, poços de armazenamento, poços de injeção, etc. Note-se também que algumas modalidades da invenção são descritas em termos de furos circulares convencionais (por exemplo, tal como criado com cargas moldadas), normalmente com túneis de perfuração. No entanto, a invenção também pode ser praticada com outros tipos de "perfurações", por exemplo, aberturas ou fendas cortadas no tubo por jateamento.

[0053] O termo MSFR significa taxa de produção máxima livre de areia, que é a taxa máxima de produção que pode ser conseguida em um poço sem a co-produção de areia ou de particulados de formação.

[0054] O termo cavitação ou cavitar significa formar cavidades em torno da tubulação de produção, invólucro ou invólucro cimentado, ou seja, para produzir um volume livre da areia em torno do tubo de produção, invólucro ou invólucro cimentado.

[0055] O termo formação de cavitação é uma formação que tem uma cavidade ou cavidades circundantes em torno da tubulação de produção, invólucro ou invólucro cimentado.

[0056] O termo abaixamento de pressão significa uma redução da pressão que é necessária para mover o conteúdo, tal como, mas não limitados a, óleo, gás e/ou água, da formação ou zona dentro do invólucro, um revestimento ou tubulação.

[0057] O termo abaixamento crítico de pressão significa a redução de uma pressão que é necessária para produzir a formação de partículas, tal como, mas não limitado a) sílica, argila, areia, e/ou finos, para dentro do invólucro, ou revestimento ou tubulação.

[0058] O termo formação de agregado, aglomerado ou conglomerado significa que a formação fracamente consolidada, semi-consolidada ou não consolidada tem sido tratado com uma composição de agregação, aglomeração, ou conglomerado de modo que a formação é suficientemente estável para a produção abaixo do seu abaixamento crítico de pressão sem colapso.

[0059] O termo abaixamento de pressão relativo significa reduzir pressão por unidade de área da formação ou zona produzível.

[0060] O termo "gpt" significa galões (1 galão = 3,78 L) por mil galões.

[0061] O termo "ppt" significa libras (1 lb = 0,45 kg) por mil galões.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO

[0062] Os inventores descobriram que uma solução nova e diferente ao controle de areia ou refluxo de propantes não se baseiam em propantes plásticos termocuráveis ou em injeção de resina in situ. A nova abordagem envolve a estabilização de metal de agregação de composições que formam revestimentos parciais ou completos, em superfícies de formação de partículas em formação, propantes, ou suas misturas, para aumentar a sua propensão para a agregação. As composições agregantes incluem 1) produtos de reação de fosfato, 2) um componente de amina e produtos da reação de amina/fosfato, 3) aminas poliméricas; 4) aminas poliméricas e produtos de reação amina/fosfato, 5) aminas poliméricas, um componente de amina, e produtos de reação amina/fosfato, b) componente de amina, ou 7) suas misturas e combinações. Os inventores acreditam que os metais de transição tornam- se complexados na composição de revestimento de metal para formar agregação estabilizada, consolidada, e/ou revestimentos da composição de agregação reforçado. Assim, uma vez que os sais de metal são aplicados ao revestimento da composição de agregação ou propantes revestidos, uma textura e/ou propriedades químicas/físicas e características de propantes tratados mudam. A textura e/ou propriedades químicas/físicas tornam-se consolidados, estabilizados, e/ou reforçados devido à formação de uma estrutura de rede de complexos metálicos nos revestimentos de composição de agregação. Os inventores descobriram que a adição de sais de metal para revestimentos de composição de concentração de melhoram as propriedades e as características dos revestimentos de composição de agregantes utilizados na presente invenção tanto térmicos e/ou mecânicos. Para mais detalhes sobre as composições de agregação utilizadas nesta invenção, o leitor é remetido às Patentes U.S. Nos 7.392.847.; 7.956.017; 8.466.094; e 8.871.694; e Publicação U.S. Nos. 20100212905, 20130075100 e.

[0063] As modalidades da presente invenção refere- se a composições que incluem: (1) composição de agregação ou alteração do potencial zeta capaz de formar revestimentos parciais ou completos deformáveis em superfícies de formação, superfícies de formação de partículas, superfícies sólidas de fluido no fundo do poço, e/ou superfícies de propante, onde o revestimentos aumentam a agregação e/ou propensão de aglomeração das partículas e superfícies para formar partículas aglomeradas ou colunas possuindo revestimentos deformáveis, e (2) agregação de estabilização e/ou composições de reforço capazes de alterar as propriedades dos aglomerados ou colunas revestidas consolidados, estabilizados, e/ou reforçados ou pilares, onde os materiais propantes estabilizados e/ou de reforço podem ser utilizados em aplicações de fratura, aplicações de enchimento de fracionamento, aplicações de água lisas, aplicações de enchimento de areia, aplicação de consolidação da formação para a consolidação de formações não consolidadas ou fracamente consolidadas reforçadas, ou qualquer outra aplicação onde propantes tendo um revestimento alterando o potencial zeta reforçado (parcial ou total) seria o caso, em que a composição de agregação e composição de reticulação de revestimento podem ser adicionadas aos fluidos do tratamento em qualquer momento durante os tratamentos e sozinhas ou em combinação, desde que as composições de reticulação de revestimento sejam utilizadas depois das composições de alteração do potencial zeta, ou após a injeção de propantes tratados com as composições de alteração do potencial zeta.

[0064] Fraturas hidráulicas são formadas por bombeio de um fluido de fratura em um furo de poço, a uma taxa suficiente para aumentar a pressão ao longo do furo de poço da zona alvo para o ponto de causar ou induzir fraturas na zona alvo da formação. Pequenos grãos de propantes de fraturamento, injetados com ou durante o fraturamento, atuam para prender abertas as fraturas da pressão formada, evitando as fraturas de fechar, quando a injeção é interrompida e a pressão hidráulica do fluido é removida. No entanto, propantes consolidados pobres podem ser facilmente produzidos de horas extras reduzindo assim a largura da fratura e assim perdendo a condutividade. A produção de areia ou finos podem levar à erosão de perfurações e também tubulações e bombas que levam a reparos caros. O objetivo desta invenção é o de melhorar a eficácia do controle de areia, consolidando propantes de fraturamento para excluir a possibilidade de refluxo de propante e maximizar a capacidade de fluxo de fratura.

[0065] Esta invenção descreve a realização da fratura de alta condutividade usando química de reticulação para consolidar a estrutura de amina-fosfato agregando revestimento sobre propantes de fraturamento. Tipicamente, fluidos de fraturameno com propantes tratados com composição de agregação de amina-fosfato serão bombeados para dentro de um poço para formar agregações de propante aglomerado durante uma operação de fratura. Através dos pós jato de agregados aglomerados com soluções de sais de metais de transição, a textura dos aglomerados de propante pode ser drasticamente alterada aumentando a sua medida de consolidação de modo a formar aglomerados constituídos por propantes consolidados de metal agregados de propantes revestido com produto de reação de amina-fosfato. Propantes tratados com produtos de reação amina-fosfato são aglomerados suave ao toque, o que significa que os revestimentos são deformáveis, macios ao toque. Após o tratamento com uma solução de sal de metal de transição, os revestimentos são transformados em um aglomerado de propante duro e granulado, que elimina a possibilidade de refluxo de propante, bem como melhora condutividade de fraturamento durante a produção subsequente.

[0066] As declarações nesta seção meramente fornecem informações básicas relacionadas com a presente divulgação e não podem constituir estado da técnica.

[0067] A invenção refere-se à produção de fluidos a partir de formações subterrâneas. Mais particularmente, ela refere-se à estimulação do fluxo através de formações de fratura hidráulica. Mais particularmente, refere-se a métodos de otimização de condutividade de fratura sustentando fraturas em uma camada de formação de modo que o propante é distribuído heterogeneamente na fratura, e em algumas modalidades, a fratura contendo espaços vazios substanciais com pouco ou nenhum propante.

[0068] As modalidades dos métodos da presente invenção proporcionam um passo de colocação de propantes envolvendo injeção de formas primitivas alternadas de fluidos livre de propante e fluidos contendo propante em fraturas da camada de fratura acima da pressão de fraturamento por meio de um número de grupos de perfuração. As formas primitivas de fluidos contendo propante formam colunas de propante, aglomerados ou ilhas nas fraturas durante fraturamento e/ou depois de ter fraturado conforme as fraturas fecham.

[0069] Modalidades dos métodos da presente invenção proporcionam um passo de colocação de propantes envolvendo a injeção alternada de formas primitivas de fluidos livre de propante e fluidos contendo propante nas fraturas da camada de fratura acima da pressão de fraturamento por meio de um número de grupos de perfuração em um poço, e causando as sequências de formas primitivas de líquidos sem propante e fluidos contendo propante injetados através de grupos vizinhos de perfuração para percorrer as fraturas em taxas diferentes. As formas primitivas de fluidos contendo propante novamente formam colunas de propante, aglomerados ou ilhas nas fraturas durante fraturamento e/ou depois de ter fraturado conforme as fraturas fecham.

[0070] As modalidades dos métodos da presente invenção proporcionam um passo de colocação de propantes envolvendo a injeção alternada de formas primitivas de fluidos livres de propante e fluidos contendo propante nas fraturas da camada de fratura acima da pressão de fraturamento por meio de um número de grupos de perfuração em um poço, e causando as sequências de formas primitivas de fluidos livres de propantes e fluidos contendo propantes injetados através de pelo menos um par de grupos de perfuração sendo separado por uma região de fluidos livre de propante injetados. Mais uma vez, as formas primitivas de fluidos contendo propante formam colunas de propante, aglomerados ou ilhas nas fraturas durante fratura e/ou depois de ter fraturado conforme as fraturas fecham.

[0071] Existem muitas variações opcionais destes métodos, incluindo, sem limitação, (i) variação dos fluidos livres de propante em algumas ou todas as formas primitivas de líquido livre em propante, (ii) variação dos fluidos contendo propante em algumas ou todas das formas primitivas de fluidos contendo propante, (iii) variação da composição de propantes em alguns ou todos os fluidos contendo propante, (iv) variação de propriedades da forma primitiva de algumas ou de todas as formas primitivas, (v), variação da sequência de formas primitivas, (vi) variação do número de grupos de perfuração, (vii) variação das separações do grupo perfuração, (VIII) variação de um comprimento de alguns ou de todos os comprimentos de grupo, (ix) variação de um certo número de perfuração em alguns ou todos os grupos, ou (xii) variação de outras propriedades dos fluidos, outras propriedades da forma primitiva, outras propriedades de fraturamento, etc.

[0072] Em outras variações, os métodos podem ter um passo na sequência da etapa de colocação de propantes que envolva a introdução contínua de um fluido contendo propantes para o fluido de fratura, em que o propante tem um tamanho de partícula praticamente uniforme. Esta etapa seguinte pode incluir um material de reforço, um material de transporte de propante, outros materiais, ou suas misturas. Os fluidos podem ser viscosificados com um polímero ou com um tensoativo viscoelástico. O número de orifícios em cada grupo de perfuração pode ser igual ou diferentes. O diâmetro dos orifícios em todos os grupos pode ser igual ou diferente. Os comprimentos dos grupos de perfuração e os vãos que separam os grupos podem ser iguais ou diferentes. Pelo menos dois grupos de perfuração diferentes formando métodos podem ser usados. Alguns dos grupos podem ser produzidos usando uma técnica de perfuração em subequilíbrio ou uma técnica de perfuração desequilibrada. As orientações das perfurações em todos os grupos em relação ao plano de fratura preferencial podem ser as mesmas ou diferentes.

[0073] Em outra variante, os pares de grupos que produzem pulsos de forma primitiva na formação podem ser separados por um grupo de perfuração tendo a perfurações suficientemente pequenas que as pontes de propante e fluido livre de propante entram através da mesma formação. Geralmente, um número de perfuração em cada grupo é entre 2 e 300; em certas modalidades, o número pode estar compreendido entre 2 e 100. De um modo geral, o comprimento do grupo de perfuração entre grupos adjacentes está entre 0,15 m e 3,0 m; em certas modalidades o comprimento grupo é de 0,30 m e 30 m. Geralmente, a densidade de perfuração de tiro é de 1 a 30 disparos por 0,3. Geralmente, as formas primitivas contendo propante tem um volume entre 80 litros e 16.000 litros.

[0074] Em certas modalidades, a sequência de injeção de fluido é determinada a partir de um modelo matemático; e/ou a sequência de injeção de fluido inclui uma correção para a dispersão de forma primitiva; e/ou o padrão de perfurações é determinado a partir de um modelo matemático.

[0075] Em outras modalidades, pelo menos um dos parâmetros, incluindo volume da forma primitiva, composição da forma primitiva, composição de propante, tamanho de propante, concentração de propante, o número de orifícios por grupo de perfuração, comprimento do grupo de perfuração, separação do grupo de perfuração, orientação do grupo de perfuração, densidade de tiro do grupo de perfuração, comprimentos de grupos de perfuração, os métodos de perfuração, é constante ao longo do furo de poço na camada de fratura, ou aumenta ou diminui ao longo do furo de poço na camada de fratura ou suplentes ao longo do furo de poço na camada de fratura.

[0076] Os métodos da presente invenção são concebidos para permitir que colunas de propante, aglomerados, ou ilhas formem nas fraturas de tal modo que os colunas de propante não se estendem através de toda uma dimensão das fraturas paralelas ao furo de poço incluindo regiões de colunas de propante, aglomerados , ou ilhas interrompidas por canais de fluxo ou vias entre as colunas formam caminhos que levam ao furo de poço, ou seja, as colunas de propante, aglomerados, ou ilhas são separados em uma distribuição nas fraturas, para formar os canais de escoamento ou vias. Em certas modalidades, as composições de propante e o passo de colocação de propante são concebidos para diminuir uma quantidade de propantes necessária para alcançar um nível desejado de condutividade da fratura superior a uma condutividade da fratura na ausência das colunas de propante, aglomerados, ou ilhas formadas nas fraturas.

[0077] Algumas modalidades ilustrativas da presente invenção serão descritas em termos de fraturas verticais em poços verticais, mas são igualmente aplicáveis a fraturas e cavidades de qualquer orientação, como exemplos fratura horizontal na vertical ou poços desviados, ou fraturas verticais na horizontal ou poços desviados. As modalidades serão descritas para uma fratura, mas é para ser entendido que mais do que uma fratura pode ser formada de uma só vez. As modalidades serão descritas para poços de produção de hidrocarbonetos, mas é para ser entendido que a invenção pode ser utilizada para poços para a produção de outros fluidos, tais como água ou dióxido de carbono, ou, por exemplo, para poços de injeção ou armazenamento. As modalidades serão descritas para a fratura hidráulica convencional, mas é para ser entendido que modalidades da invenção também podem incluir água de fraturamento e de enchimento de fraturamento. Deve também ser entendido que ao longo desta especificação, quando um intervalo de concentração ou quantidade é descrito como sendo útil, ou adequado, ou semelhante, pretende-se que toda e qualquer concentração ou quantidade dentro da faixa, incluindo os pontos finais, para ser considerado como tendo sido declarado. Além disso, cada valor numérico deve ser lido uma vez como modificado pelo termo "cerca" (a menos que já expressamente modificado) e depois ler novamente a não ser tão modificado salvo indicação em contrário no contexto. Por exemplo, "uma faixa de 1 a 10" deve ser lido como indicativo de cada número possível ao longo do contínuo entre cerca de 1 e cerca de 10. Em outras palavras, quando uma certa amplitude é expressa, mesmo se apenas alguns pontos de dados específicos são explicitamente identificados ou referidos dentro da faixa, ou até mesmo quando não há pontos de dados referidos dentro do intervalo, é para ser entendido que os inventores conhecem e percebem que quaisquer e todos os pontos de dados dentro do intervalo são para serem considerados como tendo sido especificados, e que os inventores têm posse de toda a faixa e de todos os pontos dentro da faixa.

[0078] Em certas modalidades, a colocação de propante na fratura das camadas fratura é projeto de fraturamento, onde o projeto de fraturamento incluindo padrão de perfuração, sequência de fluidos, composições fluidas, etc. cria uma colocação superior de colunas de propante, aglomerados ou ilhas dentro das fraturas a aumentar, otimizar ou maximizar uma quantidade de (vazio) espaço aberto ou fluxo de caminhos nas fraturas. Este, por sua vez, assegura condutividade hidráulica aumentada, otimizada, ou maximizada das fraturas e produção melhorada de hidrocarbonetos a partir de uma camada de reservatório. A criação e colocação de (a) colunas de propante, aglomerados, ou ilhas, (b) as regiões de colunas de propante, aglomerados, ou ilhas, (c) as vias de escoamento ou canais, ou (d) regiões de vias de fluxo ou canais nas fraturas tem as vantagens da produção de (a) fraturas maiores (e/ou superior) com a mesma massa de propante, e (b) fratura mais limpa mais eficaz de fluídos de fraturamento das fraturas devido a um maior volume da fratura sendo via do fluxo.

[0079] As modalidades serão descritas para a fratura hidráulica convencional, mas é para ser entendido que modalidades da invenção também podem incluir água de fratura e de enchimento de fracionamento. Deve também ser entendido que ao longo desta especificação, quando um intervalo de concentração ou quantidade é descrito como sendo útil, ou adequado, ou semelhante, pretende-se que toda e qualquer concentração ou quantidade dentro da faixa, incluindo os pontos finais, é para ser considerada como tendo sido declarada. Além disso, cada valor numérico deve ser lido uma vez como modificado pelo termo "cerca" (a menos que já expressamente modificado) e depois ler novamente a não ser tão modificado salvo indicação em contrário no contexto. Por exemplo, "uma faixa de 1 a 10" deve ser lido como indicativo de cada número possível ao longo do contínuo entre cerca de 1 e cerca de 10. Em outras palavras, quando uma certa amplitude é expressa, mesmo se apenas alguns pontos de dados específicos são explicitamente identificados ou referidos dentro da faixa, ou até mesmo quando não há pontos de dados que são referidos dentro do intervalo, é para ser entendido que os inventores conhecem e percebem que quaisquer e todos os pontos de dados dentro do intervalo são para ser considerados como tendo sido especificado, e que os inventores têm posse de toda a faixa e de todos os pontos dentro da faixa.

[0080] O desenho da perfuração é particularmente eficaz quando usado em combinação com forma primitiva de misturas de propante concebida para minimizar dispersão durante o seu transporte através da fratura hidráulica, o que pode ser conseguido através da utilização das composições propantes, as composições agregantes, e/ou o composições de revestimento de reticulação da presente invenção.

[0081] Geralmente, a operação de fratura inclui um primeiro estágio, incluindo a injeção de um fluido de amortecimento para a formação (fluido viscosificado normalmente livre de propante), que inicia a formação de fratura e promove a propagação de fratura. Uma segunda fase da operação de fratura geralmente inclui um número de subetapas. Durante cada sub-etapa, uma forma primitiva de fluido contendo propante tem uma dada (projetada ou calculada) composição de propante e concentração é bombeada (chamado de uma forma primitiva de sub-etapa) para a formação seguida por uma sub-etapa de intervalo de fluido livre de propante. Os volumes de ambas as formas primitivas de fluidos contendo propante e formas primitivas de fluido livre de propante afetam significativamente a condutividade hidráulica das fraturas devido à formação e colocação de pilares de propante, aglomerados ou ilhas nas fraturas. A sequência de formas primitivas líquidas livres de propante e contendo propante pode ser repetida o número necessário de vezes para conseguir uma distribuição desejada da coluna e/ou colocação nas fraturas. A duração de cada sub-etapa, a composição de propante, a concentração de propante, e a natureza do fluido em cada espaçador pode variar ou optimizada para aumentar, otimizar ou maximizar coluna de propantes, aglomerado, ou a colocação de ilha, resultando em condutividade de fratura aumentada, melhorada, otimizada ou maximizada.

[0082] No final do tratamento, de uma estrutura de propante heterogênea pode ser formada nas fraturas. Depois do fechamento da fratura, colunas de propante apertam e formam formações de propante estáveis (colunas) entre as paredes de fratura e previne a fratura de fechamento completo.

[0083] Nos métodos de fratura hidráulica desta invenção para fraturar uma formação subterrânea, a sequência de fratura inclui geralmente uma primeira etapa ou "fase de amortecimento", que envolve a injeção de um fluido de fratura em um furo de sondagem, a uma taxa suficientemente elevada para que ele crie fraturas hidráulicas na formação. A fase de amortecimento é bombeada de modo a que as fraturas serão de dimensões suficientes para acomodar a forma primitiva subsequente, incluindo fluidos contendo propante. O volume e a viscosidade da pressão podem ser concebidos por aqueles experientes na arte do projeto de ruptura (por exemplo, ver "Reservatório Estimulação" 3a Ed. M. J. Economides, K. G. Nolte, Editores, John Wiley and Sons, Nova Iorque, 2000).

[0084] Fluidos de fraturamento à base de água são comuns, com polímeros naturais ou sintéticos solúveis em água adicionados para aumentar a viscosidade do fluido e são usados em toda a fase de amortecimento e fases subsequentes apoiadas. Estes polímeros incluem, mas não estão limitados a gomas guar: (polissacarídeos de elevado peso molecular compostos por manose e açúcares galactose) ou derivados de guar, como guar de hidroxipropila, guar carboximetila, e guar carboximetilhidroxipropila. Agentes de reticulação com base em complexos de boro, titânio, zircônio ou alumínio são tipicamente utilizados para aumentar o peso molecular efetivo do polímero, tornando-o mais adequado para ser utilizado em poços de alta temperatura.

[0085] A segunda fase ou "fase propante" de uma operação de fratura envolve a introdução de um fluido de fratura de um propante sob a forma de partículas sólidas ou grânulos de modo a formar uma suspensão ou pasta fluida. A fase suportada pode ser dividida em uma sequência de formas primitivas de diferentes fluidos de fraturamento, incluindo fluidos não viscosificados livres de propante, fluidos viscosificados livre de propante, fluidos contendo propante não viscosificados ou fluidos contendo propante viscosificados. A sequência pode incluir duas ou mais subetapas repetidas periodicamente, incluindo "sub-etapas de veículo" que envolvem a injeção de fluidos de fraturamento livre de propante, e "sub-etapas de propante" que envolvem a injeção de fluidos de fraturamento contendo propante. Como resultado da forma primária periódica (mas não contínua) de lama contendo materiais que sustentam granulares, o propante não enche completamente a fratura. Em vez disso, os propantes formam aglomerados, postes, colunas, ou ilhas com canais ou vias de fluxo entre os mesmos através do qual formação ou injeção de fluidos podem passar. Os volumes de sub-etapas de propante e sub-etapas de veículos como bombeado podem ser diferentes. Isto é, o volume das sub-etapas de suporte pode ser maior ou menor do que o volume das sub-etapas de propante. Além disso, os volumes das sub-etapas podem mudar ao longo do tempo. Por exemplo, uma sub-etapa de propante bombeada no início do tratamento pode ser de um volume menor do que uma sub-etapa de propante bombeado por último no tratamento. O volume relativo das sub-etapas é selecionado com base em quanto da área de superfície de fratura deve ser suportado pelo propante aglomerado, em pilar, colunas, ou ilhas, e quanto da área de fratura é para ser canais abertos através dos quais a formação de fluidos é livre para fluir.

[0086] Em certas modalidades, a composição de propante nas formas primitivas pode incluir materiais de reforço e/ou de consolidação para aumentar a resistência dos aglomerados de propante, pilares, colunas ou ilhas formadas e para evitar o seu colapso durante o fechamento da fratura. Tipicamente, o material de reforço é adicionado a algumas das sub-etapas de propante. Além disso, as concentrações de ambos propantes e os materiais de reforço podem variar de forma contínua, periódica, ou de forma intermitente ao longo da fase de propante. Como exemplos, a concentração de material e/ou propante de reforço pode ser diferente em duas sub-etapas subsequentes de propante. Também pode ser adequado ou prático em algumas aplicações do método introduzir o material de reforço de uma forma contínua durante toda a fase de propante, tanto durante o transporte e sub-etapas de propante. Em outras palavras, a introdução do material de reforço pode não ser limitada apenas à sub- etapa de propante. Em certas modalidades, a concentração do material de reforço não varia durante toda a fase de propante; monotonicamente aumenta durante a fase de propante; ou monotonamente diminui durante a fase de propante.

[0087] Propante curável, ou parcialmente curável, revestido a resina pode ser usado como material de reforço e a consolidação de modo a formar aglomerados de propante. A seleção de propantes revestidos com resina apropriados para uma temperatura estática de furo de fundo particular (BHST) e por um fluido de fratura em particular são bem conhecidos dos trabalhadores experientes. Além disso, as fibras orgânicas e/ou inorgânicas podem ser usadas para reforçar o aglomerado de propantes. Estes materiais podem ser utilizados em combinação com propantes revestidos com resina ou separadamente. Estas fibras podem ser modificadas para ter um revestimento adesivo por si só, ou um revestimento de adesivo revestido por uma camada de substância não-adesiva dissolúvel no fluido de fratura à medida que passa através da fratura. As fibras feitas de material adesivo podem ser usadas como material de reforço, revestida por uma substância adesiva que não se dissolve no fluido de fratura à medida que passa através da fratura a temperaturas subterrâneas. Partículas metálicas são outra preferência por material de reforço e podem ser produzidas usando o alumínio, aço contendo aditivos especiais que reduzem a corrosão, e outros metais e ligas. As partículas metálicas podem ser moldadas para se assemelhar a uma esfera e medir 0,1-4 mm. Em certas modalidades, as fibras, tais como partículas metálicas utilizadas são de uma forma alongada com uma razão de aspecto (comprimento para largura ou diâmetro) maior do que 5:1, por exemplo, um comprimento maior do que 2 mm e um diâmetro de 10 a 200 microns. Além disso, as placas de substâncias orgânicas ou inorgânicas, cerâmicas, metais ou ligas à base de metal podem ser usadas como material de reforço. Estas placas podem ser de disco ou em forma de retângulo e com um comprimento e largura de tal modo que para todos os materiais a relação entre quaisquer duas das três dimensões é maior do que 5 para 1.

[0088] Escolha de propante e fluido são também fatores ajustáveis nos métodos da presente invenção. A composição propante e composições fluidas são escolhidas a aumentar, otimizar, ou maximizar a força dos aglomerados de propante, pilares, colunas e ilhas dentro das fraturas após o fechamento da fratura. Um aglomerado de propante deve manter uma espessura residual razoável no estresse de fechamento da fratura completa. Isso garante um aumento no fluxo de fluido através de canais abertos formados entre os aglomerados de propante. Nesta situação, a permeabilidade de enchimento de propante, como tal, não é decisiva para o aumento da produtividade do poço. Assim, um aglomerado de propantes pode ser criado com êxito usando areia cujas partículas são demasiadamente fracas para uso no fraturamento hidráulico padrão na formação de interesse. Um conjunto de propantes também pode ser feito a partir de areia que tem uma ampla distribuição de tamanho de partícula que não seria adequada para a fratura convencional. Esta é uma vantagem importante, porque a areia custa substancialmente menos do que propantes de cerâmica. Além disso, a destruição de partículas de areia durante a aplicação da carga de fechamento da fratura pode melhorar a resistência dos aglomerados constituídos por grânulos de areia. Isso pode ocorrer por causa da fissuração/destruição das partículas de propante de areia diminuindo a porosidade do aglomerado e aumentando a compacidade de propantes. Areia bombeada para a fratura para criar aglomerados de propante não precisa de boas propriedades granulométricas, isto é, a distribuição de diâmetros estreita geralmente desejável de partículas. Por exemplo, para implementar o método, que pode ser adequado para utilizar 50.000 kg de areia, das quais 10.000 a 15.000 kg têm um diâmetro de partículas 0,002-0,1 mm, de 15.000 a 30.000 kg têm um diâmetro de partículas de 0,2 a 0,6 mm , e 10,000 a 15,000 kg apresentam um diâmetro de partículas de 0,005-0,05 mm. Deve notar-se que cerca de 100.000 kg de um propante mais caro do que a areia seria necessário para se obter um valor semelhante de condutividade hidráulica na fratura criada usando os métodos anteriores (convencionais) de fratura hidráulica.

[0089] Em certas modalidades, algumas ou todas as sub-etapas de propantes incluem formas primitivas tendo composições propantes incluindo propantes tratados e algumas ou todas sub-etapas do veículo tendo composições de agregação e/ou e composições de reticulação de revestimento da presente invenção desta invenção que causam partículas de propante a conglutinar, agregar, ou aglomerar e/ou estabilizar ou reticular os revestimentos de propante.

[0090] Em certas modalidades, os métodos da operação de fratura podem incluir uma terceira fase ou "estágio de compressão" a seguir ao segundo estado que envolva a introdução contínua de uma quantidade de propantes. Se empregue, a fase de compressão da operação de fraturamento se assemelha a um tratamento de fratura convencional, no qual um leito contínuo de propante convencional bem classificado é colocado na fratura relativamente perto do furo de poço. Em certas modalidades, a fase de compressão distingue-se da segunda etapa por meio da colocação contínua de propante bem classificado, isto é, um propante com um tamanho essencialmente uniforme de partículas. A força de propante na fase de compressão é suficiente para evitar esmagamento de propante (desintegração), quando é submetido às tensões que ocorrem após o fechamento da fratura. O papel do propante, nesta fase, é para prevenir o fechamento da fratura e, consequentemente, para proporcionar uma boa condutividade da fratura na proximidade do furo de poço. Os propantes utilizados nesta terceira fase devem ter propriedades semelhantes a propantes convencionais.

[0091] Em certas modalidades, um projeto de operação de fraturamento (o número, tamanho e orientação das perfurações e a distribuição de perfuração através da zona útil) inclui um padrão de perfuração que funciona como um "divisor de forma primitiva" para uma dada forma primitiva de propante, mesmo quando a injeção é a formação de uma camada única, homogênea (isto é, mesmo quando a camada de fratura é, uma única camada de formação homogênea). O padrão de perfuração resultado na separação das formas primitivas de propante bombeados para baixo do poço para um predeterminado número de formas primitivas menores separadas dentro das fraturas de uma zona em particular. O número de formas primitivas de propante e o desenho de conclusão correspondente podem ser otimizados para alcançar um desempenho superior da fratura hidráulica criada.

[0092] Em certas modalidades, os métodos bombeio de formas primitivas de propante, a fim de criar uma fratura hidráulica incluindo uma rede de aglomerados de propante, pilares, colunas ou ilhas e trajetos do fluxo, ou uma rede de regiões ricas em propante incluindo os agregados, pilares, colunas ou ilhas e regiões pobres em propantes ricos, onde as vias de fluxo separam os grupos propante, pilares, colunas ou ilhas e as regiões pobres em propante separam as regiões ricas em propante. Vias interligadas ou regiões pobres em propante dentro do enchimento de propante formam uma rede de canais ao longo das fraturas de sua ponta para o poço. A rede de canais resulta em um aumento significativo da condutividade hidráulica efetiva das fraturas hidráulicas criadas. Composição do fluido portador, composição do fluido propante, sequência de formas primitivas, propriedades da forma primitiva, padrão de perfuração, e/ou outros parâmetros de operação de fraturamento podem ser variadas para aumentar, otimizar, ou maximizar a condutividade de fratura hidráulica, onde o padrão de perfuração atua como um "divisor de forma primitiva" como descrito acima.

[0093] Deve notar-se que, embora algumas modalidades são descritas para o caso em que a camada de fratura é uma camada de rocha única, não está limitada à utilização em camadas individuais. A camada de fratura pode ser uma zona útil composta de várias camadas permeáveis. A camada de fratura também pode ser constituída por mais do que uma zona útil separada por uma ou mais camadas de rocha impermeáveis ou quase impermeáveis tais como camadas de xisto, e cada zona útil e cada camada de xisto podem por sua vez ser feitas de várias camadas de rocha. Em uma modalidade, cada zona útil contém vários conjuntos de perfuração e os processos da presente invenção ocorrem em mais do que uma zona útil em um tratamento único. Em outras modalidades, pelo menos uma das zonas úteis é tratada pelo método e pelo menos uma das zonas úteis é tratada convencionalmente, em um único tratamento de fraturamento. O resultado é mais do que uma fratura, pelo menos um dos quais contém propantes heterogêneos colocados de acordo com o método da invenção. Em uma outra modalidade, a camada de fratura é constituída por mais do que uma zona útil separada por uma camada de rocha ou mais impermeáveis ou quase impermeáveis, tais como camadas de xisto, e cada zona útil e cada camada de xisto por sua vez pode ser feita de várias camadas de rocha, e, pelo menos, uma zona útil contém vários conjuntos de perfuração e os processos da presente invenção ocorrem em pelo menos uma zona útil em um único tratamento, mas o trabalho foi concebido de modo a que uma única fratura é formada em todas as zonas úteis e em qualquer intervenção de zona impermeável. É claro que qualquer modalidade pode ser implementada mais do que uma vez em um poço.

[0094] As simulações realizadas mostraram que o número de grupos de perfuração necessário para uma determinada formação tipicamente pode variar de 1 a 100, mas pode ser tão alto como 300 para algumas das formações. Tamanhos adequados das colunas depende de um número de fatores, tais como o "volume de superfície da forma primitiva" (o produto da taxa de fluxo de pasta fluida e a duração da forma primitiva), o número de aglomerados, a taxa de fugas para a formação, etc. Cálculos revelaram a importância da duração da forma primitiva na produtividade global da fratura heterogênea produzida. Muitos reservatórios podem exigir a duração da forma primitiva para abranger uma faixa de, por exemplo, 2 a 60 segundos (o que corresponde a um volume de superfície da forma primitiva de cerca de 80 a 16.000 litros (0,5 a 100 barris (bbl)) dada uma faixa de taxas de fluxo para um trabalho de fratura normalmente na ordem de 3.200 a 16.000 litros/minuto (20 a 100 barris por minuto (bpm)). Outros reservatórios exigirão durações da forma primitiva de propante (como medido no equipamento de superfície), a ser de até, por exemplo, 5 min (16.000 a 79.500 litros (100 a 500 bbl) de fluido de fracionamento dada uma taxa de fluxo de 3.200 a 16.000 litros/minuto (bpm 20-100)). E, finalmente, para os tratamentos em que a parte de fratura deve ser coberta com propantes homogeneamente, formas primitivas podem durar durante 10-20 minutos e mais longas. Além disso, a duração da forma primitiva também pode variar durante o tratamento, a fim de variar pegadas de coluna características dentro de uma única fratura hidráulica. Faixas típicas de duração forma primitiva serão as mesmas que apenas detalhado acima. Para exemplo, um cronograma de bombeamento pode começar com um mínimo de longas formas primitivas e terminar de bombeamento com 5 seg de formas primitivas de propante longas com 5 segundos de intervalos sem propante entre elas.

Controle de Refluxo de Propante e Consolidação

[0095] Durante aplicação de fraturamento, areia e propante são bombeados na fratura para mantê-la aberto. Os propantes se não consolidados podem fluir de volta com o fluido ou gás produzido que pode levar a perda de condutividade do enchimento de propantes. Além disso, o propante produzido pode corroer a tubulação de produção, equipamentos no fundo do poço e superfície que pode levar a reparos caros e tempo de inatividade. Uma modalidade desta invenção é para bombear material/química de alteração de zeta da presente invenção (por exemplo, SandAidTM, componente de amina, polivinilpiridina, etc.) durante a operação de faturamento para evitar o refluxo de propantes. Os materiais de alteração de zeta revestem a areia ou propante e espalham uniformemente e aglomeram o propante. A força de aglomeração do material depende de muitas condições tais como a temperatura, mineralogia de propante, composições de água, os íons de sais, as taxas de abaixamento etc. Alguns destes podem afetar adversamente a força de aglomeração e nesses casos ainda podemos ver refluxo de propante. Para aumentar ainda mais a força de aglomeração de material de alteração de zeta e consolidar o enchimento de propantes, um agente de reticulação ou a combinação de agentes de reticulação são adicionados para estabilizar, reforçar e/ou consolidar os revestimentos e propantes agregados, onde os agentes de reticulação incluem agentes de reticulação inorgânicos, agentes de reticulação orgânicos, ou suas misturas e combinações. Os agentes de reticulação são projetados para formar qualquer ligação química iônica, ligações covalentes, outras interações de ligação (ligação de hidrogênio, forças de atração eletrostática, etc.), ou suas misturas e combinações à força as partículas consolidadas no enchimento de propante, enchimento de fracionamento, areia não consolidada, ilhas, aglomerados e/ou colunas. O reforço do enchimento de propante, enchimento de fracionamento, areia não consolidada, ilhas, aglomerados e/ou colunas irá reduzir produção de areia, finos, e/ou propante, e devido a uma maior consolidação do enchimento de propante reforçado, enchimento de fracionamento, areia não consolidada, ilhas, aglomerados, e/ou colunas, eles vão apoiar uma taxa de rebaixamento superior e possíveis pressões de furo de fundo (BHP). O enchimento de propante reticulado, enchimento de fracionamento, areia não consolidada, ilhas, aglomerados e/ou colunas permitem altas temperaturas de operação e reduz a taxa de dissolução de material de alteração de zeta em fluidos de produção. A taxa de redução da dissolução reduz refluxo propante por mais um período de tempo em comparação com o enchimento de propante não reticulado, enchimento de fracionamento, areia não consolidada, ilhas, aglomerados e/ou colunas. O enchimento de propante reticulado, enchimento de fracionamento, areia não consolidada, ilhas, aglomerados e/ou colunas também têm vantagem adicional, pois aumentam um limite de temperatura de utilização dos materiais de alteração de zeta desta invenção a temperaturas de cerca de 400 °F (204,4 °C). Alguns dos novos materiais baseados em composições de agregação de polivinilpiridina já têm uma melhor estabilidade ao calor na aglomeração do que composições de agregação do produto de reação de amina- fosfato, tais como SandAidTM.

[0096] As modalidades desta invenção dizem respeito a métodos para o controle de refluxo de propantes e consolidação incluindo o tratamento de uma formação, a formação fracamente consolidada, ou uma formação não consolidada com uma quantidade eficaz da composição de agregação ou de alteração do potencial zeta da presente invenção e uma reticulação de revestimento quantidade eficaz de um agente de reticulação de revestimento, em que a quantidade eficaz da agregação é suficiente para formar revestimentos parciais ou completos sobre superfícies de formações, superfícies de formação de finos, propantes, ou outros materiais sólidos na formação, em que o revestimento muda a propensão de agregação do superfícies e quantidade eficaz do revestimento de reticulação é suficiente para estabilizar ou reforçar o revestimento através da formação de um revestimento reticulado. Modalidades da invenção também se relacionam a superfícies com um revestimento de composição de agregação reticulado.

Controle de Areia e Finos e Consolidação

[0097] A produção de areia e finos durante a produção de petróleo e gás de um poço é um grande problema a nível mundial. A produção de areia e finos leva a limpeza e tratamento do poço para manter a produção frequente. Também a produção de finos e de areia pode corroer as bombas tubulares de produção, de fundo de poço e de superfície e equipamentos que podem conduzir a reparos caros e tempo de inatividade. A segunda modalidade desta presente invenção é para tratar a formação com zeta com material/química de alteração zeta da presente invenção (por exemplo, produto de reação de amina-fosfato, polivinilpiridina, polienaminas, etc.) para reduzir ou evitar a produção de areia e finos. Os materiais de alteração zeta revestem finos, areia e/ou propantes e espalham uniformemente sobre as superfícies que alteram as propriedades de aglomeração de finos, areia e/ou propante. A agregação reduz ou impede a migração de finos, bem como produção de areia, eliminando ou reduzindo a limpeza ou retrabalho do poço frequente. A força de aglomeração do material de alteração de zeta depende de muitas condições tais como a temperatura, mineralogia de propante, composições de água, os íons de sais, as taxas de abaixamento etc. Algumas delas podem afetar adversamente a força de aglomeração e, nesses casos, areia e/ou finos de produção pode ocorrer. Para aumentar ainda mais a força de aglomeração de material de alteração de zeta e consolidar areia ou formação, agentes de reticulação orgânicos, agentes de reticulação inorgânicos, ou suas misturas e combinações são adicionados ao revestimento para aumentar a resistência, a dureza, a estabilidade e a consolidação. A melhoria da resistência, dureza, estabilidade e consolidação reduz ou impede a areia e finos de produção e permite taxas de rebaixamento mais elevados. A reticulação também faz o material trabalhar a temperaturas mais elevadas e reduz a taxa de dissolução do material nos fluidos de produção. A taxa de dissolução reduzida reduz ou impede a produção de areia e finos por um longo período de tempo. O método pode ser usado em buraco aberto e cavidades, envoltos e poços perfurados, telas, forros fendidos, telas expansíveis, enchimento de cascalho de furo envolto, enchimento de cascalho de furo aberto, enchimentos de água de alta taxa e tela de ponta, fraturando a fratura.

[0098] As modalidades desta invenção dizem respeito a métodos para controle de areia e finos e consolidação incluindo o tratamento de uma formação, a formação fracamente consolidada, ou uma formação não consolidada com uma quantidade eficaz da composição de agregação ou de alteração do potencial zeta desta invenção e uma quantidade eficaz de revestimento de reticulação de um agente de reticulação de revestimento, em que a quantidade eficaz da agregação é suficiente para formar revestimentos parciais ou completos sobre superfícies de formações, superfícies de finos de formação, areia ou outros materiais sólidos na formação, em que o revestimento muda a propensão de agregação das superfícies e quantidade eficaz de reticulação de revestimento é suficiente para estabilizar ou reforçar o revestimento formando um revestimento reticulado. Modalidades da invenção também se relacionam a superfícies tendo uma composição de agregação de reticulação revestida no mesmo.

Tratamento através das telas

[0099] Em outras modalidades, as composições de alteração de zeta da presente invenção podem ser utilizadas com as telas de areia para melhorar o controle da areia e finos, reduzindo a migração de areia e finos para os fluidos que produzem. Geralmente telas de areia são empregadas para controlar co-produção de areia e finos, mas de sobretempo as telas tornam-se ligadas com finos que migram a partir da formação para a tubulação de produção. Uma vez conectadas, as telas são geralmente tratadas com ácido ou solventes para limpá-los, onde os tratamentos podem ser frequentes. Se após a instalação da tela, a formação é tratada com composições de alteração de zeta da presente invenção, em seguida, as telas terão um controle melhorado de areia e finos reduzindo ou prevenindo a migração de finos e as telas durarão mais tempo sem a necessidade de operações de limpeza fora. Também a área próxima ao poço pode ser consolidada com as composições de alteração de zeta reticuladas da presente invenção para reduzir ou evitar a produção de areia.

[0100] As modalidades desta invenção dizem respeito a métodos para o tratamento através de telas, incluindo o tratamento de uma formação, a formação fracamente consolidada, ou uma formação não consolidada através da tela de produção, com uma quantidade eficaz da agregação de uma composição de agregação ou de alteração do potencial zeta desta invenção e uma quantidade eficaz de um revestimento de reticulação de um agente de reticulação de revestimento, em que a quantidade eficaz da agregação é suficiente para formar revestimentos parciais ou completos sobre superfícies de formações, superfícies de finos de formação, areia de propantes, ou outros materiais sólidos na formação, em que o revestimento muda a propensão de agregação das superfícies e a quantidade eficaz de revestimento de reticulação é suficiente para estabilizar ou reforçar o revestimento através da formação de um revestimento reticulado. Modalidades da invenção também dizem respeito a superfícies com um revestimento de composição de agregação reticulada.

Propante revestido

[0101] Durante fraturamento, podem ser utilizados propantes revestidos de resina para: a) reduzir diagênese de propante e prevenir a formação de precipitado nos poros que obstrui os poros de permeabilidade de formação inferior, permitindo a condutividade a declinar mais lentamente em comparação com propante não revestido, b) reduzir propante esmagando sob pressão de formação e geração de finos, por exemplo, propante revestido com resina mantendo finos no enchimento e reduzindo ou evitando migração de finos através do enchimento de propante e comprometendo a condutividade, c) agregar ou fundir o propante revestido sob pressão e calor reduzindo ou prevenindo o refluxo de propante durante produção, e/ou d) reduzir a interação de propante com outros aditivos de fluidos. No entanto, propantes revestidos com resina são geralmente produzidos apenas em instalações da fábrica ou de fabricação a um custo considerável. Modalidades desta invenção dizem respeito a métodos para a geração de propantes revestidos com resina utilizando composições de alteração de zeta ao propante revestido parcialmente ou completamente e reticulação de composições à força, reforçando e/ou estabilizando os propantes revestidos e/ou agregados da propantes revestidos. O propantes revestidos da presente invenção podem ser produzidos em instalações de produção, no local, e/ou ao longo do furo.

Processos de Fabricação de Propante Revestidos

[0102] As modalidades desta invenção dizem respeito a métodos para a fabricação de propantes revestidos, incluindo o passo de fazer contactar um propante e uma composição de alteração zeta deste invento, com agitação ou mistura. A agitação ou mistura pode ser conseguida em tanque agitado, tanques de mistura com escavadoras, tanques de rolamento, ou outros reatores de mistura em uma unidade de fabricação. O contato continua durante um tempo suficiente para a composição de alteração de zeta parcialmente ou completamente revestir o propante. As composições de alteração de zeta são líquidas e quando em contato com a areia ou propante com ou sem um auxiliar de mistura, vai formar uma película fina parcial ou total sobre a superfície dos propantes. Em outras modalidades, a composição de alteração de zeta é deixada cair sobre os propantes para revestir eles. O revestimento é suficientemente macio e permite que o leito seja misturado e agitado. Para fazer o revestimento duro, uma composição de reticulação incluindo agentes de reticulação orgânicos, agentes de reticulação inorgânicos, ou suas misturas e combinações podem ser de bombeados ou injetados como uma solução aquosa de sal de metal nos propantes revestidos com agitação. O material pode então ser lavado com água para se obter propantes revestidos rígidos, que podem então ser bombeados ao longo do furo durante fraturamento, enchimento de fracionamento, ou operações de enchimento de cascalho.

[0103] Em outras modalidades, propantes revestidos podem também ser preparados por inclusão de agentes de reticulação orgânicos em material de alteração de zeta antes do revestimento dos propantes. Após o revestimento, o material é submetido a calor para reforçar o revestimento sobre os propantes.

[0104] Em outras modalidades, propante macio revestido pode também ser adicionado a uma fratura, enchimento de fracionamento, ou fluido de enchimento de cascalho, e, em seguida, uma composição de reticulação incluindo agentes orgânicos de reticulação, agentes de reticulação inorgânicos, ou suas misturas e combinações são adicionados ao fluido para reticular o propante revestido macio como o produto de fluido de fundo de poço para formar propantes reforçados ao longo do furo revestido a uma velocidade controlada conforme o propante é forçado para fraturas criadas na formação durante fraturamento.

[0105] Em outras modalidades, o propante pode ser produzido por adição de uma composição de alteração de zeta ao fluido incluindo propante em uma quantidade suficiente para formar propante parcial e/ou completamente revestido, quer na superfície ou como os rendimentos de fluido ao longo do furo ou conforme o propante é forçado para a formação durante fraturamento. Em certas modalidades, uma composição de reticulação da presente invenção pode ser adicionada ao fluido, quer em simultâneo com a composição de alteração de zeta na superfície, como o fluido passa para baixo furo, ou como o fluido entra na formação, após as adições de composição de alteração de zeta na superfície, como o fluido passa para o furo de poço, ou como o fluido entra na formação, e/ou após a colocação de propantes em formação. O reforço pode ocorrer após contato ou pode ocorrer após o aquecimento na superfície, conforme o fluido processe furo abaixo, conforme o fluido procede na formação, ou conforme o propante é colocado na formação.

Consolidação próxima ao Furo de Poço no Enchimento de Propante e Fraturamento

[0106] Outras modalidades da presente invenção referem-se a métodos, incluindo propantes de revestimento com uma composição de alteração de zeta da presente invenção para formar um enchimento de propante revestido durante fraturamento ou tratamento curativo de controle de refluxo de propante. As composições de alterando de zeta são, então, reticuladas por uma composição de reticulação da presente invenção para consolidar o enchimento de propante perto do furo de poço deixando o material de furo de poço longe não reticulado. A parcela consolidada irá reduzir ou prevenir qualquer produção de areia, pois tem forte consolidação ou força. A composição de alteração de zeta que não é consolidada vai ajudar na prevenção de migração de finos a partir da formação prendendo eles de forma eficaz. Reticular todo o revestimento irá resultar em uma perda de atividade de controle de finos, o que será prejudicial para o enchimento de propantes. O propante revestido reticulado é projetado para ter tanto uma boa força de consolidação, bem como a capacidade de controle de finos.

Consolidação de Furo de Poço Próximo na areia de reparo e controle de finos

[0107] Outras modalidades para o controle de areia e finos referem-se a métodos incluindo tratar a formação com uma composição de alteração de zeta da presente invenção e, em seguida, consolidando uma parte de furo de poço próximo ao tratando a formação com composições de reticulação deixando material de furo de poço longe não reticulado. A consolidação de poço próximo, irá reduzir ou prevenir a produção de areia de caverna do buraco aberto enquanto o material longe na formação irá reduzir ou prevenir a migração finos por aglomeração com a composição de alteração de zeta.

Consolidação do Leito de carvão para prevenir Migração de Finos de Carvão

[0108] Durante a produção de metano em leito de carvão, finos de pedaços de carvão migram e obstruem os poros e impedem a produção de gás. Em uma outra modalidade, os finos de carvão podem ser aglomerados em produção de metano com leito de carvão por química de alteração do potencial zeta da presente invenção. O material de alteração de zeta pode ser utilizado para tratar o leito de carvão por bombeio do material em solução salina, água ou fluido fracionado (linear ou reticulado). O leito de tratamento pode ainda ser consolidado pela adição de uma composição de reticulação da presente invenção, em que a composição de reticulação é uma solução aquosa que irá reticular a composição de alteração de zeta da presente invenção quando a área tratada será lavada com esta solução. Uma vez que o material é bombeado para a formação o agente de reticulação orgânico vai ser ativado pelo calor e reticular o material de alteração de zeta e consolidar o leito de carvão. Este método irá aumentar a fenda espacial e estabilidade da cavidade e como tal irá melhorar poços CBM.

Equalizar Permeabilidade de Formação através da formação de bolos de filtração degradáveis e tratamento com química de alteração de Zeta

[0109] A presente invenção também se refere a consolidar a formação tratada com uma composição de agregação por tratamento ainda mais o bolo do filtro com uma composição de agregação de reticulação da presente invenção de modo que o bolo de filtro reduz ou impede a produção de finos e areia ou melhorar controle de finos e de areia. A reticulação pode ser realizada por bombeio de uma composição de reticulação para dentro do poço, após o bolo de filtração ser formado e após o tratamento com a composição de agregação.

Tratamento de Formação nos Poços Horizontais ou Verticais

[0110] Material de alteração de zeta é injetado com o fluido de tratamento e propantes. As composições de revestimento de reticulação em água ou fluidos de tratamento com salmoura podem ser bombeadas na extremidade na pressão para reticular o material de revestimento de alteração de zeta. Agentes de reticulação orgânicos também podem ser misturados com o material de alteração de zeta antes de ser bombeado com o fluido e propantes.

Tratamento corretivo

[0111] Injetado com fluidos mencionados abaixo. Os íons metálicos de reticulação em água, solução salina de fluidos de tratamento pode ser bombeada na extremidade na pressão para reticular o material de alteração de zeta. Agentes de reticulação orgânicos podem ser misturados com o material de alteração de zeta antes que eles sejam bombeados com o fluido e propante.

Controle de Química de areia

[0112] As modalidades dos métodos e sistemas da presente invenção referem-se ao controle de areia, em que uma quantidade eficaz de um agregado, aglomeração ou composição conglomerada com ou com composições de agregação de estabilização e/ou de reforço é injetado em uma formação produzível ou uma zona da mesma, onde a composição altera um potencial de agregação e/ou um potencial zeta de superfícies de formação e/ou em particulados de formação para melhorar quimicamente a agregação, aglomeração ou conglomerado dentro da formação ou zona dos mesmos e as composições de reticulação reforçam o particulado tratado e, desse modo, reduzem, eliminam substancialmente ou eliminam a co-produção de particulados de formação. O método inclui a colocação de uma quantidade eficaz da composição de agregação, aglomeração ou conglomerado em uma formação produzível existente para furo abaixo ou zona causando a formação de partículas para se ligarem entre si e/ou para se ligarem a superfícies de formação de modo a formar uma formação de conglomerados ou zona dos mesmos. Depois do conglomerado, a formação de conglomerados pode produzir hidrocarbonetos e/ou líquidos a uma taxa superior substancialmente livre de areia e/ou uma taxa superior livre de areia, assim, maximizando as taxas de produção livres de areia da formação ou da zona. A composição pode ser injetada na formação ou zona dos mesmos usando tubulação de produção existente, revestimentos internos ou equipamentos ou usando uma coluna de trabalho especialmente projetada. Claro que, o tratamento pode ser direcionado a uma pluralidade de zonas de formação produzível, em um intervalo de tempo da formação ou para toda a formação dependendo do resultado desejado a ser alcançado.

Cascalho reforçado ou Enchimento de Fratura

[0113] As modalidades dos métodos e sistemas da presente invenção referem-se a cascalho e/ou formações produzíveis de enchimento de fratura ou zonas no seu interior, onde os métodos ou sistemas incluem pré- tratamento, o tratamento in situ, e/ou pós tratamento ou a formação de zonas do mesmo para melhorar o controle de areia ou reduzir a co-produção de formação de partículas de poço passando por um enchimento de cascalho e/ou operações de enchimento de fratura. O tratamento envolve a injeção no interior da formação, ou zonas, de uma quantidade eficaz de uma composição agregante, aglomerante ou conglomerante com ou com agregação de composições de estabilização e/ou de reforço suficiente para alterar um potencial de agregação e/ou o potencial zeta das superfícies de formação ou de zona e formação de particulado, resultando em uma redução, eliminação substancial ou eliminação da co-produção de particulados de formação, incluindo areia, grãos e/ou finos. Enchimento de cascalho é um método de controle de areia utilizada para impedir a produção de areia de formação. Em operações de enchimento de cascalho, uma peneira de aço é colocada no furo do poço e o espaço anular circundante enchido com cascalho preparado de um tamanho específico concebido para impedir a passagem de partículas através da formação do enchimento de cascalho introduzido. A introdução de cascalho preparado resulta em uma estabilização da formação ou zona dos mesmos, enquanto causando prejuízo mínimo para a produtividade dos poços. Enchimento da fratura é uma operação de aumento da produtividade, onde a formação produzível é fraturada sob pressão. Durante ou depois do fraturamento, um fluido, incluindo um propante e, geralmente, uma composição de consolidação é injetado no interior da formação para abrir as fraturas que permitem a produção melhorada. Enchimento tradicional de cascalho e enchimento de fratura, embora útil na redução da co-produção de particulado de formação, a migração de partículas a formação não é totalmente inibida e tela de entupimento e a danificação do equipamento para baixo fluxo pode ainda ocorrer. No entanto, tal formação de partículas de co- produção pode ser reduzida, ou eliminada substancialmente eliminada por tratamento com as composições de conglomeração da presente invenção antes, durante ou depois de qualquer enchimento de cascalho ou enchimento de fratura.

Função de Tela Expansível reforçada em furo aberto

[0114] As modalidades dos métodos e sistemas da presente invenção referem-se a métodos e sistemas para aumentar a co-produção de particulado de formação em operação de completação envolvendo o uso de telas expansíveis em poços de furo aberto. O método envolve pré-tratamento, in-situ tratamento e/ou pós-tratamento de uma formação produzível, um intervalo dentro da formação ou zonas dentro da formação com uma quantidade eficaz de uma composição agregante, aglomerante ou conglomerante com ou com composições de agregação de estabilização e/ou reforço suficientes para alterar um potencial de agregação e/ou potencial zeta das superfícies de formação ou zona e de particulados de formação, resultando em uma redução, eliminação substancial ou eliminação da co-produção de particulados de formação, incluindo areia, grãos e/ou finos. A redução, eliminação substancial ou eliminação da co-produção de particulados de formação reduz entupimento da tela aumentando a vida útil da tela e tempo de vida de produção na mesma ou maior em relação a abaixamento de pressão.

Função de Tela Expansível reforçada em Furo revestido

[0115] As modalidades dos métodos e sistemas desta invenção referem-se a métodos e sistemas para aumentar a co- produção de particulado de formação em operação de completamento envolvendo o uso de telas expansíveis em poços revestidos. O método envolve pré-tratamento, in-situ o tratamento e/ou pós-tratamento de uma formação produzível, um intervalo dentro da formação ou zonas dentro da formação com uma quantidade eficaz de uma composição agregante, aglomerante ou conglomerante com ou com composições de agregação de estabilização e/ou reforço suficientes para alterar um potencial de agregação e/ou potencial zeta da formação ou de zona de superfícies e de partículados de formação, resultando em uma redução, eliminação substancial ou eliminação da co-produção de particulados de formação, incluindo areia, grãos e/ou finos. A redução, eliminação substancial ou eliminação da co-produção de partículas formação reduz entupimento da tela aumentando vida útil da tela e tempo de vida de produção na mesma ou maior queda de pressão relativa.

Função da tela sozinha reforçada em furo aberto

[0116] As modalidades dos métodos e sistemas da presente invenção referem-se a métodos e sistemas para aumentar a co-produção de particulado de formação em operação de completamento envolvendo o uso de telas de suporte sozinha em poços de furo aberto. O método envolve pré-tratamento, in-situ o tratamento e/ou pós-tratamento de uma formação produzível, um intervalo dentro da formação ou zonas dentro da formação com uma quantidade eficaz de uma composição agregante, aglomerante ou conglomerante com ou com composições de agregação de estabilização e/ou reforço suficientes para alterar um potencial de agregação e/ou potencial zeta das superfícies de formação ou zona e de particulados de formação, resultando em uma redução, eliminação substancial ou eliminação da co-produção de particulados de formação, incluindo areia, grãos e/ou finos. A redução, eliminação substancial ou eliminação da co- produção de particulados de formação reduz entupimento da tela aumentando vida útil da tela e tempo de vida de produção na mesma ou maior queda de pressão relativa.

Função de tela sozinha reforçada no furo revestido

[0117] As modalidades dos métodos e sistemas da presente invenção referem-se a métodos e sistemas para aumentar a co-produção de particulado de formação em operação de completamento envolvendo o uso de telas sozinhas em poços revestidos. O método envolve pré-tratamento, in-situ o tratamento e/ou pós-tratamento de uma formação produzível, um intervalo dentro da formação ou zonas dentro da formação com uma quantidade eficaz de uma composição agregante, aglomerante ou conglomerante com ou com composições de agregação de estabilização e/ou reforço suficientes para alterar um potencial de agregação e/ou potencial zeta das superfícies de formação ou de zona e de particulados de formação, resultando em uma redução, eliminação substancial ou eliminação da co-produção de particulados de formação, incluindo areia, grãos e/ou finos. A redução, eliminação substancial ou eliminação da co-produção de partículas formação reduz entupimento da tela aumentando vida útil da tela e tempo de vida de produção na mesma ou maior queda de pressão relativa.

Sistemas e Métodos para Completação de poço

[0118] As modalidades de sistemas e métodos da presente invenção referem-se à execução de uma cadeia de trabalho dentro de um poço, incluindo uma formação ou zona produzível, onde o foco de trabalho compreende uma combinação de tubos articulados e uma seleção da pistola(s) de perfuração, o packer(s) de injeção e/ou controle de circulação da válvula(s) para dirigir a colocação de uma quantidade eficaz de uma composição agregante, aglomerante ou conglomerante com ou com composições de agregação de estabilização e/ou reforço para a formação, em que a quantidade eficaz é suficiente para alterar a agregação potencial e/ou potencial zeta da formação ou das superfícies de zona e formação de particulados, resultando em uma redução, eliminação substancial ou eliminação da co-produção de particulados de formação, incluindo areia, grãos e/ou finos com ou sem pré ou pós jato.

[0119] As modalidades de sistemas e métodos da presente invenção referem-se à execução de tubulação de enrolamento em um poço incluindo uma formação ou zona produzível, em que a tubulação de enrolamento compreende uma pluralidade de pistola(s) de perfuração, packer(s) de injeção e/ou controle de circulação da válvula(s) para dirigir a colocação de uma quantidade eficaz de uma composição agregante, aglomerante ou conglomerante com ou com composições de agregação de estabilização e/ou reforço para a formação, em que a quantidade eficaz é suficiente para alterar a agregação de potencial e/ou potencial zeta da formação ou superfícies da zona e particulados de formação, resultando em uma redução, eliminação substancial ou eliminação da co-produção de particulados de formação, incluindo areia, grãos e/ou finos com ou sem pré ou pós jato.

[0120] As modalidades de sistemas e métodos da presente invenção referem-se à execução de tubulação de enrolamento em um poço incluindo uma formação produzível ou zona em combinação com uma ou uma pluralidade de ferramentas de furo abaixo para a colocação de uma quantidade eficaz de uma composição agregante, aglomerante ou conglomerante com ou com composições de agregação de estabilização e/ou de reforço para a formação, em que a quantidade eficaz é suficiente para alterar um potencial de agregação e/ou o potencial zeta das superfícies de formação ou de zona e em particulados de formação, resultando em uma redução, eliminação substancial ou eliminação da co-produção de particulados de formação, incluindo areia, grãos e/ou finos com ou sem pré ou pós jato.

[0121] As modalidades de sistemas e métodos da presente invenção referem-se a tratamento de um poço com uma quantidade eficaz de uma composição agregante, aglomerante ou conglomerante com ou com composições de agregação de estabilização e/ou de reforço para a formação, em que a quantidade eficaz é suficiente para alterar um potencial de agregação e/ou o potencial zeta da formação ou das superfícies de zona e a formação de particulados, resultando em uma redução, eliminação substancial ou eliminação da co- produção de particulados de formação incluindo areia, grãos e/ou finos através da tubulação de produção existente.

[0122] As modalidades de sistemas e métodos da presente invenção referem-se à conclusão de um bem para a formação produzível ou zona, deslocando-se o fluido de perfuração, antes, durante ou após a perfuração na formação produzível ou zona, com uma quantidade eficaz de uma composição agregante, aglomerante ou conglomerante com ou com composições de agregação de estabilização e/ou reforço para a formação, em que a quantidade eficaz é suficiente para alterar um potencial de agregação e/ou o potencial zeta das superfícies de formação ou de zona e em particulados de formação, resultando em uma redução, eliminação, eliminação substancial ou co-produção de particulados de formação, incluindo areia, grãos e/ou finos.

Sequenciamento de forma primitiva e Colocação de Propante Heterogêneo

[0123] Várias ferramentas de software estão comercialmente disponíveis para ferramenta de modelagem de fratura, quer como módulos licenciáveis ou como parte de um sistema global de fratura, como, por exemplo, o projeto de faturamento hidráulico e aplicação de engenheiramento de avaliação disponível da Schlumberger Oilfield Services sob a designação comercial FRACCADE, que está disponível em um enchimento integrado de aplicações de engenharia para construção de poços, de produção e de intervenção disponíveis sob a designação comercial CADE OFFICE. Por exemplo, a ferramenta de modelagem FRACCADE está disponível com: um módulo de teste de fechamento/calibração sob a designação comercial DATAFRAC; um módulo de GPS; um módulo de APM; um sub-módulo de otimização; um simulador P3D; um simulador de fraturamento ácido; um sub-módulo de fratura em multi- camadas; e assim por diante; que pode ser usado em um trabalho de colocação de propante heterogêneo (FIPP) ou pode ser adequadamente modificado por um especialista na matéria para utilização em um trabalho de HPP. Por exemplo, o módulo de GPS pode ser modificado com um algoritmo de dispersão para produzir uma programação de bombeio de propante pulsado.

[0124] A concepção e atualização do modelo pode incluir a determinação da quantidade de propante para a entrega. Por exemplo, um modelo inicial pode resolver um problema de otimização para determinar a quantidade de propante para ser usado para atingir a dimensão fratura. Os resultados do problema resolvido podem então ser usados para desenvolver um esquema de colocação inicial de propante. Tal como aqui utilizado, o termo "calendário de colocação de propante" refere-se a um calendário para a colocação do propante na fratura e pode incluir uma programação de bombeio, uma estratégia de perfuração, e semelhantes, ou uma combinação dos mesmos. Uma programação de bombeamento é um plano preparado para especificar a sequência, tipo, conteúdo e volume de fluidos a ser bombeado durante um tratamento específico. Uma estratégia de perfuração é um plano para direcionar o fluxo de um fluido de tratamento bem através de certas perfurações em um revestimento de furo de poço e/ou para inibir o fluxo através de outras perfurações e pode incluir, por exemplo, fechar e/ou abrir as perfurações existentes ou fazer novas perfurações para aumentar a condutividade e para controlar o crescimento de fratura.

[0125] O esquema de colocação pode incluir propantes variando um perfil de concentração de propante no fluido de tratamento. Além disso, o perfil de concentração de propante pode ser variado de acordo com um método de dispersão. Por exemplo, o modelo pode incluir algoritmos de controle de processo que podem ser implementados para variar perfil de concentração de propante de superfície para entregar um determinado perfil de concentração de propante de forma primitiva em intervalos de perfuração. Sob um processo de bombeamento normal, uma forma primitiva de propante injetado em um poço será submetida a dispersão e esticar e solta "nitidez" da concentração de propante nas bordas de condução e pressão da forma primitiva de propante. Para um perfil de concentração de propante uniforme, o perfil de concentração de superfície pode ser resolvido por inversão de uma solução para um problema de dispersão de forma primitiva. A dispersão pode, assim, ser um mecanismo que "corrige" o perfil de concentração de forma primitiva a partir de um valor inicial da superfície a um perfil de fundo de poço específico.

[0126] Com referência ao E.L. Cussler, Diffusion: Mass Transfer in Fluid Systems, Cambridge University Press, pp 89-93 (1984), um exemplo de um sistema de equações que pode ser resolvido é mostrado abaixo para um problema de dispersão de Taylor - fluxo laminar de um fluido Newtoniano em um tubo, onde uma solução é diluída, e o transporte de massa é por difusão radial e só a convecção axial. Virtualmente qualquer problema na mecânica de fluidos pode ser substituído para o sistema acima, incluindo um fluxo turbulento ou laminar, fluidos Newtonianos ou não newtonianos e fluidos com ou sem particulados. Na prática, um perfil de concentração de furo de poço irá ser definido, e equações resolvidas de forma inversa para determinar as condições iniciais, por exemplo, as taxas de adição de propante, para atingir certas propriedades de forma primitiva de furo de poço.

[0127] As equações podem incluir, por exemplo,

em que M é soluto total em um impulso (o material cuja concentração é para ser definido em uma localização específicade furo de poço), R0 é o raio de um tubo através do qual uma forma primitiva está viajando, z é a distância ao longo do tubo, v0 é a velocidade de fluido, e t é o tempo. Um coeficiente de dispersão Ez pode ser demonstrado ser,

em que D é um coeficiente de difusão. Um sistema de equações que produzem esta solução seguinte. Definições de variáveis podem ser encontradas em E. L. Cussler, Diffusion: Mass Transfer in Fluid Systems, Cambridge University Press, pp 89-93 (1984).

[0128] O sistema de equações acima pode ser aplicado em geral para projetar qualquer perfil de concentração de propante no fundo do poço, de forma primitiva ou contínua. A solução para uma dispersão de fluxo de material granular em um fluido abaixo de um furo do poço pode ser invertido para calcular uma concentração correspondente de superfície de propante no fluido de fratura. Tecnologia de controle de processo pode então tomar esta programação de concentração superficial e proporção do propante consequentemente. Por exemplo, a programação de concentração superficial pode ser fatorada no modelo, a programação de colocação de propante ajustado para o modelo e propantes entregues de acordo com a programação de colocação de propante.

[0129] O tempo de bombeamento de "sem forma primitiva", por exemplo, quando o fluido pobre em propante é bombeado, é um dos principais parâmetros em uma programação de colocação de propante HPP. O parâmetro "sem forma primitiva" pode controlar a distância entre as colunas de pilares criadas na fratura. Um tempo “sem forma primitiva” que é demasiado alto pode resultar em um ponto de compressão, uma área em que a fratura é pelo menos parcialmente colapsada devido a uma falta de suporte entre duas colunas de pilares. Um ponto de aperto, ou belisque, pode bloquear condutividade da fratura e, portanto, a produção de efeitos.

[0130] Outro exemplo de um conjunto de software de computador para realizar a colocação de propante heterogêneo é encontrado na Patente U.S. N° 7.451.812 depositada em 18 de novembro de 2008, mas qualquer protocolo de injeção de forma primitiva, sequenciamento de forma primitiva, e alternância de forma primitiva pode ser usado para produzir e/ou melhorar a colocação da ilha propante.

[0131] Em uma aproximação de primeira ordem a distância, L, entre duas colunas vizinhas dos pilares, a fratura pode ser calculada através da seguinte relação de dependência:

onde t sem forma primitiva é o tempo de bombeamento durante o qual nenhum propante é bombeado, Qtaxa, e é a taxa de fluxo da bomba, wfrac é a largura da fratura e Hfrac é a altura da fratura. O numerador inclui, assim, o volume total da forma primitiva sem propante. No denominador, um fator de 2 contabiliza as duas abas de fratura.

[0132] A pressão pode ocorrer sempre que a distância L é menor do que um valor crítico, Lcrit, em que:

[0133] Os dois parâmetros no numerador do lado direito da equação acima podem ser controlados durante o tratamento, enquanto que os dois no denominador não são controlados e podem mudar durante o tratamento.

[0134] As consequências da pressão podem ser dramáticas. Condutividade geral da fratura pode ser considerada como uma cadeia de condutividade hidráulica de diferentes partes da fratura. Assim, a condutividade global pode ser regida pela condutividade de uma parte da fratura menos conduzida. No caso de compressão, a condutividade da fratura pode ser igual à condutividade da área onde ocorreram pressões.

[0135] Uma equação simplificada pode ser usada para calcular a condutividade fratura. A condutividade fratura é proporcional à terceira potência de largura fratura

onde k é a condutividade da fratura e w é a largura da fratura.

[0136] Em uma área de compressão, largura de fratura pode ser da ordem de ou inferior a 0,05 mm, com uma largura devido à rugosidade das paredes naturais de fratura. Em casos extremos, em que há pouca ou nenhuma aspereza da parede, a largura da fratura é essencialmente igual a zero (0), como é a condutividade da fratura eficaz.

[0137] As propriedades mecânicas dos pilares esperados para formar e de formação tal como, por exemplo, módulo de Young, o coeficiente de Poisson, a formação de tensão efetiva, e semelhantes podem ter um grande impacto sobre a concepção de modelagem e tratamento da fratura. Por exemplo, um problema de otimização de acordo com a formação de propriedades mecânicas pode ser resolvido durante o desenvolvimento de um modelo inicial para maximizar o volume do canal aberto dentro de uma fratura.

[0138] O módulo de Young refere-se a uma constante elástica que é a relação da tensão longitudinal à distensão longitudinal e é simbolizado por E. Pode ser expressa matematicamente como se segue: E = (F/A)/(ΔL/L), em que E = módulo de Young, F = força, A = área, ΔL = alteração no comprimento, e L = área original.

[0139] A razão de Poisson é uma constante elástica que é uma medida da compressibilidade do material perpendicular à tensão aplicada, ou a proporção latitudinal da deformação longitudinal. O coeficiente de Poisson pode ser expresso em termos de propriedades que podem ser medidas no campo, incluindo velocidades das ondas P e ondas S, como se segue: s = ^(Vp2-2Vs2)/(Vp2-Vs2), em que s = razão de Poisson , Vp = P - velocidade da onda e Vs = S - velocidade da onda. Tensão efetiva, também conhecida como "pressão efetiva" ou "pressão intergranular", refere-se à força normal média por unidade de área transmitida diretamente a partir de partículas de partícula de uma massa de rocha ou solo.

[0140] Programação e colocação do propante durante o tratamento de fratura hidráulica HPP podem ser diferentes dos tratamentos tradicionais. Nos tratamentos HPP, formação primitiva do propante pode auxiliar na colocação corretamente de aglomerados em vários locais da fratura. Por exemplo, o esquema de colocação de propantes pode incluir formas primitivas de propantes alternadas com um fluido pobre em propante sem gordura, por exemplo fluido "sem forma primitiva", como ilustrado nos exemplos HPP das Figuras 1A- D em que a forma primitiva alternada de propante e técnica de fluido pobre em propante é comparada com as técnicas de injeção continuamente crescentes de injeção de propante e mudança de passo de propante, respectivamente. Fluidos pobres em propante podem incluir fluidos com uma certa concentração do propante, embora a concentração de propante no fluido pobre em propante é inferior à concentração de propante na forma primitiva de propante.

[0141] A colocação de propantes heterogêneos para canais abertos, em um enchimento de propantes pode ser conseguido através da aplicação de técnicas, tais como a adição de um controle de heterogeneidade para o fluido de tratamento durante o bombeamento. O fluido de tratamento pode incluir um controle de heterogeneidade de reagente químico, um controle de heterogeneidade física, tais como fibras ou uma combinação destes. Em alguns tratamentos, um controle pode ser adicionado periodicamente.

[0142] Modalidades da presente invenção referem-se a ilhas de propante re-curáveis que compreendem uma primeira quantidade de um propante tratado e uma segunda quantidade de um de propante reticulado tratado, onde o propante tratado compreende um propante tendo um revestimento parcial ou completo de uma composição de alteração do potencial zeta e onde o propante de reticulação tratado compreende um propante revestido com a composição de alteração do potencial zeta reticulado. A primeira e segunda quantidades são suficientes: (a) para permitir a formação de ilhas de propante nas fraturas formadas em uma formação ou zona das mesmas durante as operações de fraturamento e para manter as ilhas de propante substancialmente intactas, se as ilhas de propante e/ou partículas dentro das ilhas de propante movem- se dentro da formação, durante e/ou depois de operações de fraturamento, ou durante as operações de injeção, ou durante as operações de produção, ou (b) para permitir a formação de ilhas de propante em fraturas formadas com a formação ou zona das mesmas durante as operações de fraturamento, para permitir que as ilhas de propante voltem a curar ou quebrar e reformam durante e/ou após as operações de fratura, ou durante as operações de injeção, ou durante a produção operações de manutenção de alta condutividade da fratura, e para capturar finos de formação durante e/ou após as operações de fratura, ou durante operações de injeção ou durante as operações de produção. Em outras modalidades, as ilhas podem ainda incluir uma terceira quantidade de propantes não tratados, uma quarta quantidade de uma fibra não-degradável, e uma quinta quantidade de um material degradável que compreende partículas degradáveis, fibras degradáveis, ou suas misturas e combinações. Em outras modalidades, a composição de alteração do potencial zeta compreende uma composição de agregação compreendendo um produto de reação amina-fosfato, um componente de amina, um produto da reação amina-fosfato, a composição polimérica de agregação de amina, uma composição de agregação de coacervação, ou suas misturas e combinações. Em outras modalidades, a composição de reticulação de revestimento compreendendo agentes de reticulação inorgânicos, agentes de reticulação orgânicos, ou suas misturas e combinações.

[0143] Modalidades da presente invenção referem-se a ilhas de propante auto-curáveis que compreendem uma primeira quantidade de um propante tratado e uma segunda quantidade de um propante de reticulação tratado, onde o propante tratado compreende um propante tendo um revestimento parcial ou completo de uma composição de alteração de potencial zeta e em que o propante de reticulação tratado compreende um propante revestido de composição de alteração de potencial zeta reticulado, onde as primeira e segunda quantidades são suficientes: (a) para permitir a formação de ilhas de propante em fraturas formadas com a formação ou zona das mesmas e para permitir que as ilhas quebrem e reformem, sem perda substancial no propante durante e/ou depois de operações de fraturamento, ou durante as operações de injeção, ou durante operações de produção ou (b) para permitir a formação de ilhas de propante em fraturas formadas com a formação ou zona das mesmas, para permitir que as ilhas quebrem e reformem, sem perda substancial no propante durante e/ou depois de operações de fraturamento, ou durante as operações de injeção, ou durante as operações de produção, e para capturar os finos de formação durante e/ou depois de operações de fraturamento, ou durante as operações de injeção, ou durante operações de produção. Em certas modalidades, as ilhas ainda compreendem uma terceira quantidade de propante não tratado, uma quarta quantidade de uma fibra não-degradável, e uma quinta quantidade de um material degradável que compreende partículas degradáveis, fibras degradáveis, ou misturas e combinações dos mesmos, quando as quantidades relativas de os diferentes tipos de materiais e fibras de propante são escolhidos para se adaptar a características particulares de uma formação a ser fraturada. Em outras modalidades, a composição de alteração do potencial zeta compreende uma composição de agregação compreendendo um produto de reação de amina-fosfato, um componente de amina, um produto da reação amina-fosfato, a composição polimérica de agregação de amina, uma composição de agregação de coacervado, ou suas misturas e combinações. Em outras modalidades, a composição de reticulação de revestimento compreende agentes de reticulação inorgânicos, agentes de reticulação orgânicos, ou suas misturas e combinações.

[0144] Modalidades da presente invenção referem-se a composições para a formação de ilhas propantes dentro de uma formação ou zona das mesmas, onde a composição compreende uma primeira quantidade de um propante tratado e uma segunda quantidade de propante de reticulação tratado, onde o propante tratado compreende um propante tendo um revestimento parcial ou completo de uma composição de alteração do potencial zeta e em que o propante de reticulação tratado compreende um propante revestido de composição de alteração de potencial zeta reticulado, onde as primeira e segunda quantidades são suficientes: (a) para permitir que as composições formem ilhas na formação ou zona do mesmo durante e/ou depois de operações de fraturamento, ou (b) para permitir que as composições formem ilhas na formação ou zona dos mesmos e para capturar finos de formação durante e/ou depois de operações de fraturamento, ou durante as operações de injeção, ou durante as operações de produção. Em certas modalidades, as ilhas ainda compreendem uma terceira quantidade de propante não tratado, uma quarta quantidade de uma fibra não-degradável, e uma quinta quantidade de um material degradável que compreende partículas degradáveis, fibras degradáveis, ou suas misturas e combinações. Em outras modalidades, a composição de alteração do potencial zeta compreende uma composição de agregação compreendendo um produto de reação de amina- fosfato, um componente de amina, um produto da reação de amina-fosfato, a composição polimérica de agregação de amina, uma composição de agregação de coacervação, ou suas misturas e combinações. Em outras modalidades, a composição de reticulação de revestimento compreende agentes de reticulação inorgânicos, agentes de reticulação orgânicos, ou suas misturas e combinações.

[0145] As modalidades desta invenção dizem respeito a sistemas para formar colunas de propante em uma formação durante a faturamento de formação compreendendo os passos de uma sequência de injeções de uma pluralidade de diferentes fluidos de fraturamento, em que os diferentes fluidos de fratura selecionados dentre os grupos que consistem em: (a) líquidos sem propante incluindo (i) um fluido base, ou (ii) um fluido base e uma composição de agregação, uma composição de reticulação de revestimento, e/ou uma composição de viscosidade e (b) fluidos contendo propante incluindo (i) um fluido base , uma composição de viscosidade, e uma composição de propantes ou (ii) um fluido base, uma composição de viscosidade, uma composição de propantes, uma composição de agregação e/ou uma composição de revestimento de reticulação. Em certas modalidades, as sequências podem incluir injeções únicas de cada fluido em qualquer ordem ou múltiplas injeções de cada fluido em qualquer ordem. Em outras modalidades, a sequência pode incluir uma pluralidade de primeiras injeções de fluido, uma pluralidade de segundas injeções de fluidos, e uma pluralidade de terceiras injeções de fluidos. Em outras modalidades, a sequência pode incluir injeções únicas do primeiro, segundo, e terceiro fluidos repetidos um número de vezes, em que o número de vezes que se estende ao longo de toda a fase de colocação de propantes da operação de fraturamento. Em outras modalidades, a sequência pode incluir injeções múltiplas de cada fluido em qualquer ordem. Em outras modalidades, a sequência pode também incluir um período de espera entre cada injeção. Em outras modalidades, a sequência pode incluir uma primeira injeção de fluido, um primeiro tempo de espera, uma segunda injeção de fluido, um segundo tempo de espera, e uma terceira injeção de fluido, e um terceiro tempo de espera, onde o primeiro, segundo e terceiro fluidos pode ser quaisquer das composições fluidas listadas acima.

[0146] As modalidades desta invenção dizem respeito a métodos para fraturamento, incluindo uma fase de pressão que compreende injetar um fluido a formação de uma pressão em uma formação sob condições de fraturação para fraturar e/ou ampliar as fraturas. Os métodos também incluem uma etapa de colocação de propantes que compreende injetar uma série de estágios de propantes fluidos de acordo com uma sequência concebida para formar colunas de propante ou ilhas nas fraturas. Os fluidos de fase de propante incluem pelo menos um fluido livre de propante e, pelo menos, um fluido contendo propante. Os fluidos livres de propante incluem fluidos viscosificados com ou sem uma composição de agregação e/ou com ou sem uma composição de revestimento de reticulação, e fluidos viscosificados reticulados com ou sem uma composição de agregação e/ou com ou sem uma composição de revestimento de reticulação. Os fluidos contendo propante incluem fluidos viscosificados incluindo composições de propante com ou sem uma composição de agregação e/ou com ou sem uma composição de reticulação de revestimento, um fluido reticulado incluindo uma composição de propante com ou sem uma composição de agregação e/ou com ou sem uma composição de reticulação de revestimento. Os métodos podem também incluir uma fase de pressão que compreende injetar um fluido sob pressão. A fase de propante pode incluir a injeção sequencial de milhares de formas primitivas de fluidos livres de propante e contendo propante, onde os impulsos de formas primitivas têm uma duração entre 5 s e 30 s.

[0147] As modalidades desta invenção dizem respeito a métodos para fraturar a formação subterrânea, compreendendo uma etapa de colocação de propante que compreende injetar a formação penetrada por um poço, pelo menos, dois fluidos de faturamento diferentes em: (1) pelo menos uma propriedade da composição de propante, ou (2 ), pelo menos, uma propriedade do fluido de fraturamento, ou (3) uma combinação destas diferenças, em que as diferenças melhora a colocação de propante e formação de ilhas de propante nas fraturas. Em certas modalidades, as propriedades de fluido de fratura incluem composição de fluido, a pressão do fluido, a temperatura do fluido, duração do impulso de fluido, velocidade de deposição de propante, ou suas misturas e combinações, e as propriedades da composição de propante incluem tipos de propante, tamanhos de propante, forças de propante, formas de propante, ou suas misturas e combinações. Em outras modalidades, os fluidos de fratura são selecionados a partir do grupo que consiste de (a) líquidos sem propante incluindo (i) um fluido base, ou (ii) um fluido base e uma composição de agregação e/ou uma composição de reticulação de revestimento e/ou um aumento de viscosidade da composição e (b) fluidos contendo propante incluindo (i) um fluido base, uma composição de viscosidade, e uma composição de propante ou (ii) um fluido base, uma composição de viscosidade, uma composição propante e uma composição de agregação e/ou uma composição de reticulação de revestimento. Em outras modalidades, a composição compreendendo uma agregação de produto de reação de amina- fosfato, o componente de amina, a composição de agregação polimérica de amina, uma composição de agregação de coacervação, ou suas misturas e combinações. Em outras modalidades, a composição de reticulação de revestimento compreende agentes de reticulação inorgânicos, agentes de reticulação orgânicos, ou suas misturas e combinações. Em outras modalidades, a composição não tratada de propante incluindo propante, propante tratado, propante de reticulação tratado, ou suas misturas e combinações. Em outras modalidades, o propante tratado compreende um propante tendo um revestimento parcial ou completo de uma composição de agregação compreendendo um produto da reação de amina-fosfato, o componente de amina, a composição de agregação polimérica de amina, uma composição de agregação de coacervação, ou suas misturas e combinações. Em outras modalidades, o propante de reticulação tratado compreende um propante tendo um revestimento parcial ou completo de uma composição de agregação compreendendo um produto de reação de amina-fosfato, o componente de amina, uma composição de agregação de coacervação, ou suas misturas e combinações reticuladas com uma composição de reticulação de revestimento compreendendo agentes de reticulação inorgânicos, agentes de reticulação orgânicos, ou suas misturas e combinações. Em outras modalidades, as composições de propante diferem em pelo menos uma das seguintes propriedades: (a) uma quantidade de propante tratado e não tratado; (b) as densidades dos propantes não tratado e/ou tratado, (c) os tamanhos dos propantes não tratado e/ou tratados, (d) as formas de propantes não tratado e/ou tratado, ou (e) a forças de propantes não tratado e/ou tratado. Em outras modalidades, as composições de propante ainda incluem (i) uma fibra não-degradável, (ii) um material degradável que compreende partículas degradáveis, fibras degradáveis, ou suas misturas e combinações, ou (iii) suas misturas ou combinações. Em outras modalidades, a velocidade de deposição de propante é controlada ajustando uma taxa de bombeamento. Em outras modalidades, os fluidos de fraturamento viscosificados diferem na composição de viscosidade. Em outras modalidades, o passo de injetar compreende a injeção de pelo menos dois fluidos diferentes de fratura de acordo com uma sequência de injeção, pelo menos um dos fluidos é livre de propante e, pelo menos, um dos fluidos inclui uma composição de propante. Em outras modalidades, a sequência de injeção compreende a injeção, pelo menos, de dois fluidos de fraturamento em diferentes fases alternadas durante a operação de fratura. Em outras modalidades, os métodos compreendem ainda antes do passo de colocação de propantes, uma fase de pressão que compreende injetar o fluido de uma camada que compreende um fluido base e uma composição de viscosidade ou de um fluido base, uma composição de viscosidade, e uma composição de agregação.

[0148] As modalidades desta invenção dizem respeito a métodos para fraturar a formação subterrânea, compreendendo uma etapa de colocação de propantes que compreende injetar a formação penetrada por um poço com, pelo menos, dois fluidos de fratura diferentes de acordo com uma sequência de injeção, onde os fluidos de fratura diferem em pelo menos uma propriedade. Em certas modalidades, os métodos compreendem ainda antes do passo de colocação de propante, uma fase de pressão que compreende injetar o fluido de uma camada que compreende um fluido base e uma composição de viscosidade ou de um fluido base, uma composição de viscosidade, e uma composição de agregação. Em certas modalidades, as propriedades incluem uma composição fluida, uma pressão de fluido, uma temperatura do fluido, uma duração de impulsos de fluido, uma taxa de sedimentação de propante, tipos de propante, tamanhos de propante, forças de propante, formas de propante, ou suas misturas e combinações. Em certas modalidades, os fluidos de fratura são selecionados a partir do grupo que consiste de (a) líquidos livres de propante incluindo (i) um fluido base, ou (ii) um fluido base e uma composição de agregação e/ou uma composição de reticulação de revestimento e/ou um aumento de viscosidade da composição e (b) fluidos contendo propante incluindo (i) um fluido base, uma composição de viscosidade, e uma composição de propante ou (ii) um fluido base, uma composição de viscosidade, uma composição de propante e uma composição de agregação e/ou uma composição de reticulação de revestimento. Em outras modalidades, a composição compreendendo uma agregação de produto de reação de amina-fosfato, o componente de amina, a composição de agregação polimérica de amina, uma composição de agregação de coacervação, ou suas misturas e combinações. Em outras modalidades, a composição de propante incluindo propante não tratado, propante tratado, ou suas misturas e combinações. Em outras modalidades, a composição de reticulação de revestimento que compreende agentes de reticulação inorgânicos, agentes de reticulação orgânicos, ou suas misturas e combinações. Em outras modalidades, o propante tratado compreende um propante tendo um revestimento parcial ou completo de uma composição de agregação compreendendo um produto da reação de amina- fosfato, o componente de amina, a composição de agregação polimérica de amina, uma composição de agregação de coacervação, ou suas misturas e combinações. Em outras modalidades, o propante de reticulação tratado compreende um propante tendo um revestimento parcial ou completo de uma composição de agregação compreendendo um produto de reação de amina-fosfato, o componente de amina, uma composição de agregação de coacervação, ou suas misturas e combinações reticuladas com uma composição de reticulação de revestimento que compreende agentes de reticulação inorgânicos, agentes de reticulação orgânicos, ou suas misturas e combinações. Em outras modalidades, as composições propante diferem em pelo menos uma das seguintes propriedades: (a) uma quantidade de propante tratado e não tratado; (b) as densidades dos propantes não tratados e/ou tratados, (c) os tamanhos dos propantes não tratado e/ou tratados, (d) as formas de propantes não tratados e/ou tratados, ou (e) a forças de propantes não tratados e/ou tratados. Em outras modalidades, as composições de propante ainda incluem (i) uma fibra não-degradável, (ii) um material degradável que compreende partículas degradáveis, fibras degradáveis, ou suas misturas e combinações, ou (iii) suas misturas ou combinações. Em outras modalidades, a velocidade de deposição do propante é controlada ajustando uma taxa de bombeamento. Em outras modalidades, os fluidos de fraturamento viscosificados diferem na composição da viscosidade. Em outras modalidades, o passo de injetar compreende a injeção de pelo menos dois fluidos diferentes de fratura de acordo com uma sequência de injeção. Em outras modalidades, pelo menos um dos fluidos é livre de propante e, pelo menos, um dos fluidos inclui uma composição de propante. Em outras modalidades, a sequência de injeção compreende a injeção de, pelo menos, dois fluidos de fratura em diferentes fases alternadas durante a operação de fraturamento. Em outras modalidades, os métodos compreendendo ainda o passo de colocação de propante, uma pressão em fase que compreende injetar o fluido sob pressão compreendendo (i) um fluido base, uma composição de viscosidade, e uma composição de propante ou (ii) uma base de fluido, uma composição de viscosidade, uma composição de propante, e uma composição de agregação.

[0149] As modalidades desta invenção dizem respeito a métodos para a colocação de um propante/ rede de caminho de fluxo em fraturas em uma camada de fratura penetrada por um furo de poço, o método compreende uma etapa de colocação de propante compreendendo a injeção, para dentro da camada de fratura acima da pressão de fratura por meio de um teste padrão de perfurações compreendendo grupos de perfurações separados por intervalos não-perfurados, uma sequência de formas primitivas de, pelo menos, um fluido livre de propantes selecionado a partir do grupo que consiste de um fluido não-viscosificado livre de propante ou um fluido livre de propantes viscosificado e, pelo menos, um fluido contendo propante selecionado do grupo que consiste de um fluido contendo propante não-viscosificado ou um fluido contendo propante viscosificado. Em certas modalidades, o fluido livre de propante não-viscosificado compreende (a) um fluido base, ou (b) um fluido base e uma composição de agregação e/ou uma composição de reticulação de revestimento. Em outras modalidades, os fluidos livres de propante viscosificados compreendem (a) um fluido base e uma composição de viscosidade ou (b) um fluido base, uma composição de viscosidade, e uma composição de agregação e/ou uma composição de reticulação de revestimento. Em outras modalidades, os contendo propantes não-viscosifidos compreendem (a) um fluido base e uma composição de propante, ou (b) um fluido base, uma composição de propante, e uma composição de agregação e/ou uma composição de reticulação de revestimento. Em outras modalidades, os contendo propante viscosificados compreendem (a) um fluido base, uma composição de viscosidade e, uma composição de propante ou (b) um fluido base, uma composição de viscosidade, uma composição de propante, e uma composição de agregação e/ou uma composição de reticulação de revestimento. Em outras modalidades, a composição de agregação compreende um produto de reação de amina fosfato, o componente de amina, a composição de agregação polimérica de amina, uma composição de agregação de coacervação, ou suas misturas e combinações. Em outras modalidades, a composição de reticulação de revestimento compreendendo agentes de reticulação inorgânicos, agentes de reticulação orgânicos, ou suas misturas e combinações. Em outras modalidades, os fluidos contendo propante formam colunas de propante dentro das fraturas durante o fraturamento e/ou depois de ter fraturado como as fraturas fecham. Em outras modalidades, os métodos compreendem adicionalmente fazer com que a sequência de formas primitivas injetadas através de grupos vizinhos de perfuração passem através das fraturas em diferentes taxas. Em outras modalidades, pelo menos um dos parâmetros de volume de forma primitiva, composição de forma primitiva, composição de propante, tamanhos de propante, formas de propante, densidades de propante, forças de propante, concentrações de propante, comprimento padrão, o número de grupos de perfuração, separações do grupo de perfuração, orientações de grupo de perfuração, número de furos em cada grupo de perfuração, densidades de tiro do grupo perfuração, comprimentos do grupo de perfuração, número de vãos não perfuração, vãos de não perfuração, os métodos de perfuração, ou suas combinações mudam de acordo com a sequência de forma primitiva. Em outras modalidades, a composição de propante compreende uma primeira quantidade de um propante não tratada, uma segunda quantidade de um propante tratado, uma terceira quantidade de propante de reticulação tratado, uma quarta quantidade de um propante degradável ou solúvel, e uma quinta quantidade de uma fibra não-degradável. Em outras modalidades, o propante tratado compreende um propante tendo um revestimento parcial ou completo da composição de agregação. Em outras modalidades, o propante de reticulação tratado compreende um propante tendo um revestimento parcial ou completo de uma composição de agregação compreendendo um produto de reação de amina-fosfato, o componente de amina, uma composição de agregação de coacervação, ou suas misturas e combinações reticuladas com uma composição de reticulação de revestimento que compreende agentes de reticulação inorgânicos, agentes de reticulação orgânicos, ou suas misturas e combinações. Em outras modalidades, o propante degradável ou solúvel compreende partículas solúveis degradáveis ou orgânicas, fibras orgânicas degradáveis ou solúveis, partículas inorgânicas degradáveis ou solúveis, e/ou fibras inorgânicas degradáveis ou solúveis. Em outras modalidades, as fibras não-degradáveis compreendem fibras orgânicas não degradáveis e/ou fibras inorgânicas não- degradáveis. Em outras modalidades, uma soma das segunda e terceira quantidades é 100% em peso, as primeira, quarta e quinta quantidades podem variar entre 0 % em peso e 100 % em peso, e as quantidades podem somar a valores superiores a 100%. Em outras modalidades, os métodos compreendem ainda antes do passo de colocação de propante, uma fase de pressão de forma contínua que compreende injetar um fluido livre de propante viscosificado para o fluido de fraturamento sob condições para formar fratura ou fraturas alongadas. Em outras modalidades, os métodos ainda compreendem após o passo de colocação de propante, um estágio de compressão que compreende continuamente injetar um fluido contendo propante viscosificado para o fluido de fratura.

[0150] As modalidades desta invenção dizem respeito a métodos para a colocação de propante heterogêneo em fratura em uma camada de fratura, o método compreendendo a) uma etapa de colocação de propante compreendendo a injeção, para dentro da camada de fratura acima da pressão de fraturamento por meio de um padrão de perfurações que compreendem grupos de perfurações separados por intervalos não-perfurados, uma sequência de formas primitivas de, pelo menos, um fluido livre de propante selecionado a partir do grupo que consiste de um fluido livre de propante não viscosificado ou um fluido livre de propante viscosificado e, pelo menos, um fluido contendo propante selecionado a partir de o grupo que consiste de um fluido contendo propante não viscosificado ou um fluido contendo propante viscosificado, e b) fazendo com que a sequência de formas primitivas injetada através de grupos vizinhos de perfuração passe através das fraturas em diferentes taxas. Em certas modalidades, os fluidos livres de propante não viscosificados compreendem (a) um fluido base, ou (b) um fluido base e uma composição de agregação e/ou uma composição de reticulação de revestimento. Em outras modalidades, os fluidos livres de propante viscosificados compreendem (a) um fluido base e uma composição de viscosidade ou (b) um fluido base, uma composição de viscosidade, e uma composição de agregação e/ou uma composição de reticulação de revestimento. Em outras modalidades, os compreendendo propante não-viscosificado contém (a) um fluido base e uma composição de propante, ou (b) um fluido base, uma composição de propante, e uma composição de agregação e/ou uma composição de reticulação de revestimento. Em outras concretizações, o contendo propante viscosificado compreende (a) um fluido base, uma composição de viscosidade e, uma composição de propante ou (b) um fluido base, uma composição de viscosidade, uma composição de propante, e uma composição de agregação e/ou uma composição de reticulação de revestimento. Em outras modalidades, a composição de agregação compreende um produto de reação de amina-fosfato, o componente de amina, a composição de agregação polimérica de amina, uma composição de agregação de coacervação, ou suas misturas e combinações. Em outras modalidades, a composição de reticulação de revestimento compreende agentes de reticulação inorgânicos, agentes de reticulação orgânicos, ou suas misturas e combinações. Em outras modalidades, os fluidos contendo propante formam colunas de propante dentro das fraturas durante fraturamento e/ou depois de ter fraturado conforme as fraturas fecham. Em outras modalidades, os métodos compreendem ainda antes do passo de colocação de propante, um estágio de compressão de forma contínua que compreende injetar um fluido livre de propante viscosificado para o fluido de fraturamento sob condições para formar fraturas ou fraturas alongadas. Em outras modalidades, os métodos compreendem ainda após o passo de colocação de propante, uma fase de pressão que compreende continuamente injeção de um fluido contendo propante viscosificado para o fluido de fratura. Em outras modalidades, pelo menos um dos parâmetros de volume de forma primitiva, composição da forma primitiva, composição de propante, tamanhos de propante, formas de propante, densidades de propante, forças de propante, concentrações de propante, comprimento padrão, o número de grupos de perfuração, separação do grupo de perfuração, orientações de grupo de perfuração, número de furos em cada grupo de perfuração, densidades do tiro do grupo de perfuração, comprimentos do grupo de perfuração, número de vãos não perfuração, vãos não perfurados, os métodos de perfuração, ou suas combinações mudam de acordo com a sequência de forma primitiva. Em outras modalidades, um volume dos fluidos contendo propante é inferior a um volume dos fluidos livres de propante. Em outras modalidades, um certo número de furos em cada um dos grupos de perfuração é o mesmo ou diferente. Em outras modalidades, uma orientação de todos os grupos de perfuração são as mesmas ou diferentes. Em outras modalidades, um diâmetro de orifícios em todos os grupos de perfuração é o mesmo ou diferente. Em outras modalidades, os comprimentos do grupo de perfuração de todos os grupos de perfuração são os mesmos ou diferentes. Em outras modalidades, são usados pelo menos, dois métodos diferentes de perfuração para formar os grupos de perfuração. Em outras modalidades, alguns dos grupos são produzidas utilizando uma técnica de perfuração em sub-equilíbrio e alguns dos grupos são produzidos utilizando uma técnica de perfuração desequilibrada. Em outras modalidades, pelo menos, dois grupos de perfuração permitem o fluxo de uma sequência de formas primitivas do fluido livre de propantes e o fluido contendo propantes são separados por um grupo tendo perfurações suficientemente pequenas que as pontes de propante e líquidos sem propante entram através da mesma formação. Em outras modalidades, cada par de grupos de perfuração que produzem uma sequência de formas primitivas dos líquidos sem propante e os fluidos contendo propante são separados por um grupo perfuração tendo perfurações suficientemente pequenas que as pontes de propante e fluido livre de propantes entra através da mesma formação. Em outras modalidades, um número de grupos de perfuração está entre 2 e 300. Em outras modalidades, o número de grupos de perfurações está entre 2 e 100. Em outras modalidades, o comprimento do grupo de perfuração situa-se entre 0,15 m e 3,0 m. Em outras modalidades, a separação do grupo de perfuração é de 0,30 m e 30 m. Em outras modalidades, a densidade de perfuração de tiro é de 1 a 30 disparos por 0,3 m. Em outras modalidades, um projeto de injeção de fluido é determinado a partir de um modelo matemático. Em outras modalidades, um desenho padrão de perfurações é determinado a partir de um modelo matemático. Em outras modalidades, os pilares de propante são um propantes/rede de caminho de fluxo nas fraturas de tal modo que os pilares não se estendem ao longo de uma dimensão inteira das fraturas paralelas ao furo do poço, mas são interrompidos por caminhos de fluxo que levam ao poço. Em outras modalidades, as formas primitivas de propante tem um volume entre 80 e 16.000 litros. Em outras modalidades, as perfurações são fendas cortadas na tubulação que reveste o furo de poço.

[0151] Modalidades da presente invenção referem-se a composições que compreendem uma formação subterrânea penetrada por um furo do poço, onde a formação inclui fraturas tendo um propante/rede de caminho de fluxo, em que a rede compreende uma pluralidade de aglomerados de propante que formam pilares e uma pluralidade de vias de fluxo que se estende através da rede para o poço melhorar o fluxo de fluido para dentro ou para fora das fraturas em certos enquadramentos, os aglomerados de propante compreendem uma primeira quantidade de propante não tratado, uma segunda quantidade de propante tratado, uma terceira quantidade de propante de reticulação tratado, e uma quarta quantidade de fibras não-degradáveis. Em outras modalidades, o propante tratado compreende um propante tendo um revestimento parcial ou completo de uma composição de agregação compreendendo um produto da reação de amina-fosfato, o componente de amina, a composição de agregação polimérica de amina, uma composição de agregação de coacervação, ou suas misturas e combinações. Em outras modalidades, o propante de reticulação tratado compreende um propante tendo um revestimento parcial ou completo de uma composição de agregação compreendendo um produto de reação de amina-fosfato, o componente de amina, uma composição de agregação de coacervação, ou suas misturas e combinações reticuladas com uma composição de reticulação de revestimento que compreende agentes de reticulação inorgânicos, agentes de reticulação orgânicos, ou misturas e as suas combinações. Em outras modalidades, a segunda e terceira quantidades são suficientes: (a) para formar a rede nas fraturas, (b) para manter os aglomerados substancialmente intactos, se os aglomerados movem ou quebram e reformam dentro das fraturas durante e/ou depois de uma operação de fraturamento, (c), para ativar e aumentar o fluxo de fluido para dentro e para fora da formação através das fraturas, (d) para capturar finos de formação durante e/ou depois de uma operação de fratura, ou durante uma operação de injeção, ou durante a operação de produção ou (e) suas misturas e combinações. Em outras modalidades, a rede compreende regiões ricas em propante e regiões propante- carne sem gordura, onde as regiões propante-magra não incluem ou menos do que 10% de agregados nas regiões ricas em propante. Em outras modalidades, o propante não tratado é selecionado a partir do grupo consistindo de areia, cascas de nozes, cerâmica, bauxita, vidro, materiais naturais, contas de plástico, metais particulados, aparas de perfuração, e suas combinações. Em outras modalidades, o propante tratado compreende o propante não tratado incluindo um revestimento parcial ou completo da composição de agregação. Em outras modalidades, o segundo valor é de 100 % em peso, as primeira e terceira quantidades podem variar entre 0 % em peso e 100 % em peso, e as quantidades podem somar a valores superiores a 100%. Em outras modalidades, os aglomerados de propante ainda compreendem uma quinta quantidade de partículas de propante degradáveis ou solúveis e/ou fibras, as partículas de propante degradáveis ou solúveis e/ou fibras que formam uma pluralidade de aglomerados degradáveis ou que se dissolvem no interior da rede, que corroem ou dissolvem a partir de vias de fluxo adicionais na rede. Em outras modalidades, uma soma das segunda e terceira quantidades é 100 % em peso, as primeira, quarta e quinta quantidades podem variar entre 0 % em peso e 100 % em peso, e as quantidades podem somar valores superiores a 100%.

[0152] Modalidades da presente invenção referem-se a composições que compreendem uma formação subterrânea penetrada por um furo do poço, onde a formação inclui fraturas tendo um propante/rede de caminho de fluxo, em que a rede compreende uma pluralidade de aglomerados de propante formando pilares, uma pluralidade de agregados degradável ou solúvel, e uma pluralidade de vias de fluxo que se estendem através da rede para o poço melhorar o fluxo de fluido para dentro ou para fora das fraturas. Em certas modalidades, os aglomerados de propante compreendem composição de propante incluindo uma primeira quantidade de propante não tratado, uma segunda quantidade de propante tratado, uma terceira quantidade de propante de reticulação tratado, uma quarta quantidade de partículas de propante dissolúveis ou degradáveis e/ou fibras, e uma quinta quantidade de fibras não-degradáveis. Em outras modalidades, o propante tratado compreende um propante tendo um revestimento parcial ou completo de uma composição de agregação compreendendo um produto da reação de amina-fosfato, o componente de amina e o produto da reação de amina-fosfato, composição polimérica de agregação de amina, uma composição de agregação de coacervação, ou suas misturas e combinações. Em outras modalidades, o propante de reticulação tratado compreende um propante tendo um revestimento parcial ou completo de uma composição de agregação compreendendo um produto de reação de amina-fosfato, o componente de amina, uma composição de agregação de coacervação, ou suas misturas e combinações reticuladas com uma composição de reticulação de revestimento que compreende agentes de reticulação inorgânicos, agentes de reticulação orgânicos, ou suas misturas e combinações. Em outras modalidades, as segundas e terceiras quantidades são suficientes: (a) para formar os aglomerados na fratura, (b) para manter os aglomerados substancialmente intactos, se as ilhas de propante móveis se movem dentro de uma formação durante as operações de fraturamento, (c) para ativar e aumentar o fluxo de fluido a partir da formação através da fratura para o furo do poço, (d) para capturar finos de formação durante as operações de fraturamento, as operações de injeção ou operações de produção, ou (e) suas misturas e combinações. Em outras modalidades, a rede compreende regiões ricas em propante e regiões pobres em propante, onde as regiões pobres em propante não incluem menos do que 10% de agregados nas regiões ricas em propante. Em outras modalidades, o propante não tratado é selecionado a partir do grupo consistindo de areia, cascas de nozes, cerâmica, bauxita, vidro, materiais naturais, contas de plástico, metais de partículas, aparas de perfuração, e suas combinações. Em outras modalidades, o propante tratado compreende o propante não tratado incluindo um revestimento parcial ou completo da composição de agregação. Em outras modalidades, uma soma das segunda e terceira quantidades é 100 % em peso, as primeira, quarta e quinta quantidades podem variar entre 0 % em peso e 100 % em peso %, e as quantidades podem somar valores superiores a 100%.

FAIXAS COMPOSICIONAIS ÚTEIS NA INVENÇÃO

[0153] Fluidos de fraturamento são todos baseados em 100 % em peso de um fluido base e % em peso diferentes dos outros componentes de modo a que as percentagens em peso final de fluido de fratura podem somar mais que 100%, assim, os outros componentes representam quantidades relativas. Estas formulações são, consequentemente, semelhantes a composições de borracha que são expressas em quantidades relativas com base em 100 partes de borracha. Com isto em mente, os fluidos de fratura podem incluir 100% em peso de um fluido base e diferentes quantidades de: uma composição de agregação, uma composição de reticulação de revestimento de agregação, uma composição de viscosidade, uma composição de propante, e outros aditivos. A Tabela 1 tabula composições de fluido de faturamento livre de propante em faixas de componentes. TABELA 1 Fluidos livres de propante - Todas quantidades em porcentagem em peso

afluido base, bcomposições de agregação, ccomposição de reticulação de revestimento, dcomposição viscosificante, eoutros aditivos, e fcomposição de propante - 0 faixa estreita, {} faixa ainda mais estreita, (()) faixa ainda mais estreita TABELA 2 Fluidos contendo propante - Todas quantidades em Porcentagem em peso

T afluido base, bcomposições de agregação, ccomposição de reticulação de revestimento, dcomposição viscosificante, eoutros aditivos, e fcomposição de propante - 0 faixa estreira, {} faixa ainda mais estreita, (()) faixa ainda mais estreita

[0154] Em certas modalidades, as composições de viscosidade incluem desde cerca de 80 % em peso até cerca de 99 % em peso de um agente de viscosidade ou uma pluralidade de agentes de aumento de viscosidade e de cerca de 20 % em peso até cerca de 0,1 % em peso de um agente de reticulação ou uma pluralidade de agentes de reticulação. Uma lista de agentes de aumento de viscosidade e agentes de reticulação é apresentada na seção de reagentes adequados aqui.

[0155] Em certas modalidades, a composição de agregação pode compreender um único agente de agregação ou uma pluralidade de agentes de agregação em qualquer mistura relativa, em que o agente e/ou seleção de mistura pode ser adaptado para formação e as propriedades e características do propante.

[0156] Em certas modalidades, a composição de propante de cada fluido de faturamento contendo propante pode incluir entre 0% e 100% em peso de propante não tratado ou uma pluralidade de propantes não tratados e de 0 % em peso a 100% em peso de um propante tratado ou uma pluralidade de propantes tratados, quando os propantes tratados compreendem propantes não tratados tratados com o agente um agregante ou propantes não tratados tratados com uma pluralidade de agentes de agregação para formar revestimento de agregação parcial ou completo sobre os propantes, que altera a sua propensão a agregação de pouca para propensão de agregação máxima de acordo com a informação apresentada na Figura 6. Deve-se reconhecer que, alterando a quantidade de agregação de composição utilizada ou a extensão da agregação do revestimento em propantes tratados, a propensão de agregação de massa ou relativa de acordo com a tabela da Figura 6 pode ser alterada a qualquer propensão de agregação desejada para permitir pilar de propante ou formação de ilha diferente dentro de fraturas formadas em uma formação durante a formação de fraturamento. REAGENTES ADEQUADOS USADOS NA INVENÇÃO Fluidos de base

[0157] Os fluidos de base para uso na presente invenção incluem, sem limitação, qualquer fluido base líquido adequado para utilização em poços de petróleo e de gás a produzir ou poços de injeção, ou suas misturas e combinações. Fluidos de base líquidos exemplares incluem, sem limitação, os fluidos de base aquosa, fluidos de bases orgânicas, fluidos de base de água-em-óleo, fluidos de base de óleo-em-água, quaisquer outros fluidos de base utilizados em fluidos de fraturamento, versões viscosificadas dos mesmos, ou misturas e combinações dos mesmos. Fluidos de base aquosos exemplares incluem água, água da torneira, água de produção, água salgada, salmoura, ou suas misturas e combinações. Salmouras exemplificativas incluem, sem limitação, salmouras de cloreto de sódio, cloreto de potássio, salmoura de cloreto de cálcio, salmoura de cloreto de magnésio, salmouras de tetrametil cloreto de amônio, outras salmouras de cloreto, salmouras de fosfato, salmouras de nitrato, salmouras de outros sais, ou suas misturas e combinações.

Fluidos de base aquosa

[0158] Fluidos de base aquosa compreenderão geralmente água, consistem essencialmente em água, ou são constituídos por água. A água será tipicamente um componente principal, em peso, (> 50 % em peso dos fluidos de base aquosa. A água pode ser água potável ou não potável. A água pode ser água salobra ou conter outros materiais típicos de fontes de água disponíveis em ou perto de campos de petróleo. Por exemplo, é possível utilizar a água fresca, água salgada, água ou até mesmo na qual qualquer sal, tal como um metal alcalino ou sal de metal alcalino-terroso (NACO3, NaCl, KCl, etc) foi adicionado. Os fluidos de fratura aquosos geralmente incluem pelo menos cerca de 80 % em peso de um fluido base aquosa. Em outras modalidades, os fluidos de fratura aquosos incluem 80 % em peso, 85 % em peso, 90 % em peso, e 95 % em peso de uma solução aquosa fluido base.

Fluidos de base orgânica

[0159] Fluidos base orgânica compreendem um veículo orgânico líquido, consistindo essencialmente de um veículo orgânico líquido, ou consistindo de um veículo orgânico líquido ou de um fluido base de hidrcarboneto ou um fluido base de hidrocarboneto inclui um polímero solúvel em hidrocarboneto. Os fluidos orgânicos de fraturamento geralmente incluem pelo menos cerca de 80 % em peso de um fluido base orgânica. Em outras modalidades, a fase aquosa de fluidos de fraturamento incluem 80 % em peso, 85 % em peso, 90 % em peso, E 95 % em peso de um fluido base orgânica.

Fluidos de Base de Hidrocarboneto

[0160] Fluidos de base de hidrocarboneto adequados para uso na presente invenção inclue, sem limitação, os fluidos de hidrocarbonetos sintéticos, hidrocarbonetos fluidos à base de petróleo, fluidos de hidrocarbonetos naturais (não aquosos) ou outros hidrocarbonetos ou misturas semelhantes, ou suas combinações. Os fluidos de hidrocarbonetos para uso na presente invenção têm viscosidades variando entre cerca de 5x10-6 m2/s a cerca de 600x10-6 m2/s (5 até cerca de 600 centistokes). Exemplos ilustrativos de tais fluidos de hidrocarbonetos incluem, sem limitação, polialfaolefinas, polibutenos, poliésteres, biodiesel, ésteres de ácido graxo de baixo peso molecular simples de frações de óleos vegetais ou vegetais, ésteres simples de álcoois, tais como Exxate de Exxon Chemicals, óleos vegetais, óleos animais ou ésteres , outro óleo essencial, diesel, diesel que tem um óleo de baixo teor ou alto teor de enxofre, querosene, combustível de aviação, óleos brancos, óleos minerais, óleos de vedação minerais, hidrogenados, como Petrocanada HT-40N ou IA-35 ou óleos similares produzidos pela Shell Oil Company, olefinas internas (IO) que tem entre cerca de 12 e 20 átomos de carbono, alfa olefinas lineares tendo entre cerca de 14 e 20 átomos de carbono, polialfa olefinas tendo entre cerca de 12 e cerca de 20 átomos de carbono, olefinas alfa isomerizadas (IAO) possuindo entre cerca de 12 e cerca de 20 átomos de carbono, VM&P nafta, Linpar, parafinas possuindo entre 13 e cerca de 16 átomos de carbono, e misturas ou combinações destes.

[0161] Polialfaolefinas adequadas (PAO) incluem, sem limitação, polietilenos, polipropilenos, polibutenos, polipentenos, polihexenos, poliheptenos, PAO superiores, seus copolímeros e suas misturas. Exemplos ilustrativos de PAO incluem os PAO vendidos pela Mobil Chemical Company como fluidos e SHF PAO anteriormente vendidos por Ethyl Corporation, sob o nome ETHYLFLO e atualmente por Albemarle Corporation sob o nome comercial Durasyn. Tais fluidos incluem os especificados como ETYHLFLO 162, 164, 166, 168, 170, 174, e 180. PAO adequado para uso nesta invenção incluem curvas de cerca de 56% do ETHYLFLO agora Durasyn 174 e cerca de 44% do ETHYLFLO agora Durasyn 168.

[0162] Como exemplos ilustrativos de polibutenos incluem, sem limitação, os que são vendidos pela Amoco Chemical Company e a Exxon Chemical Company sob o nome comercial Indopol e PARAPOL, respectivamente. Polibutenos bem adaptados para uso na presente invenção incluem Indopol 100 da Amoco.

[0163] Exemplos ilustrativos de poliéster incluem, sem limitação, neopentila, glicóis, trimetilolpropanos pentaeritrióis, dipentaeritritói, e diésteres tais como dioctilsebacato (DOS), diactilazelato (DOZ), e dioctiladipato.

[0164] Como exemplos ilustrativos de fluidos à base de petróleo incluem, sem limitação, óleos minerais brancos, óleos parafínicos, e óleos naftênicos de médio índice de viscosidade (MVI) com viscosidades que variam entre cerca de 5 x 10-6 a cerca de 600x10-6 m2/s (5 a cerca de 600 centistokes) a 40 °C. Exemplos ilustrativos de óleos minerais brancos incluem os vendidos por Witco Corporation, Arco Chemical Company, PSI e Penreco. Exemplos ilustrativos de óleos parafínicos incluem óleos neutros solventes disponíveis a partir de Exxon Chemical Company, (HVI) óleos neutros de alto índice de viscosidade disponíveis da Shell Chemical Company, e óleos neutros tratados de solventes disponíveis de Arco Chemical Company. Exemplos ilustrativos de óleos naftênicos MVI incluem os solventes extraídos dos óleos pálido carbonados disponíveis a partir de Exxon Chemical Company, óleos extraídos de MVI/tratados com ácidos disponíveis de Shell Chemical Company. Chemical Company, e os óleos naftênicos vendidos sob os nomes Hydrocal e Calsol por Calumet e óleos hidrogenados, tais como HT-40N e IA-35 a partir Petrocanada ou Shell Oil Company ou outros óleos hidrogenados semelhantes.

[0165] Como exemplos ilustrativos de óleos vegetais incluem, sem limitação, óleos de rícino, óleo de milho, óleo de oliva, óleo de girassol, óleo de sésamo, óleo de amendoim, óleo de palma, óleo de palmiste, óleo de coco, gordura de manteiga, óleo de canola, óleo de colza , óleo de semente de linho, óleo de semente de algodão, óleo de linhaça, outros óleos vegetais, óleos vegetais modificados, tais como óleos de rícino reticulados e semelhantes, e suas misturas. Exemplos ilustrativos de óleos animais incluem, sem limitação, sebo, óleo de vison, banha de porco, outros óleos de origem animal, e suas misturas. Outros óleos essenciais vão funcionar tão bem. Claro que, misturas de todos os óleos acima identificados podem ser usadas também.

Polímeros solúveis em hidrocarboneto

[0166] Os polímeros adequados para utilização como aditivos anti-sedimentação ou agentes de suspensão poliméricos na presente invenção incluem, sem limitação, polímeros lineares, polímeros em bloco, polímeros de enxerto, polímeros em estrela, ou outros polímeros multi- estruturados, que incluem um ou mais monômeros de olefina e/ou um ou mais monômeros de dieno e suas misturas ou combinações. O termo polímero, tal como aqui utilizado refere-se a homopolímeros, copolímeros, polímeros incluindo três ou mais monômeros (monômeros de olefinas e/ou monômeros de dieno), o polímero incluindo enxertos oligoméricos ou poliméricos, os quais podem compreender o mesmo ou diferente composição de monômero, ramificações estendendo para formar um centro polimérico ou estrelado reagente tal como agentes tri e tetra valentes ou nós de ligação de divinilbenzeno ou outros semelhantes, e homopolímeros possuindo diferentes tacticidades ou microestruturas. Exemplos ilustrativos são copolímeros de estireno-isopreno (aleatório ou bloco), tribloco, copolímero de estireno multi-bloqueados de butadieno (aleatório ou bloco), copolímero de etileno- propileno (aleatório ou bloco), polímeros de poliestireno sulfonados, polímeros de metacrilato de alquila, polímeros de vinilpirrolidona, piridina de vinila, acetato de vinila, ou suas misturas ou combinações.

[0167] Monômero de olefina adequados incluem, sem limitação, qualquer composto mono-insaturado capaz de ser polimerizado em um polímero ou suas misturas ou combinações. Exemplos ilustrativos incluem etileno, propileno, butileno, e outras alfa olefinas tendo entre cerca de 5 e cerca de 20 átomos de carbono e átomos de hidrogênio suficientes para satisfazer o requisito de valência, onde um ou mais átomos de carbono pode ser substituído por B, N, O, P, S , Ge ou outros semelhantes, e um ou mais dos átomos de hidrogênio pode ser substituído por F, Cl, Br, I, OR, SR, COOR, CHO, C (0) R, C(O)NH2, C(O)NHR , C(O)NRR', ou outros grupos semelhantes monovalentes, monômeros mono-olefínicos internos polimerizáveis ou suas misturas ou combinações, onde R e R' são o mesmo ou diferentes e são grupo carbila tendo entre cerca de 1 a cerca de 16 átomos de carbono e onde um ou mais dos átomos de carbono e átomos de hidrogênio podem ser substituídos como definido imediatamente acima.

[0168] Monômero de dieno adequado inclui, sem limitação, qualquer composto duplamente insaturado capaz de ser polimerizado em um polímero ou suas misturas ou combinações. Exemplos ilustrativos incluem 1,3-butadieno, isopreno, 2,3-dimetil butadieno, ou outros monômeros polimerizáveis de dieno.

[0169] Os inventores descobriram que Infineum SV150, um di-bloco de isopreno-estireno e atuou como polímero, oferece estabilidade de cisalhamento permanente superior e eficiência de espessamento devido a sua natureza de formação de micela.

[0170] Combustíveis de base de hidrocarboneto adequados incluem, sem limitação, t e óleo mineral ou óleo diesel antes da adição de argilas organofílicas, ativador polar, o aditivo a ser suspenso (Guar ou Guar Deriatizado, p.ex. CMHPG) e o tensoativo de dispersão em concentrações entre 0,10 - 5,0 % p/p.

Fluidos de base viscoelástica

[0171] Fluidos de base viscoelástica compreendem um veículo líquido incluindo tensoativo viscoelástico (VES) ou um gel de VES.

[0172] O tensoativo pode ser geralmente qualquer tensoativo. O tensoativo é de preferência viscoelástico. O tensoativo é de preferência aniônico. O tensoativo aniônico pode ser um sarcosinato de alquila. O sarcosinato de alquila pode geralmente ter qualquer número de átomos de carbono. Sarcosinatos de alquila presentemente preferidos têm cerca de 12 a cerca de 24 átomos de carbono. O sarcosinato de alquila pode ter cerca de 14 a cerca de 18 átomos de carbono. Exemplos específicos do número de átomos de carbono incluem 12, 14, 16, 18, 20, 22, e 24 átomos de carbono.

[0173] O tensoativo aniônico pode ter a fórmula química R1 CON(R2)CH2X, em que R1 é uma cadeia hidrófoba possuindo cerca de 12 a cerca de 24 átomos de carbono, R2 é hidrogênio, metila, etila, propila, ou butila, e X representa um grupo carboxila ou sulfonila. A cadeia hidrofóbica pode ser um grupo alquila, um grupo alcenila, um grupo alquilarilalquila, ou um grupo alcoxialquila. Os exemplos específicos de a cadeia hidrofóbica incluem um grupo tetradecila, um grupo hexadecila, um grupo octadecentila, um grupo octadecila, e um grupo docosenóico.

[0174] O tensoativo pode geralmente estar presente em qualquer concentração por cento em peso. As concentrações de tensoativo presentemente preferidos são cerca de 0,1% a cerca de 15% em peso. Uma concentração presentemente mais preferida é de cerca de 0,5% a cerca de 6% em peso. Procedimentos laboratoriais podem ser empregues para determinar as concentrações ótimas para qualquer situação particular.

[0175] O polímero anfotérico pode, geralmente, ser qualquer polímero anfotérico. O polímero anfotérico pode ser um homopolissacarídeo não iônico solúvel em água ou um polissacarídeo solúvel em água aniônico. O polímero pode em geral ter qualquer peso molecular, e é presentemente preferido tendo um peso molecular de pelo menos cerca de 500.000.

[0176] O polímero pode ser um polímero de poliacrilamida hidrolisada. O polímero pode ser um escleroglucano, um escleroglucano modificado, ou um escleroglucano modificado por contato com glioxal ou glutaraldeído. Os escleroglucanos são homopolisacarídeos solúveis em água não iônicos, ou polissacarídeos aniônicos solúveis em água, com pesos moleculares em excesso de cerca de 500.000, as moléculas das quais consistem de uma cadeia linear principal formada por unidades de D-glucose que estão ligadas por ligações β-1,3 e um em cada três dos quais está ligado a uma unidade de D-glucose lateral por meio de uma ligação β-1,6. Estes polissacarídeos podem ser obtidos por qualquer dos métodos conhecidos na técnica, tais como fermentação de um meio à base de açúcar e sais inorgânicos, sob a ação de um microorganismo de Sclerotium tipo A. Uma descrição mais completa de tais escleroglucanos e suas preparações pode ser encontrada, por exemplo, nas Pat. N°s. 3.301.848 e 4.561.985, aqui incorporadas por referência. Em soluções aquosas, as cadeias de escleroglucano são combinadas em uma espiral tripla, o que explica a rigidez do biopolímero, e, consequentemente, as suas características de alta viscosidade-potência aumentada e resistência à tensão de cisalhamento.

[0177] É possível utilizar, como fonte de escleroglucano, escleroglucano o qual é isolado a partir de um meio de fermentação, sendo o produto sob a forma de um pó ou de uma forma de solução mais ou menos concentrada em uma solução aquosa e/ou solvente aquoso-alcoólico. Escleroglucanos habitualmente utilizados em aplicações no campo do petróleo são também preferidos de acordo com a presente invenção, tais como aqueles que são pós brancos obtidos por precipitação alcoólica de um caldo de fermentação a fim de remover os resíduos do organismo produtor (micélio, por exemplo). Além disso, é possível utilizar a mistura de reação líquida resultante a partir da fermentação e que contém o escleroglucano em solução. De acordo com a presente invenção, escleroglucanos mais adequados são os escleroglucano modificado que resultam do tratamento de escleroglucanos com um reagente de dialdeído (glioxal, glutaraldeído, e semelhantes), bem como os descritos na Pat EUA. N° 6, 162,449, aqui incorporada por referência, (b-1,3- escleroglucanos com uma estrutura 3-dimensional reticulados produzidos por Sclerotium rolfsii).

[0178] O polímero pode ser Aquatrol V (um composto sintético que reduz os problemas de produção de água na produção do poço; descrito na patente US No. 5.465.792, aqui incorporada por referência), AquaCon (um terpolímero de peso molecular moderado hidrófilo baseado em poliacrilamida a ligação a superfícies de formação para aumentar a produção de hidrocarbonetos; descrito na Patente dos EUA No. 6.228.812, aqui incorporada por referência) e Aquatrol C (um material polimérico anfotérico). Aquatrol V, Aquatrol C, e AquaCon estão comercialmente disponíveis a partir de BJ Services Company.

[0179] O polímero pode ser um terpolímero sintetizado a partir de um monômero aniônico, um monômero catiônico, e um monômero neutro. Os monômeros utilizados têm de preferência reatividades semelhantes de modo que o material polimérico anfotérico resultante tenha uma distribuição aleatória de monômeros. O monômero aniônico pode geralmente ser qualquer monômero aniônico. Os monômeros aniônicos atualmente preferidos incluem ácido acrílico, ácido metacrílico, ácido sulfônico de 2-acrilamida-2- metilpropano, e anidrido maleico. O monômero catiônico pode geralmente ser qualquer monômero catiônico. Os monômeros catiônicos presentemente preferidos incluem o cloreto de dimetil-dialil amônio, metacrilato de dimetilamino-etila, e cloreto de aliltrimetil amônio. O monômero geralmente neutro pode ser qualquer monômero neutro. Monômeros neutros presentemente preferidos incluem butadieno, N-vinil-2- pirrolidona, éter metil-vinílico, acrilato de metila, anidrido maleico, estireno, acetato de vinila, acrilamida, metacrilato de metila e acrilonitrila. O polímero pode ser um terpolímero sintetizado a partir de ácido acrílico (AA), cloreto de dialil dimetil amônio (DMDAC) ou cloreto de dialildimetilamônio (DADMAC), e acrilamida (AM). A proporção de monômeros no terpolimero pode, geralmente, ser qualquer proporção. Uma proporção presentemente preferida é de cerca de 1: 1: 1.

[0180] Outro material polimérico anfotérico presentemente preferido (daqui em diante "polímero 1") inclui aproximadamente 30% de AA polimerizado, 40% de AM polimerizado, e 10% de DMDAC polimerizado ou DADMAC com aproximadamente 20% de DMDAC residual livre ou DADMAC que não é polimerizado devido a menor reatividade relativa do monômero DMDAC ou DADMAC.

[0181] O fluido pode ainda compreender um ou mais aditivos. O fluido pode ainda compreender uma base. O fluido pode ainda compreender um sal. O fluido pode ainda compreender um tampão. O fluido pode ainda compreender um modificador da permeabilidade relativa. O fluido pode ainda compreender metiletilamina, monoetanolamina, trietilamina, trietanolamina, hidróxido de sódio, hidróxido de potássio, carbonato de potássio, cloreto de sódio, cloreto de potássio, fluoreto de potássio, KH2PO4 ou K2HPO4. O fluido pode ainda compreender um propante. Propantes convencionais serão familiares para os peritos na arte e incluem areia, bauxita sinterizada de areia revestida com resina e materiais semelhantes. O propante pode ser suspenso no fluido.

[0182] Sarcosina (N-metilglicina) é um aminoácido de ocorrência natural encontrado em estrela do mar, ouriços do mar e crustáceos. Pode ser adquirido a partir de uma variedade de fontes comerciais, ou alternativamente produzido por uma série de vias sintéticas conhecidas na arte, incluindo a decomposição térmica da cafeína na presença de hidróxido de bário (Arch Pharm 232:601, 1894); (Bull. Chem Soc Japão, 39:2535,1966.); e muitos outros (T. Shirai na produção sintética e Utilização dos Aminoácidos; T. Kaneko, et al, Eds.; Wiley, Nova Iorque: pp. 184-186, 1974). Sarcosinato de sódio é produzido comercialmente a partir de formaldeído, cianeto de sódio e metil-amina (EUA Pat. Nos. 2.720.540 e 3.009.954). Os sarcosinatos preferidos são os produtos de condensação de sarcosinato de sódio e um cloreto de ácido graxo. O cloreto de ácido graxo faz reagir com sarcosinato de sódio, sob condições alcalinas cuidadosamente controladas (isto é, a reação de Schotten-Bauman) para produzir o sal de sódio de sarcosinato graxo que é solúvel em água. Após acidificação, o ácido graxo de sarcosina, que também é insolúvel em água, é formado e pode ser isolado do meio de reação. As acil sarcosinas podem ser neutralizadas com bases, tais como os sais de sódio, potássio, amônia, ou bases orgânicas, tais como a trietanolamina, a fim de produzir soluções aquosas.

[0183] Outro tensoativo útil nos fluidos desta invenção são um tensoativo sarcosinato aniônico disponível comercialmente a partir de BJ Services Company como "M- Aquatrol" (MA). O MA-1 sarcosinato é um tensoativo líquido viscoso com, pelo menos, 94% de sarcosina de oleoíla. Para a fratura hidráulica, uma quantidade suficiente do sarcosinato está presente na solução aquosa para proporcionar uma viscosidade suficiente para suspender propante durante a colocação. O tensoativo está de preferência presente a cerca de 0,5% a cerca de 10% em peso, mais preferencialmente a cerca de 0,5% a cerca de 6% em peso, com base no peso do fluido total.

Agentes viscosificantes

[0184] O polímero hidratável pode ser um polissacarídeo solúvel em água, tais como galactomanano, celulose, ou seus derivados.

[0185] Os polímeros hidratáveis adequados que podem ser utilizados em modalidades da invenção incluem qualquer um dos polissacarídeos hidratáveis que são capazes de formar um gel na presença de um agente de reticulação. Por exemplo, polissacarídeos hidratáveis adequados incluem, mas não estão limitados a, gomas de galactomanana, gomas de glucomanana, guars, derivados de guar, e derivados de celulose. Os exemplos específicos são a goma guar, derivados de goma guar, goma de alfarroba, goma karaya, carboximetil celulose, carboximetil celulose de hidroxietila, e celulose de hidroxietila. Agentes de gelificação presentemente preferidos incluem, mas não estão limitados a, gomas de guar, guar de hidroxipropila, carboximetil guar, guar de hidroxipropila, e carboximetil hidroxietil celulose de carboximetila. Polímeros hidratáveis adequados também podem incluir polímeros sintéticos, tais como álcool polivinílico, poliacrilamidas, poli-2-amino-2-metil propano sulfônico, e vários outros polímeros sintéticos e copolímeros. Outros polímeros adequados são conhecidos para aqueles peritos na arte.

[0186] O polímero hidratável pode estar presente no fluido, em concentrações que variam entre cerca de 0,10% a cerca de 5,0% em peso do fluido aquoso. Em certas modalidades, o intervalo para o polímero hidratável é cerca de 0,20% a cerca de 0,80% em peso.

Agentes de Reticulação de Agente Viscosificante

[0187] O agente de reticulação pode ser um borato, titanato, ou composto que contém zircônio. Por exemplo, o agente de reticulação pode ser borato x H2O de sódio (variando águas de hidratação), ácido bórico, borato de agentes de reticulação (uma mistura de um componente de titanato, de preferência um componente de organotitanato, com um componente de boro. O constituinte organotitanato pode ser ésteres de quelatos de titânio TYZOR® a partir de E.I. du Pont de Nemours & Company. O constituinte organotitanato pode ser uma mistura de um primeiro composto de organotitanato tendo uma base de lactato e uma base de trietanolamina tendo um segundo composto de organotitanato. O componente de boro pode ser selecionado a partir do grupo que consiste em ácido bórico, tetraborato de sódio, e suas misturas. Estes são descritos na Pat. US No. 4.514.309, aqui incorporada por referência, minérios a base de borato, tais como ulexita e colemanita, Ti(IV) acetilacetonato, o Ti (IV) trietanolamina, Zr lactato, Zr trietanolamina, Zr lactato - trietanolamina, Zr ou lactato-trietanolamina- triisopropanolamina. Em algumas modalidades, a composição de fluido de tratamento do poço pode ainda compreender um propante.

[0188] Um agente de reticulação adequado pode ser qualquer composto que aumenta a viscosidade do fluido por reticulação química, reticulação física, ou quaisquer outros mecanismos. Por exemplo, a quelação de um polímero hidratável pode ser conseguida por reticulação do polímero com íons metálicos incluindo o boro, o zircônio, o titânio e contendo os compostos, ou as suas misturas. Uma classe de agentes de reticulação adequados é organotitanatos. Outra classe de agentes de reticulação adequados são boratos, tal como descrito, por exemplo, na Pat U.S. No. 4.514.309, aqui incorporada por referência. A seleção de um agente de reticulação apropriado depende do tipo de tratamento a ser executado e o polímero hidratável a ser utilizado. A quantidade de agente de reticulação utilizada também depende das condições do poço e o tipo de tratamento a ser efetuado, mas é geralmente na faixa de desde cerca de 10 ppm a cerca de 1000 ppm de íon de metal do agente de reticulação no fluido de polímero hidratável. Em algumas aplicações, a solução aquosa de polímero é reticulada imediatamente após a adição do agente de reticulação para formar um gel altamente viscoso. Em outras aplicações, a reação do agente de reticulação pode ser retardada de tal modo que a formação de gel viscoso não ocorre até o tempo desejado.

[0189] Em muitos casos, se não a maioria, o polímero de viscosidade é reticulado com um agente de reticulação adequado. O polímero reticulado tem uma viscosidade ainda mais alta e é ainda mais eficaz na realização de propantes na formação de fraturamento. O íon borato tem sido amplamente utilizado como um agente de reticulação, tipicamente em fluidos de pH elevado, de guar, derivados de guar e outras galactomananas. Ver, por exemplo, Pat. U.S. No. 3.059.909, aqui incorporada por referência e numerosas outras patentes que descrevem este gel aquoso clássico como um fluido de fraturamento. Outros agentes de reticulação incluem, por exemplo, agentes de reticulação de titânio (EUA Pat. No. 3.888.312, aqui incorporada por referência), cromo, ferro, alumínio e zircônio (Pat. U.S. No. 3.301.723, aqui incorporada por referência). Destes, os agentes de reticulação de titânio e de zircônio são tipicamente preferidos. Exemplos de agentes de reticulação vulgarmente utilizados de zircônio incluem complexos de zircônio trietanolamina, acetilacetonato de zircônio, o lactato de zircônio, carbonato de zircônio, e agentes quelantes de ácido alfahidroxicarboxílico orgânico e zircônio. Exemplos de agentes de reticulação de titânio comumente utilizados incluem complexos de trietanolamina titânio, acetilacetonato de titânio, lactato de titânio, e agentes quelantes de ácido alfahidroxicarboxílico orgânico e titânio.

[0190] Da mesma forma, o agente(s) de reticulação pode ser selecionado dentre os compostos orgânicos e inorgânicos bem conhecidos dos peritos na arte úteis para esse fim, e a frase "agente de reticulação", tal como aqui utilizado, inclui as misturas de tais compostos. Os agentes de reticulação orgânicos exemplares incluem, mas não estão limitados a aldeídos, dialdeídos, fenóis, fenóis substituídos, éteres e suas misturas. Fenol, resorcinol, catecol, floroglucinol, ácido gálico, pirogalhol, 4,4- difenol, 1,3-di-hidroxinaftaleno, 1,4-benzoquinona, hidroquinona, quinidrona, tanino, acetato de fenila, benzoato de fenila, acetato de 1-naftila, 2-naftila de etila, cloroacetato de fenila, hidroxifenilalcanóis, formaldeído, paraformaldeído, acetaldeído, propanaldeído, butiraldeído, isobutiraldeído, valeraldeído, heptaldeído, decanal, glioxal, glutaraldeído, tereftaldeído, hexametilenotetramina, trioxano, tetraoxano, polioximetileno e diviniléter podem ser utilizados. Os agentes de reticulação inorgânicos típicos são os metais polivalentes, metais polivalentes quelados e compostos capazes de produzir metais polivalentes, incluindo compostos organometálicos, bem como boratos e complexos de boro e as suas misturas. Em certas modalidades, os agentes de reticulação inorgânicos incluem sais de cromo, complexos ou quelatos, tais como o nitrato de cromo, citrato de cromo, acetato de cromo, propionato de cromo, malonato de cromo, lactato de cromo, etc .; sais de alumínio, tais como citrato de alumínio, aluminatos, e complexos de alumínio e quelatos; sais de titânio, complexos, e quelatos; sais de zircônio, complexos ou quelatos, tais como o lactato de zircônio; e compostos contendo boro, como ácido bórico, boratos, e complexos de boro. Fluidos que contêm aditivos, tais como os descritos na Pat U.S. No. 4.683.068 e Pat EUA. N ° 5.082.579 podem ser utilizados.

[0191] Tal como indicado, podem ser utilizadas misturas de material de formação de gel polimérico ou gelificantes. Os materiais que podem ser utilizados incluem polímeros reticulados solúveis em água, copolímeros e terpolímeros, tais como polímeros de polivinila, poliacrilamidas, éteres de celulose, polissacarídeos, lignosulfonatos, seus sais de amônio, sais de metal alcalino, sais de lignosulfonatos alcalino-terrosos, e suas misturas. Polímeros específicos são copolímeros de acrilamida-ácido acrílico, copolímeros de ácido acrílico-metacrilamida, poliacrilamidas, poliacrilamidas parcialmente hidrolisadas, polimetacrilamidas parcialmente hidrolisadas, álcool polivinílico, acetato de polivinila, óxidos de polialquileno, celuloses, carboxiceluloses carboxialquilhidroxietil hidroxietilcelulose, galactomananas (p.ex., goma guar), galactomananas substituídas (por exemplo, hidroxipropilguar), heteropolissacarídeos obtidos a partir da fermentação de açúcar derivado de amido (por exemplo, goma xantana), amônio e sais de metais alcalinos dos mesmos e suas misturas. Em certas modalidades, os polímeros reticulados solúveis em água incluem guar hidroxipropila, guar carboximetilhidroxipropila, poliacrilamidas parcialmente hidrolisadas, goma xantana, álcool polivinílico, o amônio e os sais de metais alcalinos dos mesmos e suas misturas.

[0192] O pH de um fluido aquoso que contém um polímero hidratável pode ser ajustado se necessário, para tornar o fluido compatível com um agente de reticulação. Em outras modalidades, um material de ajuste do pH é adicionado ao fluido aquoso após a adição do polímero para o fluido aquoso. Os materiais típicos para ajuste do pH são os ácidos, tampões de ácido, e as misturas de ácidos e bases vulgarmente usadas. Por exemplo, bicarbonato de sódio, carbonato de potássio, hidróxido de sódio, hidróxido de potássio, e carbonato de sódio são agentes de ajustamento do pH típicos. Valores de pH aceitáveis para o fluido podem variar de neutro a básico, isto é, desde cerca de 5 a cerca de 14. Em outras modalidades, o pH é mantido neutro ou básico, ou seja, desde cerca de 7 a cerca de 14. Em outras modalidades, o pH é entre cerca de 8 a cerca de 12.

Agentes de ruptura

[0193] O agente de ruptura pode ser um agente oxidante à base de metal, tal como um metal alcalino-terroso ou um metal de transição. Os agentes de ruptura exemplificativos incluem, sem limitação, peróxido de magnésio, peróxido de cálcio, peróxido de zinco, ou suas misturas e combinações.

[0194] O termo "agente de ruptura" ou "ruptura" refere-se a qualquer produto químico que é capaz de reduzir a viscosidade de um fluido gelificado. Como descrito acima, depois de um fluido de faturamento ser formado e bombeado para uma formação subterrânea, é geralmente desejável para converter o gel altamente viscoso para um fluido de viscosidade mais baixa. Isso permite que o fluido seja facilmente e eficazmente removido da formação e permita que o material desejado, tal como óleo ou gás, escoe para dentro do furo do poço. Esta redução na viscosidade do fluido de tratamento é vulgarmente referida como "ruptura". Consequentemente, os produtos químicos usados para romper a viscosidade do fluido são referidos como um agente de ruptura ou um agente de rompimento.

[0195] Existem vários métodos disponíveis para a quebra de um fluido de fraturamento ou de um fluido de tratamento. Tipicamente, fluidos rompem após a passagem do tempo e/ou exposição prolongada a altas temperaturas. No entanto, é desejável ser capaz de prever e controlar a ruptura dentro de limites relativamente estreitos. Agentes de oxidação suaves são úteis como agentes de ruptura, quando um fluido é utilizado com a formação de temperatura relativamente elevada, embora temperaturas de formação de 300 °F (149 °C) ou superior irá geralmente romper o fluido de forma relativamente rápida sem o auxílio de um agente oxidante.

[0196] Exemplos de agentes de ruptura inorgânicos para uso na presente invenção incluem, mas não estão limitados a, persulfatos, percarbonatos, perboratos, peróxidos, perfosfatos, permanganatos, etc. Exemplos específicos de agentes de ruptura inorgânicos incluem, mas não estão limitados a, persulfatos de metais alcalinos, percarbonatos de metal alcalino de metais alcalinos terrosos, perboratos de metais alcalinos-terrosos, peróxidos de metais alcalino-terrosos, perfosfatos de metais alcalino- terrosos, sais de zinco de peróxido, perfosfato, perborato, percarbonato, e assim por diante. Agentes de ruptura adequados adicionais são revelados na Pat EUA. Nos 5877, 127.; 5.649.596; 5.669.447; 5.624.886; 5, 106,518; 6, 162,766; e 5.807.812, aqui incorporadas por referência. Em algumas modalidades, um agente de ruptura inorgânico é selecionado a partir de metal alcalino-terroso ou agentes oxidantes baseados em metais de transição, tais como peróxidos, peróxidos de magnésio, peróxidos de zinco e cálcio.

[0197] Além disso, agentes de ruptura enzimáticos podem também ser usados em lugar de ou em adição a um agente de ruptura não enzimático. Exemplos de agentes de ruptura enzimáticos adequados, tais como as enzimas específicas de guar, alfa e beta amilases, amiloglucosidase, aligoglucosidase, invertase, maltase, celulase, e hemi- celulase são revelados nas Pat EUA. N ° s. 5.806.597 e 5.067.566, aqui incorporadas por referência.

[0198] Um agente de ruptura ou agentes de ruptura pode ser utilizado "tal e qual" ou sendo encapsulado e ativado por uma variedade de mecanismos, incluindo a formação de esmagamento por fechamento ou por dissolução de fluidos na formação. Tais técnicas estão descritas, por exemplo, na Pat EUA. Nos 4.506.734.; 4.741.401; 5,110,486; e 3,163,219, aqui incorporada por referência. Composições de Alteração de Agregação ou do Potencial zeta Composições de alteração de agregação ou potencial zeta de produto de reação de amina-fosfato Aminas

[0199] As aminas adequadas incluem, sem limitação, qualquer amina que é capaz de reagir com um éster de fosfato adequado para formar uma composição que forma um revestimento deformável sobre uma superfície metálica contendo óxido. Exemplos exemplares de tais aminas incluem, sem limitação, qualquer amina de fórmula geral R1, R2NH ou misturas ou combinações dos mesmos, onde R1 e R2 são, independentemente, um átomo de hidrogênio ou um grupo carbila tendo entre cerca dentre cerca de 1 e 40 átomos de carbono e os átomos de hidrogênio necessários para satisfazer a valência e onde um ou mais dos átomos de carbono pode ser substituído por um ou mais heteroátomos selecionados a partir do grupo constituído por boro, nitrogênio, oxigênio, fósforo, enxofre ou mistura ou suas combinações e onde um ou mais dos átomos de hidrogênio podem ser substituídos por um ou mais átomos de valência individuais selecionados a partir do grupo que consiste em flúor, cloro, bromo, iodo ou suas misturas ou combinações. Exemplos ilustrativos de aminas adequadas para uso na presente invenção incluem, sem limitação, anilina e alquil anilinas ou misturas de alquil anilinas, piridinas e alquil piridinas ou misturas de alquil-piridinas, pirrol e alquil pirróis ou misturas de alquil pirróis, piperidina e alquil piperidinas ou misturas de alquil piperidinas, pirrolidina e alquil pirrolidinas, indolizina e alquil indolizinas ou misturas de alquil indolizinas, Indol e alquil Indóis ou mistura de alquil Indóis, imidazol e alquil imidazol ou misturas de alquil imidazol, quinolina e alquil quinolina ou mistura de alquil quinolina, isoquinolina e alquil isoquinolina ou mistura de alquil isoquinolina, pirazina e alquil pirazina ou mistura de alquil pirazina, quinoxalina e alquil quinoxalina ou mistura de quinoxalina alquila, acridina e alquil acridina ou mistura de alquil acridina, pirimidina e alquil pirimidina ou mistura de alquil pirimidina, quinazolina e alquil quinazolina ou mistura de alquil quinazolina, ou suas misturas ou combinações.

Compostos de fosfato

[0200] Os compostos de fosfato adequados incluem, sem limitação, qualquer éster de fosfato que é capaz de reagir com uma amina adequada para formar uma composição que forma um revestimento deformável em uma superfície contendo óxido metálico ou materiais particulados revestidos parcialmente ou completamente. Exemplos ilustrativos de tais ésteres de fosfato incluem, sem limitação, quaisquer ésteres fosfato de fórmula geral P(O)(OR3)(OR4)(OR5), os seus polímeros, ou misturas ou suas combinações, em que R3, R4 e OR5 são independentemente um átomo de hidrogênio ou um grupo carbila tendo entre cerca de 1 e 40 átomos de carbono e os átomos de hidrogênio necessários para satisfazer a valência e onde um ou mais dos átomos de carbono podem ser substituídos por um ou mais heteroátomos selecionados a partir do grupo que consiste em boro, nitrogênio, oxigênio, fósforo, enxofre ou mistura ou suas combinações e em que um ou mais dos átomos de hidrogênio podem ser substituídos por um ou mais átomos de valência individuais selecionados a partir do grupo que consiste em flúor, cloro, bromo, iodo ou suas misturas ou combinações. Exemplos exemplares de ésteres de fosfato incluem, sem limitação, éster de fosfato de alcanois que têm a fórmula geral P(O)(OH)x(OR6)y em que x + y = 3 e são, independentemente, um átomo de hidrogênio ou um grupo que tem entre cerca de carbila entre cerca de 1 e 40 átomos de carbono e os átomos de hidrogênio necessários para satisfazer a valência e onde um ou mais dos átomos de carbono pode ser substituído por um ou mais heteroátomos selecionados a partir do grupo constituído por boro, nitrogênio, oxigênio, fósforo, enxofre ou mistura ou suas combinações e onde um ou mais dos átomos de hidrogênio pode ser substituído por um ou mais átomos individuais de valência selecionados a partir do grupo que consiste em flúor, cloro, bromo, iodo ou suas misturas ou combinações, tais como fosfato etoxi, fosfato propoxila ou maior fosfatos alcoxi ou suas misturas ou combinações. Outros exemplos exemplificativos de ésteres de fosfato incluem, sem limitação, ésteres de fosfato de alcanol aminas com a fórmula geral N[R7OP(O)(OH)2]3, onde o símbolo R7 representa um grupo carbenila tendo entre cerca dentre cerca de 1 e 40 átomos de carbono e o átomos de hidrogênio necessários para satisfazer a valência e onde um ou mais dos átomos de carbono pode ser substituído por um ou mais heteroátomos selecionados a partir do grupo constituído por boro, nitrogênio, oxigênio, fósforo, enxofre ou mistura ou suas combinações e onde um ou mais dos átomos de hidrogênio pode ser substituído por um ou mais átomos de valência individuais selecionados a partir do grupo que consiste em flúor, cloro, bromo, iodo ou suas misturas ou combinações de grupo, incluindo o éster tri-fosfato de tri-etanol amina ou suas misturas ou combinações. Outros exemplos de ésteres de fosfato exemplificativos incluem, sem limitação, ésteres de fosfato de compostos aromáticos hidroxilados, tais como ésteres de fosfato de fenóis alquilados, tais como éster de fosfato ou teres de fosfato nonilfenílico fenólicos. Outros exemplos de ésteres de fosfato exemplificativos incluem, sem limitação, ésteres de fosfato de dióis e polióis, tais como ésteres de fosfato de etileno glicol, propileno glicol, ou estruturas glicólicas mais elevadas. Outros ésteres de fosfato exemplificativos incluem qualquer éster de fosfato que pode reagir com uma amina e revestido sobre um substrato para formar um revestimento deformável aumentando o potencial de agregação do substrato.

Composições de Agregação do Potencial Zeta de Amina Polimérica

[0201] As aminas adequadas capazes de formar um revestimento deformável sobre uma superfície sólida de partículas, superfícies e/ou materiais incluem, sem limitação, aminas aromáticas heterocíclicas, aminas aromáticas heterocíclicas, aminas aromáticas heterocíclicas de poli vinila, co-polímeros de amina heterocíclica aromática de vinila e monômeros polimerizáveis sem amina (monômeros etilenicamente insaturados e monômeros de dieno), ou misturas ou suas combinações, em que os substituintes das aminas aromáticas heterocíclicas substituídas são grupos carbila possuindo entre cerca dentre cerca de 1 e 40 átomos de carbono e os átomos de hidrogênio necessários para satisfazer a valência e onde um ou mais dos átomos de carbono pode ser substituído por um ou mais heteroátomos selecionados a partir do grupo constituído por boro, nitrogênio, oxigênio, fósforo, enxofre ou mistura ou suas combinações e onde um ou mais dos átomos de hidrogênio pode ser substituído por um ou mais átomos de valência individuais selecionados a partir do grupo que consiste em flúor, cloro, bromo, iodo ou suas misturas ou combinações. Em certas modalidades, as aminas apropriadas para utilização nesta invenção incluem, sem limitação, anilina e alquil anilinas ou misturas de alquil anilinas, piridinas e alquil piridinas ou misturas de alquil- piridinas, pirrol e alquil pirróis ou misturas de alquil pirróis, piperidina e alquil piperidinas ou misturas de alquil piperidinas, pirrolidina e alquil pirrolidinas ou misturas de alquil pirrolidinas, indolizina e alquil indolizinas ou misturas de alquil indolizinas, Indol e alquil Indóis ou mistura de alquil Indóis, imidazol e alquil imidazol ou misturas de alquil imidazol, quinolina e alquil quinolina ou mistura de alquil quinolina, isoquinolina e alquil isoquinolina ou mistura de alquil isoquinolina, pirazina e alquil pirazina ou mistura de alquil pirazina, quinoxalina e alquil quinoxalina ou mistura de alquil quinoxalina, acridina e alquil acridina ou mistura de alquil acridina, pirimidina e alquil pirimidina ou uma mistura de alquil pirimidina, quinazolina e alquil quinazolina ou mistura de alquil quinazolina, ou suas misturas ou combinações. Em certas modalidades, as poli vinil aminas heterocíclicas incluem, sem limitação, polímeros e copolímeros de vinil-piridina, vinil piridina substituída, indolizinas de vinila, substituído indolizinas, pirrol vinilo, vinil pirróis substituídos, vinil piperidina, vinil piperidina substituída, vinil pirrolidina, vinil pirrolidinas substituídas, vinil indol, vinil indóis substituídos, vinil imidazol, vinil imidazol substituído, vinil quinolina, vinil quinolina substituída, vinil isoquinolina, vinil isoquinolina substituída, vinil pirazina, vinil pirazina substituída, vinil quinoxalina, vinil quinoxalina substituída, vinil acridina, vinil acridina substituída, vinil pirimidina, vinil pirimidina substituída, vinil quinazolina de vinilo, vinilo substituído quinazolina, ou suas misturas e combinações. Em certas modalidades, as aminas aromáticas heterocíclicas compreendem HAP -310TM disponível a partir de Vertellus Specialties Inc. Componente de amina e Componente de Amina e Composições de Agregação de Produto de Reação de Amina-Fosfato

[0202] As aminas adequadas para o componente de amina incluem, sem limitação, uma amina de fórmula geral R1, R2NH ou misturas ou combinações dos mesmos, onde R1 e R2 são, independentemente, um átomo de hidrogênio ou um grupo carbila tendo entre cerca de 1 e 40 de carbono átomos e os átomos de hidrogênio necessário para satisfazer a valência, onde, pelo menos, R1 ou R2 é um heterociclo contendo nitrogênio, e onde um ou mais dos átomos de carbono pode ser substituído por um ou mais heteroátomos selecionados a partir do grupo constituído por boro, nitrogênio, oxigênio, fósforo, enxofre ou mistura ou suas combinações e em que um ou mais dos átomos de hidrogênio pode ser substituído por um ou mais átomos de valência individuais selecionados a partir do grupo que consiste em flúor, cloro, bromo, iodo ou suas misturas ou combinações. Exemplos ilustrativos de aminas adequadas para uso na presente invenção incluem, sem limitação, piridinas e alquil piridinas ou misturas de alquil-piridinas, pirrol e alquil pirróis ou misturas de alquil pirróis, piperidina e alquil piperidinas ou misturas de alquil piperidinas, pirrolidina e alquil pirrolidinas ou misturas de alquil pirrolidinas, indolizina e alquil indolizinas ou mistura de alquil indolizinas, indol e alquil Indóis ou mistura de alquil Indóis, imidazol e alquil imidazol ou misturas de alquil imidazol, quinolina e alquil quinolina ou mistura de alquil quinolina, isoquinolina e alquil isoquinolina ou mistura de alquil isoquinolina, pirazina e alquil pirazina ou uma mistura de alquil pirazina, quinoxalina e alquil quinoxalina ou mistura de alquil quinoxalina, acridina e alquil acridina ou mistura de alquil acridina, pirimidina e alquil pirimidina ou mistura de alquil pirimidina, quinazolina e alquil quinazolina ou mistura de alquil quinazolina, ou suas misturas ou combinações. Em certas modalidades, as aminas dos componentes de amina compreendem alquil-piridinas.

Composições de Agregação do Potencia Zera Polimérico de Amina

[0203] Os polímeros adequados para utilização nas composições da presente invenção incluem, sem limitação, qualquer polímero, incluindo unidades de repetição derivadas a partir de um heterociclo ou monômero de vinila aromático heterocíclico, onde os heteroátomos são um átomo de nitrogênio ou uma combinação de um átomo de nitrogênio e outros heteroátomos selecionados a partir do grupo que consiste em boro, oxigênio, fósforo, enxofre, germânio, e/ou suas misturas. Os polímeros podem ser homopolímeros de nitrogênio que contém monômeros de vinila cíclicos ou aromáticos, ou copolímeros de quaisquer monômeros etilenicamente insaturados que irão copolimerizar com um nitrogênio contendo monômero de vinila cíclico ou aromático. Exemplar monômeros vinílicos cíclicos ou aromáticos contendo nitrogênio incluem, sem limitação pirróis, vinil, pirróis substituídos por vinilo, vinil piridinas, vinil piridinas substituídas, vinil indolizinas, vinil indolizinas substituídas, vinil quinolinas ou vinil quinolinas substituídas, vinil anilinas ou vinil anilinas substituídas, vinil piperidinas ou vinil piperidinas substituídas, vinil pirrolidinas substituídas ou vinil pirrolidinas substituídas, vinilimidazol ou vinil imidazol substituído, vinil pirazina ou vinil pirazinas substituídas, vinil pirimidinas ou vinil pirimidina substituída, vinil quinazolina ou vinil quinazolina substituída, ou suas misturas ou combinações. Monômeros de piridina exemplares incluem 2-vinil piridina, 4-vinil piridina, ou suas misturas ou combinações. Homopolímeros exemplificativos incluem poli 2-vinil piridina, poli-4-vinil piridina, e misturas ou combinações dos mesmos. Copolímeros exemplificativos incluindo copolímeros ou 2-vinil piridina e 4-vinilpiridina, copolímeros de etileno e 2-vinil-piridina e/ou 4- vinilpiridina, copolímeros de propileno e 2-vinil-piridina e/ou 4-vinilpiridina, copolímeros de acrílico e ácido 2- vinil-piridina e/ou 4-vinilpiridina, copolímeros de ácido metacrílico e 2-vinil piridina e/ou 4-vinilpiridina, copolímeros de acrilatos e 2-vinil piridina e/ou 4- vinilpiridina, copolímeros de metacrilatos e 2-vinil- piridina e/ou 4-vinilpiridina, e misturas de combinações. Todos esses monômeros podem também incluir substituintes. Além disso, em todos estes monômeros de vinila ou monômeros etilenicamente insaturados, um ou mais dos átomos de carbono podem ser substituídos por um ou mais heteroátomos selecionados a partir do grupo que consiste em boro, oxigênio, fósforo, enxofre ou mistura ou suas combinações e onde um ou mais dos átomos de hidrogênio pode ser substituído por um ou mais átomos de valência individuais selecionados a partir do grupo que consiste em flúor, cloro, bromo, iodo ou suas misturas ou combinações. É claro, todos estes monômeros incluem pelo menos um átomo de nitrogênio na estrutura.

[0204] Exemplos de polímeros de vinil aminas coberto na patente de Weatherford US8466094.

[0205] A partir das reivindicações: piridina poli- 2-vinil, piridina poli-4-vinil, e suas misturas ou combinações e copolímeros selecionados do grupo que consiste em copolímeros de 2-vinil piridina e 4-vinilpiridina, copolímeros de etileno e 2-vinil piridina e/ou 4- vinilpiridina, copolímeros de propileno e 2-vinil-piridina e/ou 4-vinilpiridina, copolímeros de ácido acrílico e 2- vinil piridina e/ou 4-vinilpiridina, copolímeros de ácido metacrílico e 2-vinil-piridina e/ou 4-vinil piridina, copolímeros de acrilatos e 2-vinil-piridina e/ou 4- vinilpiridina, copolímeros de metacrilatos e 2-vinil piridina e/ou 4-vinilpiridina, e misturas ou combinações dos mesmos e opcionalmente, um produto da reação de uma amina e de um composto contendo fosfato.

[0206] Os polímeros adequados para utilização nas composições da presente invenção incluem, sem limitação, qualquer polímero, incluindo unidades de repetição derivadas de um heterocíclico ou monômero de vinila ou aromático heterocíclico, onde os heteroátomos é um átomo de nitrogênio ou uma combinação de um átomo de nitrogênio e mais heteroátomos selecionados a partir do grupo que consiste em boro, oxigênio, fósforo, enxofre, germânio, e/ou suas misturas. Os polímeros podem ser homopolímeros de monômeros de vinila que contêm nitrogênio cíclicos ou aromáticos, ou copolímeros de quaisquer monômeros etilenicamente insaturados que irão copolimerizar com um monômero de vinila que contém nitrogênio cíclico ou aromático. Monômeros de vinila cíclicos exemplares incluem, sem limitação, pirróis vinil, vinil pirróis substituídos, vinil piridinas, vinil piridinas substituídas, vinil quinolinas ou vinil quinolinas substituídas, vinil anilinas ou vinil anilinas substituídas, vinil piperidinas ou vinil piperidinas substituídas aromáticas contendo nitrogênio, vinil pirrolidinas ou vinil pirrolidinas substituídas, vinil imidazol ou vinil imidazol substituído, vinil pirazina ou vinil pirazina substituída, vinil pirimidinas ou vinil pirimidinas substituídas, vinil quinazolina ou vinil quinazolina substituída, ou suas misturas ou combinações.

[0207] Para mais detalhes sobre as composições de agregação utilizadas nesta invenção, o leitor é remetido para Estados Unidos Pat. Nos 7.392.847.; 7.956.017; 8.466.094; e 8.871.694; e Estados Unidos Pub. Nos. 20100212905, e 20130075100.

Composições de Agregação de Coacervados

[0208] O tensoativo que é de carga oposta a partir do polímero é por vezes aqui denominado o "tensoativo contraiônico." Com isto queremos dizer um tensoativo tendo uma carga oposta à do polímero.

[0209] Os polímeros catiônicos adequados incluem poliaminas, derivados quaternários de éteres de celulose, derivados quaternários de guar, homopolímeros e copolímeros de pelo menos 20 moles por cento de cloreto dimetil dialil amônio (DMDAAC), homopolímeros e copolímeros de cloreto de metacrilamidopropil trimetil amônio (MAPTAC), homopolímeros e copolímeros de cloreto de acrilamidopropiltrimetilamônio (AC APT), homopolímeros e copolímeros de cloreto de metacriloíloxietil trimetil amônio (METAC), homopolímeros e copolímeros de cloreto de acriloíloxietil trimetil amônio (AETAC), homopolímeros e copolímeros de sulfato de metacriloíloxietil trimetil metil amônio (METAMS), e derivados quaternários do amido.

[0210] Os polímeros aniônicos apropriados incluem homopolímeros e copolímeros de ácido acrílico (AA), homopolímeros e copolímeros de ácido metacrílico (MAA), homopolímeros e copolímeros de ácido sulfônico 2-acrilamido- 2-metilpropano (AMPSA), homopolímeros e copolímeros de ácido N-metacrilamidopropil N,N-dimetilamino acético, ácido N- acrilamidopropil N,N-dimetil amino acético, ácido N- metacriloiloxietil N,N-dimetil amino acético, e ácido N- acriloiloxietil N,N-dimetil amino acético.

[0211] Os agentes tensoativos aniônicos adequados para utilização com os polímeros catiônicos incluem alquila, arila ou sulfatos de alquil-arila, alquila, arila ou alquil ou aril carboxilatos de alquila, arila ou alquil-aril- sulfonatos. De um modo preferido, as unidades alquila têm cerca de 1 a cerca de 18 átomos de carbono, os radicais arila têm cerca de 6 a cerca de 12 átomos de carbono, e os radicais alquil arila tem cerca de 7 a cerca de 30 átomos de carbono. Exemplos de grupos seriam propila, butila, hexila, decila, dodecila, fenila, benzila e derivados de alquil benzeno lineares ou ramificados dos carboxilatos, sulfatos e sulfonatos. Incluem-se sulfatos de alquila, sulfonatos de éter de alcarila, succinatos de alquila, sulfossuccinatos de alquila, sarcosinatos de N-alcoíla, fosfatos de alquila, fosfatos de éter de alquila, éter carboxilatos de alquila, sulfonatos de alfa-olefina e tauratos de acila de metila, especialmente seus sais de sódio, amônio e magnésio, sais de mono-, di- e trietanolamina. Os grupos alquila e acila contêm geralmente de 8 a 18 átomos de carbono e podem ser insaturados. Os sulfatos de éter de alquila, fosfatos de alquila e éter carboxilatos de éter de alquila pode conter de um óxido de propileno ou óxido de 10 unidades de etileno por molécula, e contêm de preferência 2 a 3 unidades de óxido de etileno por molécula. Exemplos de tensoativos aniônicos apropriados incluem lauril sulfato de sódio de lauril éter sulfato de sódio, lauril amônio sulfossuccinato, sulfato de laurilo de amônio, lauril amônio éter de sulfato, sulfonato de dodecilbenzeno de sódio, sulfonato de trietanolamina dodecilbenzeno, sulfonato de isetionato de cocoíla de sódio, isetionato de lauroílo de sódio, e N-lauril sarcosinato de sódio.

[0212] Os tensoativos catiônicos adequados para serem utilizados com os polímeros aniônicos incluem os agentes tensoativos de amônio quaternário de fórmula XN+R1R2R3 em que R1, R2, e R3 são selecionados independentemente a partir de hidrogênio, um grupo alifático de cerca de 1 a cerca de 22 átomos de carbono, ou grupo aromático, arila, alcoxi, polioxialquileno, alquilamido, hidroxialquila, ou alquilarila tendo de cerca de 1 a cerca de 22 átomos de carbono; e X é um ânion selecionado de halogênio, acetato, fosfato, nitrato, sulfato, radicais alquilsulfato (por exemplo, sulfato de metila e sulfato de etila), tosilato, lactato, citrato, e glicolato. Os grupos alifáticos podem conter, além dos átomos de carbono e hidrogênio, ligações de éter, e outros grupos tais como grupos substituintes hidroxila ou amino (por exemplo, os grupos alquila podem conter polietileno glicol e polipropileno glicol porções). Os grupos alifáticos de cadeia mais longa, por exemplo, as de cerca de 12 átomos de carbono, ou maior, pode ser saturado ou insaturado. Mais preferencialmente, R1 é um grupo alquila tendo de cerca de 12 a cerca de 18 átomos de carbono; R2 é selecionado a partir de H ou um grupo alquila tendo de cerca de 1 a cerca de 18 átomos de carbono; R3 e R4 são independentemente selecionados a partir de H ou um grupo alquila tendo de cerca de 1 a cerca de 3 átomos de carbono; e X é tal como foi acima descrito.

[0213] Álcoois hidrofóbicos apropriados tendo 6-23 átomos de carbono são álcoois de alquila lineares ou ramificados de fórmula geral CMH2M+2-N(OH)N, em que M é um número de 6-23, e n é 1 quando M é 6 -12, mas em que M é 1323, que N pode ser um número de 1 a 3. O álcool hidrófobo mais preferido é o álcool de laurila, mas qualquer álcool mono-hidroxi linear tendo 8-15 átomos de carbono também é preferível um álcool com ou mais menos átomos de carbono.

[0214] Por um promotor de gel queremos dizer uma betaína, uma sultaina ou hidroxisultaína, ou um óxido de amina. Exemplos de betaínas incluem as betaínas de alquila superior, tais como coco dimetil carboximetil betaína, lauril dimetil carboximetil betaína, lauril dimetil betaína alphacarboxyethyl, cetil dimetil carboximetil betaína, cetil dimetil betaína, lauril-bis-(2-hidroxietil)carboximetil betaína, oleil dimetil gama-carboxipropil betaína, lauril- bis- (2-hidroxipropil) alfa-carboxietil betaína, coco- dimetil-sulfopropil betaína, lauril dimetil sulfoetil betaína, lauril-bis- (2-hidroxietil) sulfopropil betaína, amidobetaínas e amidosulfobetaines (em que o RCONH (CH2) 3 radical está ligado ao átomo de nitrogênio da betaína, oleil betaína, e cocoamidopropil betaína. Exemplos de sultaínas e hidroxissultaínas incluem materiais como cocoamidopropil hidroxisultaína.

[0215] Por um potencial zeta tendo um valor absoluto de, pelo menos, 20 queremos dizer um potencial zeta que tem um valor de + 20 de superior ou -20 ou inferior.

[0216] Os tensoativos anfotéricos adequados para utilização com quer polímeros catiônicos ou polímeros aniônicos incluem os tensoativos largamente descritos como derivados de aminas secundárias e terciárias alifáticas nas quais o radical alifático pode ser de cadeia linear ou ramificada e em que um dos substituintes alifáticos contém entre cerca de 8 a cerca de 18 átomos de carbono e um contém um grupo aniônico solubilizante em água, tais como carboxi, sulfonato, sulfato, fosfato ou fosfonato. Agentes tensoativos anfotéricos apropriados incluem derivados de aminas secundárias e terciárias alifáticas nas quais o radical alifático pode ser de cadeia linear ou ramificada e em que um dos substituintes alifáticos contém de cerca de 8 a cerca de 18 átomos de carbono e um contém um grupo aniônico solubilizante em água, por exemplo, carboxi, sulfonato, sulfato, fosfato ou fosfonato. Exemplos de compostos que caem dentro desta definição são o sódio 3- dodecilaminopropionato, e sódio 3-dodecilaminopropano sulfonato.

[0217] Os óxidos de amina adequados incluem óxido de cocoamidopropil dimetil amina e outros compostos da fórmula R1R2R3N ^ O em que R3 é um grupo hidrocarbila ou hidrocarbila substituída tendo de cerca de 8 a cerca de 30 átomos de carbono, e R1 e R2 são independentemente hidrogênio, um grupo hidrocarbila ou hidrocarbila substituída tendo até 30 átomos de carbono. De preferência, R3 é um grupo hidrocarbila alifático ou alifático substituído, possuindo pelo menos cerca de 12 e até cerca de 24 átomos de carbono. Mais preferencialmente R3 é um grupo alifático tendo pelo menos cerca de 12 átomos de carbono e tendo até cerca de 22, e mais preferencialmente um grupo alifático tendo pelo menos cerca de 18 e não mais do que cerca de 22 átomos de carbono.

[0218] Os compostos adequados contendo fósforo adequados para uso na invenção incluem, sem limitação, fosfatos ou equivalentes de fosfato ou suas misturas ou combinações. Fosfatos adequados incluem, sem limitação, fosfatos de metais mono-alcalinos (PO(OH)(OM), em que M é Li, Na, K, Rd, ou Cs), fosfatos de metais di-alcalinos (PO(OH)(OM)2 , onde cada M é o mesmo ou diferente e é Li, na, K, Rd, ou Cs), tais como fosfato de dipotássio (PO(OH)(OK)2) e fosfato dissódico, (PO(OH)(ONa)2) , fosfatos de metal tri-alcalino (PO(OM)3, em que cada M é o mesmo ou diferente e é Li, na, K, Rd, ou Cs), tais como o fosfato trissódico (PO (ONa) 3) e o fosfato tripotássico (PO(OK)3), fosfatos de carbila (PO (OR1)(OM)2, em que R1 é um grupo carbila e M é H, Li, Na, K, Rd, e/ou Cs), dicarbil fosfatos (PO(OR1)(OR2)(OM), onde R1 e R2 são os mesmos ou diferentes grupos carbila e M é H, Li, Na, K, Rd, ou Cs), fosfatos tricarbila (PO(OR1)(OR2)(OR3), em que R1, R2, e R3 são os mesmos ou diferentes grupos carbila), ou suas misturas ou combinações.

[0219] Grupo carbila adequados incluem, sem limitações, grupo carbila possuindo entre cerca de 3 e 40 átomos de carbono, em que um ou mais dos átomos de carbono pode ser substituído por um heteroátomo selecionado a partir do grupo que consiste em oxigênio e nitrogênio, sendo o restante de valências compreendendo hidrogênio ou um grupo mono valente tal como um halogênio, uma amida (-NHCOR), um alcóxido (OR), ou outros semelhantes, onde R é um grupo carbila. O grupo carbila pode ser um grupo alquila, um grupo alcenila, um grupo arila, um grupo alcaarila, um grupo arilalquila, ou misturas ou combinações dos mesmos, isto é, cada grupo carbila em que o fosfato pode ser o mesmo ou diferente. Em certas modalidades, o grupo carbila tem entre cerca de 3 e cerca de 20, em que um ou mais dos átomos de carbono podem ser substituídos com um heteroátomo selecionado a partir do grupo que consiste em oxigênio e nitrogênio, sendo o restante de valências compreendendo hidrogênio ou um grupo mono -valente tal como um halogênio, uma amida (-NHCOR), um alcóxido (OR), ou outros semelhantes, onde R é um grupo carbila. Em certas modalidades, o grupo carbila tem entre cerca de 3 e cerca de 16, em que um ou mais dos átomos de carbono pode ser substituído com um heteroátomo selecionado a partir do grupo que consiste em oxigênio e nitrogênio, sendo o restante de valências compreendendo hidrogênio ou um grupo mono-valente tal como um halogênio, uma amida (-NHCOR), um alcóxido (OR), ou outros semelhantes, onde R é um grupo carbila. Em certas modalidades, o grupo carbila tem entre cerca de 3 e cerca de 12, em que um ou mais dos átomos de carbono pode ser substituído com um heteroátomo selecionado a partir do grupo que consiste em oxigênio e nitrogênio, sendo o restante de valências compreendendo hidrogênio ou um grupo mono-valente tal como um halogênio, uma amida (-NHCOR), um alcóxido (OR), ou outros semelhantes, onde R é um grupo carbila. Em certas modalidades, o grupo carbila tem entre cerca de 4 e cerca de 8, em que um ou mais dos átomos de carbono pode ser substituído com um heteroátomo selecionado a partir do grupo que consiste em oxigênio e nitrogênio, sendo o restante de valências compreendendo hidrogênio ou um grupo mono-valente tal como um halogênio, uma amida (-NHCOR), um alcóxido (OR), ou outros semelhantes, onde R é um grupo carbila.

[0220] Fosfatos de tri-alquila adequados incluem, sem limitações, o grupo alquila tendo de cerca de 3 a cerca de 20 átomos de carbono, em que um ou mais dos átomos de carbono podem ser substituídos com um heteroátomo selecionado a partir do grupo que consiste em oxigênio e nitrogênio, com o restante compreendendo valências de hidrogênio ou um grupo mono valente tal como um halogênio, uma amida (-NHCOR), um alcóxido (-OR), ou outros semelhantes, onde R é um grupo carbila. Em certas modalidades, o fosfato de tri-alquila inclui grupos alquila tendo de cerca de 4 a cerca de 12 átomos de carbono, em que um ou mais dos átomos de carbono pode ser substituído por um heteroátomo selecionado a partir do grupo que consiste em oxigênio e nitrogênio, sendo o restante de valências compreendendo hidrogênio ou um grupo mono valente tal como um halogênio, uma amida (-NHCOR), um alcóxido (OR), ou outros semelhantes, onde R é um grupo carbila. Em outras modalidades, o fosfato de tri-alquila inclui grupos alquila tendo de cerca de 4 a cerca de 8 átomos de carbono, em que um ou mais dos átomos de carbono pode ser substituído por um heteroátomo selecionado a partir do grupo que consiste em oxigênio e nitrogênio, sendo o restante de valências compreendendo hidrogênio ou um grupo mono valente tal como um halogênio, uma amida (-NHCOR), um alcóxido (OR), ou outros semelhantes, onde R é um grupo carbila. Tais fosfatos pode ser produzido por reação de um doador de fosfato, tal como pentóxido de fósforo e uma mistura de álcoois em proporções desejadas.

Estabilizantes de Revestimento de Agregação e/ou Reforços

[0221] Estabilizador adequado de revestimento de agregação e/ou reforçado incluem, sem limitação, agentes de reticulação inorgânicos, agentes de reticulação orgânicos, e suas misturas ou combinações.

[0222] Os agentes de reticulação inorgânicos adequados incluem, sem limitação, compostos metálicos capazes de formar uma rede de complexos metálicos dentro do revestimento, para estabilizar, consolidar e/ou reforçar o revestimento. Os compostos de metais são selecionados a partir do grupo que consiste em grupos de 2-17 compostos metálicos. Os compostos metálicos do grupo 2 incluem compostos de Be, Mg, Ca, Sr e Ba. Os compostos metálicos do grupo 3 incluem compostos de Sc, Y, La e Ac. Os compostos de metal do Grupo 4 incluem compostos de Ti, Zr, Hf, Ce e Th. Os compostos metálicos do grupo 5 incluem compostos de V, Nb, Ta e Pr. Os compostos metálicos do grupo 6 incluem compostos de Cr, Mo, W, Nd e U. Os compostos metálicos do grupo 7 incluem compostos de Mn, Tc, Re, e PM. Os compostos metálicos do grupo 8 incluem compostos de Fe, Ru, Os e Sm. Os compostos metálicos do grupo 9 incluem compostos de Co, Rh, Ir e Eu. Os compostos metálicos do grupo 10 incluem os compostos de Ni, Pd, Pt, e Gd. Os compostos metálicos do grupo 11 incluem compostos de Cu, Ag, Au, e Tb. Os compostos metálicos do grupo 12 incluem os compostos de Zn, Cd, Hg, e Dy. Os compostos metálicos do grupo 13 incluem os compostos de Al, Ga, In, Tl, e Ho. Os compostos metálicos do grupo 14 incluem os compostos de Si, Ge, Sn, Pb, e Er. Os compostos metálicos do grupo 15 incluem os compostos de As, Sb, Bi, e Tm. Os compostos metálicos do grupo 16 incluem os compostos de Yb. Os compostos metálicos do grupo 17 incluem os compostos de Lu. Alternativamente, os compostos metálicos incluem compostos de metais alcalino-terrosos, compostos de metais pobres, compostos de metais de transição, compostos de metal lantanídeo, compostos actinídeos de metal, e suas misturas ou combinações. Os compostos metálicos podem estar na forma de halogenetos, carbonatos, óxidos, sulfatos, sulfitos, fosfatos, fosfitos, nitratos, nitritos, carboxilatos (formatos, acetatos, propionatos, citratos, butionates, oxilates, ou carboxilatos superiores),

[0223] Os agentes de reticulação orgânicos adequados incluem, sem limitação, éteres di-glicidil, éteres tri-glicidil, carbiladihalides, bisfenol A, di-isocianatos, tri-isocianatos, azidas de diacila, cloreto cianuárico, diácidos, poliácidos, di imidildo e ácidos poli carboxílicos, anidridos, carbonatos, diepóxidos, dialdeídos, diisotiocianatos, divinilsulfonas, tais como outros agentes de reticulação similares orgânicos, e suas misturas ou combinações.

[0224] Os compostos de adesividade adequados e processos estão descritos em US 5853048; 7,258,170 B2 e US 2005/0277554 A1. Composições de adesividade ou agentes de ligação incluem polímeros de éster poliacrilato, poliamida, fenólicos e epóxi. Compostos de adesividade podem ser produzidos pela reação de um poliácido com um íon multivalente, tal como o cálcio, alumínio, ferro ou outros semelhantes. Da mesma forma pode-se reagir vários poliorganofosfatos, polifosfonato, polissulfato, policarboxilatos ou polissilicatos com um íon multivalente, para se obter um composto de adesividade. Em certas modalidades, o agente de adesividade, é a reação de condensação de poliácidos e poliaminas. Ácidos dibásicos C36, ácidos trímeros, ácidos sintéticos produzidos a partir de ácidos graxos, anidrido maleico e ácidos acrílicos são exemplos de poliácidos. As poliaminas podem compreender etilenodiamina, dietilenotriamina, trietilenotetramina, tetraetilenopentamina, N-(2-aminoetil) piperazina e semelhantes. Materiais sólidos e propantes

[0225] Materiais sólidos adequados e/ou propantes capazes de ser pré-tratado ou tratado com as composições de agregação da presente invenção incluem, sem limitação, óxidos de metais e/ou cerâmicas, naturais ou sintéticos, metais, plásticos e/ou outros sólidos poliméricos, materiais sólidos derivados de plantas, de qualquer outro material sólido ou que podem encontrar utilização em aplicações de poços, análogos tratados, em que os materiais sólidos e/ou propantes são tratados com as composições de agregação da presente invenção, ou suas misturas ou combinações. Óxidos de metal, incluindo qualquer de óxido sólido de um elemento metálico da Tabela Periódica de elementos. Exemplos exemplares de óxidos de metal e cerâmica incluem óxidos de actínio, óxidos de alumínio, óxidos de antimônio, óxido de boro, óxido de bário, óxidos de bismuto, óxidos de cálcio, óxidos de cério, óxidos de cobalto, óxidos de cromo, óxidos de césio, óxidos de cobre, óxidos de disprósio, óxido de érbio, óxidos de európio, óxidos de gálio, óxido de germânio, óxido de irídio, óxidos de ferro, óxidos de lantânio, óxido de lítio, óxidos de magnésio, óxidos de manganês, óxidos de molibdénio, óxidos de nióbio, óxido de neodímio, óxido de níquel, óxido de ósmio, óxidos de paládio, óxido de potássio, óxidos de promécio , óxidos de praseodímio, óxido de platina, óxidos de rubídio, óxidos de rênio, óxidos de ródio, óxidos de rutênio, óxido de escândio, óxido de selênio, óxidos de silício, óxidos de samário, óxidos de prata, óxidos de sódio, óxidos de estrôncio, óxidos de tântalo, óxido de térbio, óxido de telúrio, tório óxidos, óxidos de estanho, óxidos de titânio, óxidos de tálio, óxidos de túlio, óxido de vanádio, óxido de tungstênio, óxido de ítrio, óxidos de itérbio, óxido de zinco, óxidos de zircônio, estruturas cerâmicas preparadas a partir de um ou mais destes óxidos e óxidos de metal mistos, incluindo dois ou mais dos óxidos de metais listados acima. Exemplos ilustrativos de materiais de plantas incluem, sem limitação, invólucros de plantas que produzem sementes tais como cascas de nozes, cascas de noz- pecam, cascas de amendoim, cascas de outras plantas duras sem casca formação da semente, madeira moída ou outros materiais celulósicos fibrosos, ou suas misturas ou combinações.

[0226] Exemplos de propantes apropriados incluem, mas não estão limitados a grãos de areia de quartzo, vidro e esferas de cerâmica, fragmentos de casca de noz, pelotas, pastilhas de nylon de alumínio, e semelhantes. Propantes são normalmente utilizados em concentrações entre cerca de 1 a 8 lbs. por galão (0,958 kg/L) de um fluido de fratura, embora também possam ser usadas concentrações mais elevadas ou mais baixas, como desejado.

[0227] Areia, areia revestida com resina, e partículas de cerâmica são os propantes mais vulgarmente utilizados, embora a literatura, por exemplo, Pat EUA. No. 4.654.266, aqui incorporada por referência, também menciona o usado de fragmentos de casca de noz revestidas com alguns aditivos de colagem, tiros metálicos, ou grânulos de metal quase esféricos revestidos, mas tendo passagens para melhorar a sua condutibilidade.

[0228] A condutividade do propante é afetada principalmente por dois parâmetros, a largura de enchimento de propante e a permeabilidade de enchimento de propante. Para melhorar a condutividade de propante da fratura, abordagens típicas incluem altos propantes de grande diâmetro. De modo mais geral, as abordagens mais comuns para melhorar o desempenho fratura de propante incluem propantes de alta resistência, propantes de grandes diâmetros, altas concentrações de propante no enchimento de propante obtendo fraturas apoiadas mais amplas, melhoram a condutividade de materiais, tais como disjuntores, auxiliares de refluxo, fibras e outros materiais que alteram fisicamente a enchimento de propantes, e a utilização de fluidos de fraturação de não danificação, tais como óleos gelificados, fluidos à base de tensoativo viscoelástico, fluidos de espuma ou fluidos emulsionados. Reconhece-se também que o tamanho de grão, a distribuição de dimensão de grão, quantidade de finos e impurezas, arredondamento e esfericidade e densidade dos propantes tem um impacto sobre a condutividade da fratura.

[0229] Como mencionado acima, a função principal do propantes é manter a fratura exposta ao superar a tensão in situ. Quando a força de propantes não for suficientemente elevada, a tensão de fechamento esmaga o propante, criando finos e reduzindo a condutividade. A areia é geralmente adequada para tensões de fechamento de menos do que cerca de 6000 psi (41 MPa), a areia revestida com resina pode ser utilizada até cerca de 8000 psi (55 MPa). Propantes de força intermediária consistem tipicamente de cerâmica fundida ou bauxita sinterizada e é usado para tensões de fechamento que variam entre 5000 psi e 10000 psi (34 MPa a 69 MPa). Propantes de alta resistência, que consiste em bauxita sinterizada com grandes quantidades de corindo são utilizados em tensões de fechamento de até cerca de 14000 psi (96 MPa).

[0230] Permeabilidade de uma fratura sustentada aumenta conforme o quadrado do diâmetro do grão. No entanto, grãos maiores são muitas vezes mais suscetíveis a esmagar, têm mais problemas de colocação e tendem a ser mais facilmente invadidos por finos. Como resultado, a condutividade média ao longo da vida de um poço pode ser na verdade maior com propantes menores.

[0231] Deve-se reconhecer que o próprio propante pode ser de qualquer forma, incluindo formas irregulares, formas essencialmente esféricas, formas alongadas, etc. Adição de fibras ou de produtos semelhantes à fibra para os fluidos podem contribuir para a redução da refluxo e propantes consequentemente, um melhor empacotamento das ilhas de propante na fratura, conforme as fibras vão aderir às ilhas porque as ilhas incluem uma quantidade de propantes revestidos com uma composição de agregação da presente invenção ou tratadas com uma composição de agregação e um composição de reticulação de revestimento. Além disso, as fibras podem prevenir ou reduzir as migrações de finos e, consequentemente, prevenir ou reduzir uma redução da condutividade de propante através da formação de novos tipos de ilhas de propante que levarão a maior condutividade da formação. Fibras e materiais orgânicos particulados

Fibras não-degradáveis

[0232] Fibras não degradáveis ou não solúveis adequadas incluem, sem limitação, fibras naturais, fibras sintéticas, ou suas misturas e combinações. Exemplos exemplares de fibras naturais incluem, sem limitação, abaca, celulose, lã, tais como lã de alpaca, lã cashmere, mohair, ou lã de angorá, pelo de camelo, coco, algodão, linho, cânhamo, juta, rami, seda, sisal, fibras de bisso, fibras de chiengora muskox, lã, lã de iaque, pêlo de coelho, sumaúma, kenaf, ráfia, bambu, Pina, fibras de amianto, fibras de vidro, fibras de celulose, fibras de polpa de madeira, análogos tratados dos mesmos, ou suas misturas e combinações. Exemplos exemplares de fibras sintéticas incluem, sem limitação, as fibras de celulose regeneradas, fibras de acetato de celulose, fibras de poliéster, fibras de aramida, fibras acrílicas, fibras de fibra óptica, fibras de poliamida e de poliéster, fibras de polietileno, fibras de polipropileno, fibras acrílicas, fibras de aramida, fibras de seda , fibras azlon, BAN-LON® (marca registada de Joseph Bancroft & Sons Company), fibra de basalto, fibra de carbono, fibra CELLIANT® (marca registada da Hologenix, LLC), a fibra de acetato de celulose, fibras de triacetato de celulose, fibras CORDURA® (marca registrada da INVISTA, uma subsidiária da propriedade privada Koch Industries, Inc.), crimpleno (um poliéster) fibras, fibras cuben, fibras de cupro, fibras Dynel, fibras elasterell, fibras de elastolefina, fibras de vidro, fibras GOLD FLEX® (marca registrada da Honeywell), fibras INNEGRA S™ (brandname de Innegra Technologies LLC), fibras de aramida, tais como fibras de KEVLAR® (marca registrada da DuPont), fibras KEVLAR® KM2 (marca registrada da DuPont), fibras LASTOL® (marca registada da DOW Chemicals Company), as fibras de liocel fibras M5, fibras modacrílicas, fibras de modal, fibras NOMEX® (marca registada de DuPont), fibras de nylon tal como nylon 4, fibras de nylon 6, nylon 6-6 fibras, fibras de poliolefina, fibras de poli (p-sulfureto de fenileno), fibras de poliacrilonitrila, fibras de polibenzimidazol, as fibras de polidioxanona, fibras de poliéster, fibras qiana, fibras de rayon, fibras de policloreto de vinilideno, tais como fibras de Saran, fibras de poli (tereftalato de trimetileno), tais como fibras de Sorona, fibras spandex ou de elastano, fibras Taklon, fibras, fibras Technora THINSULATE® (marca registada da 3M), fibras Twaron™ (Marca Registrad de Teijin Aramid), fibras de alto peso molecular de ultra-polietileno, fibras de polipropileno sindiotáctico, fibras de polipropileno isotáctico, fibras de álcool polivinílico, fibras de celulose, poli xantato (p-fenileno- 2,6-benzobisoxazolo), fibras de poliimida, outras fibras sintéticas, ou suas misturas e combinações. Estas fibras podem, adicionalmente ou alternativamente, formam uma rede tridimensional, reforçando propantes e limitando a seu refluxo.

Partículas não-degradáveis e Fibras

[0233] Materiais orgânicos poliméricos em partículas sólidas adequadas incluem, sem limitação, as partículas de polímero derivado de celulose, ácido acrílico, aramidas, acrilonitrila, poliamidas, de vinilideno, olefinas, diolefinas, de poliéster, poliuretano, álcool de vinila, e cloreto de vinila, podem ser usados. As composições preferidas, assumindo que as características de reatividade e/ou de decomposição necessárias podem ser selecionados a partir de rayon, acetato, triacetato, algodão, lã (grupo de celulose); nylon, acrílico, modacrílico, nitrila, poliéster, saran, spandex, vinyon, olefina, vinila, (grupo polímero sintético); azlon, borracha (grupo de borracha e proteína), e as suas misturas. Poliéster e poliamida partículas de peso molecular suficiente, tal como Dacron® de nylon e, respectivamente, e as suas misturas, são os mais preferidos. Mais uma vez, as partículas de compósito, compreendendo materiais naturais e/ou sintéticos de características adequadas, podem ser empregues. Por exemplo, uma partícula de compósito adequado pode compreender uma estrutura de núcleo e invólucro, onde o material de revestimento e o material do núcleo degradam ao longo de diferentes períodos de tempo desejados. Os compostos ou composições utilizadas como material polimérico orgânico de acordo com a invenção não necessitam ser puros, e podem ser utilizados materiais comercialmente disponíveis que contêm vários aditivos, cargas, etc, ou com revestimentos, desde que tais componentes não interferem com a atividade requerida. O nível de material orgânico polimérico em partículas, isto é, concentração, fornecida inicialmente no fluido pode variar desde 0,02 por cento até cerca de 10 por cento em peso do fluido. A maioria de preferência, contudo, a concentração varia de cerca de 0,02 por cento a cerca de 5,0 por cento em peso de líquido.

[0234] O tamanho de partícula e a forma, embora importante, podem ser variados consideravelmente, dependendo de considerações de temporização e de transporte. Em certas modalidades, se forem utilizadas partículas irregulares ou esféricas de polímero orgânico, o tamanho de partícula pode variar de 80 mesh para 2,5 mesh (Tyler), de preferência de 60 mesh para 3 mesh. As fibras e/ou plaquetas dos materiais poliméricos referidos são preferidos pela sua mobilidade e capacidade de transferência de auxiliar. No caso de fibras de polímero orgânico, as fibras utilizadas de acordo com a invenção também podem ter uma vasta faixa de dimensões e propriedades. Como aqui empregue, o termo "fibras" refere- se a corpos ou massas, tais como filamentos, de material(s) naturais ou sintéticos que têm uma dimensão significativamente mais tempo do que as outras duas, que são, pelo menos, semelhantes em tamanho, e inclui ainda misturas de tais materiais com vários tamanhos e tipos. Em outras modalidades, o comprimento das fibras individuais pode variar-se para cima a partir de cerca de 1 milímetro. As limitações práticas de manuseamento, mistura, e equipamento de bombeio em aplicações do poço, limitam atualmente o uso prático comprimento das fibras de cerca de 100 milímetros. Assim, em outras modalidades, uma faixa de comprimento de fibra irá ser de cerca de 1 mm a cerca de 100 milímetros ou menos. Em ainda outras modalidades, o comprimento será de, pelo menos, cerca de 2 mm até cerca de 30 mm. Do mesmo modo, os diâmetros das fibras irão variar, preferivelmente para cima a partir de cerca de 5 microns. Em outras modalidades, os diâmetros irão variar entre cerca de 5 microns a cerca de 40 microns. Em outras modalidades, os diâmetros irão variar de cerca de 8 microns a cerca de 20 microns, dependendo do módulo da fibra, tal como descrito mais completamente a seguir. Uma proporção de comprimento para diâmetro (assumindo que a seção transversal da fibra sendo circular) em excesso de 50 é a preferida. No entanto, as fibras podem ter uma variedade de formas que vão desde simples redonda ou áreas de seção transversal oval para formas mais complexas, tais como Trilobe, figura de oito, forma de estrela, em corte transversal retangular, ou semelhantes. Preferencialmente, serão utilizadas fibras geralmente retas com redondo ou seções transversais ovais. Curvada, frisada, ramificada, oca, fibrilada e outras três geometrias de fibras tridimensionais podem ser utilizadas em forma de espiral. Mais uma vez, as fibras podem ser enganchadas sobre uma ou ambas as extremidades. Fibra e densidades de plaquetas não são críticos, e irão variar, preferivelmente, abaixo de 1 a 4 g/cm3 ou mais.

[0235] Os especialistas na técnica reconhecerão que uma forma primitiva de demarcação entre o que constitui "plaquetas", por um lado, e "fibras", por outro lado, tende a ser arbitrária, com plaquetas sendo distinguidas praticamente a partir de fibras por ter duas dimensões de tamanho comparável ambas as quais são significativamente maiores do que a terceira dimensão, fibras, como indicado, geralmente, tendo uma dimensão significativamente maior do que as outras duas, que são semelhantes em tamanho. Tal como aqui utilizados, os termos "de plaquetas" ou "Plaquetas" são utilizados no seu sentido normal, sugerindo planura ou extensão em duas dimensões particulares, em vez de em uma dimensão, e é também entendido como incluindo misturas de ambos os tipos e tamanhos diferentes. Em geral, podem ser utilizadas aparas, discos, pastilhas, películas, e as tiras de material polimérico(s). Convencionalmente, o termo "relação de aspecto" é entendido como sendo a relação de uma dimensão, especialmente a dimensão de uma superfície, de uma outra dimensão. Tal como aqui utilizada, a frase é tomada para indicar a relação entre o diâmetro da área de superfície da face maior de um segmento de material, o tratamento ou assumindo a área de superfície de tal segmento sendo circular, para a espessura do material (em média). Consequentemente, as plaquetas utilizadas na invenção possuirão uma relação de aspecto média de cerca de 10 a cerca de 10.000. Em certos enquadramentos, a razão de aspecto média é de 100 a 1000. Em outras modalidades, as plaquetas serão maiores do que 5 microns na sua dimensão mais curta, as dimensões de uma plaqueta que podem ser utilizadas na presente invenção sendo, por exemplo, a 6 mm x dois milímetros x 15 milímetros.

[0236] Em um aspecto particularmente vantajoso da invenção, o tamanho de partícula das partículas de polímero orgânico pode ser controlado ou ajustado para avançar ou retardar a degradação ou de reação da suspensão gelificada na fratura. Assim, por exemplo, do teor de matéria particulada total, a 20 por cento pode compreender partículas maiores, por exemplo, maior do que 100 mícrons, e 80 por cento menores, digamos, 80 por cento menor do que 20 mícrons. Tal mistura na suspensão de gel pode fornecer, por causa de considerações de área de superfície, um tempo diferente de conclusão da reação ou decomposição do material particulado e, portanto, o tempo de conclusão da decomposição de gel ou de ruptura, quando comparados com os fornecidos por uma partícula de distribuição de tamanho diferente.

[0237] O material particulado sólido, por exemplo, fibras, ou fibras e/ou plaquetas, contendo suspensões de fluidos utilizados na invenção podem ser preparados de qualquer modo adequado ou de qualquer sequência ou ordem. Assim, a suspensão pode ser fornecida através de mistura em qualquer ordem na superfície, e através da adição, em proporções adequadas, dos componentes para o fluido ou lama durante o tratamento em tempo real. As suspensões também podem ser misturadas fora do local. No caso de alguns materiais, os quais não são facilmente dispersáveis, as fibras devem ser “molhadas”, com um líquido adequado, tal como água ou um fluido de furo de poço, antes ou durante a mistura com o fluido de fratura, para permitir uma melhor alimentação das fibras. Técnicas de mistura boas deve ser empregada para evitar "aglomeração" do material particulado.

Partículas degradáveis e Fibras

[0238] Propantes dissolúveis, degradáveis adequados incluem, sem limitação, sólidos solúveis em água, sólidos solúveis em hidrocarbonetos, ou suas misturas e combinações. Exemplos exemplares de sólidos solúveis em água e sólidos solúveis em hidrocarbonetos incluem, sem limitação, sal, carbonato de cálcio, ceras, resinas solúveis, polímeros, ou suas misturas e combinações. Exemplos de sais incluem, sem limitação, carbonato de cálcio, ácido benzóico, materiais à base de naftaleno, óxido de magnésio, bicarbonato de sódio, cloreto de sódio, cloreto de potássio, cloreto de cálcio, sulfato de amônio, ou suas misturas e combinações. Exemplos de polímeros incluem, sem limitação, ácido poliláctico (PLA), Ácido poliglicólico (PGA), ácido/copolímero de ácido glicólico (PLGA), polissacarídeos, gomas, ou suas misturas e combinações. Tal como aqui utilizado, "polímeros" incluem ambos os homopolímeros e copolímeros do monômero indicado com um ou mais comonômeros, incluindo enxerto, bloco e copolímeros ao acaso. Os polímeros podem ser lineares, ramificados, estrela, reticulado, derivatizados, e assim por diante, como desejado. Os propantes dissolúveis ou degradáveis podem ser selecionados para ter uma forma e tamanho similar ou dissimilar à dimensão e à forma das partículas de propante conforme necessário para facilitar a segregação do propantes. Partículas de formas de propantes solúveis, degradáveis, ou erodíveis podem incluir, por exemplo, esferas, varetas, plaquetas, fitas, e semelhantes e suas combinações. Em algumas aplicações, feixes de fibras dissolúveis, degradáveis, ou erodíveis, ou materiais fibrosos ou deformáveis, podem ser utilizados.

[0239] Os propantes dissolúveis, degradáveis, ou erodíveis podem ser capazes de decompor no fluido de fraturamento ou no fluido ao longo do furo, tal como fibras sintéticas ou de ácido poliláctico (PLA), Ácido poliglicólico (PGA), álcool polivinílico à base de água (PVOH), e outros. As fibras solúveis, degradáveis, ou erodíveis podem ser feitas de ou revestidas por um material que se torna adesivo a temperaturas de formação subterrânea. As fibras solúveis, degradáveis, ou erodíveis utilizadas em uma modalidade podem ser de até 2 mm de comprimento com um diâmetro de 10-200 mícrons, de acordo com a condição principal que a razão entre quaisquer duas das três dimensões sendo maior do que 5 para 1. Em outra modalidade, as fibras solúveis, degradáveis, ou erodíveis pode ter um comprimento superior a 1 mm, tal como, por exemplo, 1 -30 mm, 2-25 mm ou 3-18 mm, por exemplo, cerca de 6 mm; e podem ter um diâmetro de 5-100 mícrons e/ou um denier de cerca de 0,1 -20, preferivelmente cerca de 0,15-6. Estas fibras solúveis, degradáveis, ou erodíveis são desejadas para facilitar a capacidade de transporte de propantes do fluido de tratamento com níveis reduzidos de polímeros de viscosidade de fluido ou tensoativos. Seções transversais de fibras disslúveis, degradáveis, ou erodíveis não precisam ser circulares e fibras não precisam ser retas. Se as fibras solúveis, degradáveis, ou erodíveis fibriladas são usadas, os diâmetros das fibrilas individuais podem ser muito menores do que os diâmetros das fibras acima mencionadas.

Outros componentes de fluido de fraturamento

[0240] O fluido de fratura pode também incluir composto éster tais como os ésteres de ácidos policarboxílicos. Por exemplo, o composto de éster pode ser um éster de oxalato, citrato, ou tetra-acetato de etileno diamina. O composto éster possuindo grupos hidroxila também pode ser acetilado. Um exemplo disso é que o ácido cítrico pode ser acetilado para formar o citrato de trietil acetila. Um éster presentemente preferido é o citrato de trietil acetila.

Gases

[0241] Os gases adequados para a formação de espuma da composição de gel de formação de espuma, ionicamente acoplado incluem, sem limitação, nitrogênio, dióxido de carbono, ou qualquer outro gás adequado para uso na formação de fratura, ou suas misturas ou combinações.

Inibidores de corrosão

[0242] Inibidor adequado de corrosão para utilização na presente invenção incluem, sem limitação: sais de amônio quaternários, por exemplo, cloreto, brometos, iodetos, dimetilsulfatos, dietilsulfatos, nitritos, bicarbonatos, carbonatos, hidróxidos, alcóxidos ou semelhantes, ou suas misturas ou combinações; sais de bases azotadas; ou suas misturas ou combinações. Exemplos de sais de amônio quaternário incluem, sem limitação, sais de amônio quaternário a partir de uma amina e um agente de quaternarização, por exemplo, brometo de alquila, alquilcloretos, iodetos de alquila, sulfatos de alquila, tais como sulfato de dimetila, sulfato de dietila, etc, alcanos di-halogenado, tais como dicloroetano, dicloropropano, éter dicloroetila, adutos de epiclorohidrina de álcoois, etoxilatos, ou semelhantes; ou misturas ou combinações dos mesmos e um agente de amina, por exemplo, alquilpiridinas, alquilpiridinas, especialmente, altamente alquiladas, quinolinas alquila, aminas terciárias sintéticas C6 a C24, aminas derivadas de produtos naturais, tais como coco, ou outros semelhantes, metil aminas dialquilsubstituídas, aminas derivadas da reação de ácidos graxos ou óleos e poliaminas, amidoimidazolines de ácidos graxos e DETA, imidazolinas de etilenodiamina, imidazolinas de diaminociclo-hexano, imidazolinas de aminoetiletilenodiamina, pirimidina diamina de propano e propeno diamina alquilado, mono e poliaminas oxialquiladas suficiente para converter todos átomos de hidrogênio lábeis nas aminas a grupos contendo oxigênio, ou semelhantes ou misturas ou combinações dos mesmos. Exemplos ilustrativos de sais de bases azotadas, incluem, sem limitação, os sais de bases azotadas derivado de um sal, p.ex.: C1 a C8 de ácidos monocarboxílicos, tais como ácido fórmico, ácido acético, ácido propanóico, butanóico, pentanóico, ácido hexanóico, ácido heptanóico, ácido octanóico, ácido 2-etil-hexanóico, ou semelhantes; ácidos dicarboxílicos C2 a C12, ácidos carboxílicos insaturados C2 a C 12 e anidridos ou semelhantes; poliácidos, tais como o ácido diglicólico, ácido aspártico, ácido cítrico, ou outros semelhantes; hidroxi ácidos tais como ácido láctico, ácido itacônico, ou semelhantes; ácidos de arila e hidroxi arila; ácidos naturalmente ou sintéticos amino; tioácidos, tais como ácido tioglicólico (TGA); formas de ácido livre de derivados de ácido fosfórico de glicol, etoxilatos, amina etoxilada, ou outros semelhantes, e ácidos aminossulfônicos; ou as misturas ou as suas combinações e uma amina, por exemplo: aminas graxas de elevado peso molecular, tais como peso de ácido cocoamina, aminas de sebo, ou semelhantes; aminas de ácidos graxos oxialquilados; poliaminas de altos peso moleculares de ácidos graxos (di, tri, tetra, ou superior); poliaminas de ácidos graxos oxialquilados; amidas de aminoácidos, tais como produtos da reação de ácido carboxílico com poliaminas em que os equivalentes de ácido carboxílico é inferior aos equivalentes de aminas reativas e derivados dos mesmos; oxialquilados pirimidinas de ácido gordo; monoimidazolinas de EDA, DETA ou aminas mais elevadas de etileno, hexametilenodiamina (HMD A), tetrametilenodiamina (TMDA), e análogos superiores destes; bisimidazolinas, imidazolinas de mono e ácidos poliorgânicos; oxazolinas derivados de ácidos graxos e de monoetanolamina ou de óleos, aminas de éteres de ácidos gordos, mono e bis amidas de aminoetilpiperazina; sais GAA e TGA dos produtos da reação brutos de tal óleo ou de óleo de pinho destilado com dietileno-triamina; sais GAA e TGA de produtos da reação de ácidos dímeros com as misturas de aminas tais como poli TMDA, HMDA e 1,2-diaminociclo-hexano; sal de TGA de imidazolina derivado de DETA com ácidos graxos de óleo longo ou óleo de feijão de soja, óleo de canola, ou semelhantes; ou suas misturas ou combinações.

Outros Aditivos fluidos de fraturamento

[0243] Os fluidos de fraturamento da presente invenção podem também incluir outros aditivos tais como modificadores de pH, inibidores de incrustações, aditivos de controle de dióxido de carbono, aditivos de controle de parafina, aditivos de controle de oxigênio, inibidores de sal, ou outros aditivos.

Modificadores de pH

[0244] Modificadores de pH adequados para utilização nesta invenção incluem, sem limitação, hidróxidos alcalinos, carbonatos alcalinos, bicarbonatos alcalinos, hidróxidos de metais alcalino-terrosos, carbonatos de metais alcalino-terrosos, bicarbonatos de metais alcalino-terrosos, carbonatos de metais de terras raras, raras bicarbonatos de metais terrosos, hidróxidos de metais terrosos raros, aminas, hidroxilaminas (NH2OH) aminas, hidroxila alquilada (NH2OR, em que R é um grupo carbila possuindo de 1 a cerca de 30 átomos de carbono ou heteroátomos - O ou N), e misturas ou combinações dos mesmos. Modificadores de pH preferidos incluem NaOH, KOH, Ca(OH)2, CaO, Na2CO3, KHCO3, K2CO3, NaHCO3, MgO, Mg(OH)2 e suas misturas ou combinações. As aminas preferidas incluem trietilamina, tripropilamina, outras trialquilaminas, acetato de bis etilenodiamina hidroxila (DGA), bis hidroxietil diamina 1-2 dimetilciclo-hexano, ou os análogos ou suas misturas ou combinações.

Controle de escala

[0245] Os aditivos adequados para controle de incrustações e úteis nas composições da presente invenção incluem, sem limitação: agentes quelantes, por exemplo, Na+, K+ ou NH sais de EDTA; Na, K ou NH sais de NTA; Na+, K+ ou NH sais de ácido eritórbico; Na+, K+ ou sais de ácido tioglicólico NH (TGA); Na+, K+ ou NH Os sais de ácido acético hidroxi; Na+, K+ ou NH sais do ácido cítrico; Na+, K+ ou NH sais de ácido tartárico ou outros sais semelhantes, ou suas misturas ou combinações. Os aditivos adequados que funcionam sobre os efeitos limiares, sequestrantes, incluem, sem limitação: fosfatos, por exemplo, hexametilfosfato de sódio, sais de fosfato lineares, sais de ácido polifosfórico, fosfonatos, por exemplo, não-iônicos, tais como HEDP (ácido difosfórico hidroxitilideno), FBTC (fosfoisobutano, ácido tricarboxílico), amino-fosfonatos de: MEA (monoetanolamina), NH3, EDA (etilenodiamina), Bishidroxi etilenodiamina, Bisaminoetileter, DETA (dietilenotriamina), HMD (hexametilenodiamina), homólogos hiper e isômeros do HMDA, poliaminas da EDA e DETA , diglicolamina e homólogos, ou poliaminas ou suas misturas ou combinações semelhantes; Os ésteres de fosfato, por exemplo, ésteres de ácidos polifosfóricos ou de pentóxido de fósforo (P2O5) ésteres de: alcanol aminas, tais como MEA, DEA, trietanolamina (TEA), Bishidroxietiletileno diamina; álcoois etoxilados, glicerina, glicóis, tais como, por exemplo (etileno-glicol), propileno glicol, butileno glicol, hexileno glicol, trimetilolpropano, pentaeritritol, neopentil glicol ou semelhantes; Tris & Tetra hidroxi aminas; fenóis etoxilados de alquila (utilização limitada devido a problemas de toxicidade), aminas etoxiladas tais como monoaminas tais como MDEA e aminas mais elevadas a partir de átomos de 2 a 24 carbonos, diaminas de 2 a 24 átomos de carbono, átomos de carbono ou semelhantes; Polímeros, por exemplo, homopolímeros de ácido aspártico, homopolimeros solúveis de ácido acrílico, copolímeros de ácido acrílico e ácido metacrílico, terpolímeros de acilatos, AMPS, etc., poliacrilamidas hidrolisadas, poli anidrido maleico (PMA); ou semelhante; ou suas misturas ou combinações.

Neutralização com dióxido de carbono

[0246] Os aditivos adequados para neutralização de CO2 e para utilização nas composições da presente invenção incluem, sem limitação, MEA, DEA, isopropilamina, ciclo- hexilamina, morfolina, diaminas, dimetilaminopropilamina (DMAPA), diamina de etileno, metoxi propilamina (MOPA), dimetiletanol amina, metildietanolamina (MDEA) & oligômeros, imidazolinas de EDA e homólogos e adutos mais elevados, imidazolinas de aminoetiletanolamina (AEEA), aminoetilpiperazina, aminoetiletanol amina, di-isopropanol, DOW AMP-90 ™, Angus AMP-95, dialquilaminas (de metil , etilo, isopropila), mono (alquil metila, etila, isopropila), trialquil-aminas (metila, etila, isopropila), bishidroxietiletileno diamina (THEED), ou semelhantes ou misturas ou combinações dos mesmos.

Controle de parafina

[0247] Os aditivos adequados para a remoção de parafina, dispersão, e/ou Distribuição de Cristal de parafina incluem, sem limitação: Cellosolves disponíveis a partir da Dow Chemicals Company; acetatos Celossolve; cetonas; sais formato e acetato e ésteres; tensoativos compostos de álcoois etoxilados ou propoxilados, fenóis de alquila, e/ou aminas; ésteres metílicos tais como coconato, laurato, ou sojato de outros ésteres metílicos de ocorrência natural de ácidos graxos; ésteres metílicos sulfonados, tais como coconato sulfonados, laurato sulfonado, sojato sulfonado ou outra ocorrência natural ésteres metílicos de ácidos graxos sulfonado; cloretos de baixo peso molecular de peso quaternário de amônio de óleos de soja ou óleos de coco ou aminas C10 a C24 ou cloretos de alquila e de arila mono- halogenados; sais de amônio quanternário compostos de alquila halogenado e/ou cloretos de arila di-substituídos (por exemplo, dicoco, etc.) e menor peso molecular; sais quaternários de gemini de dialquila (metila, etila, propila, misto, etc.) e aminas terciárias etanos di-halogenado, propanos, etc, ou éteres di-halogenado, tais como éter dicloroetila (DCEE), ou semelhantes; sais quaternários de aminas gemini de alquila ou amidopropil aminas, tais como cocoamidopropildimetial, sais de bis amônio quaternário de DCEE; ou suas misturas ou combinações. Os álcoois apropriados utilizados na preparação dos agentes tensoativos incluem, sem limitação, lineares ou ramificados, especialmente misturas de álcoois reagido com óxido de etileno, óxido de propileno ou óxido de alquileno mais elevado, em que os agentes tensoativos resultantes têm uma faixa de HLBs. Alquilfenóis adequados utilizados na preparação dos agentes tensoativos incluem, sem limitação, nonilfenol, decilfenol, dodecilfenol ou outros alquilfenóis em que o grupo alquila contém entre cerca de 4 e cerca de 30 átomos de carbono. As aminas adequadas utilizadas na preparação dos tensoativos incluem, sem limitação, etilenodiamina (EDA), dietilenotriamina (DETA), ou outras poliaminas. Exemplos ilustrativos incluem Quadrols, Tetrols, Pentrols disponível a partir da BASF. Alcanolaminas adequadas incluem, sem limitação, monoetanolamina (MEA), dietanolamina (DEA), reacções produtos de MEA e/ou DEA com óleos de coco e ácidos.

Controle de oxigênio

[0248] A introdução de água ao longo do furo de poço, muitas vezes é acompanhado por um aumento no teor de oxigênio de fluidos de poços devido a oxigênio dissolvido na água introduzida. Assim, os materiais introduzidos no fundo do poço têm de trabalhar em ambientes de oxigênio ou deve funcionar suficientemente bem até que o teor de oxigênio tem sido esgotado por reações naturais. Para o sistema que não pode tolerar oxigênio, em seguida, o oxigênio deve ser removido ou controlado em qualquer material introduzido no fundo do poço. O problema é exacerbado durante o inverno, quando os materiais injetados incluem materiais de inverno tais como água, álcoois, glicóis, Cellosolves, formatos, acetatos, ou semelhante, e porque a solubilidade do oxigênio é superior a um intervalo de cerca de 14-15 ppm em água muito fria. O oxigênio também pode aumentar a corrosão e descamação. Em aplicações CCT (capilares) utilizando tubulação enrolada soluções diluídas, as soluções injetadas resultar em injetar um ambiente oxidante (02) num ambiente redutor (CO2, H2S, ácidos orgânicos, etc).

[0249] As opções para controle do teor de oxigênio inclui: (1) desaeração antes do fluido ao longo do furo para injeção, (2) adição de sulfuretos normais para os óxidos de enxofre do produto, mas tais óxidos de enxofre pode acelerar o ataque ácido sobre as superfícies metálicas, (3) adição de eritorbatos, ascorbatos, dietilhidroxiamina ou outros compostos reativos de oxigênio que são adicionados ao longo do furo antes da injeção de fluido; e (4) adição de inibidores de corrosão ou passivação do metal de agentes, tais como sais de potássio (alcalinos) de ésteres de glicóis, etiloxilatos álcool poli-hídrico ou de outros inibidores de corrosão semelhantes. Exemplos de exemplos de oxigênio e inibindo a corrosão agentes incluem misturas de diaminas tetrametileno, diaminas de hexametileno, 1,2- diamineciclohexano, cabeças de amina, ou produtos da reação de aminas com tais equivalentes molares parciais de aldeídos. Outros agentes de controle de oxigênio incluem amidas salicílicas e benzóicas de poliaminas, utilizados especialmente em condições alcalinas, dióis de acetileno de cadeia curta ou compostos semelhantes, ésteres de fosfato, gliceróis borato, ureia e sais de tioureia de bisoxalidines ou outro composto que quer absorvem oxigênio, reage com o oxigênio ou caso contrário, reduzir ou eliminar o oxigênio.

Inibidores de sal

[0250] Os inibidores de sais adequados para utilização nos fluidos da presente invenção incluem, sem limitação, Na Menos-Nitrilotriacetamida disponível a partir de Clearwater Internacional, LLC de Houston, Texas.

DESCRIÇÃO DETALHADA DOS DESENHOS

[0251] Referindo-nos agora à Figura 1A, uma modalidade de um pulso de fratura ou sequência forma primitiva, geralmente 100, é mostrado incluindo uma fase de pressão 102 que tem um tpad duração pressão, uma etapa de colocação de propante 104 tendo uma duração TPP colocação de propante, e uma taxa de fase 106 com uma duração de pressão tt. A etapa de colocação propante 104 inclui quatro subetapas 108, 110, 112, e 114, cada sub-etapa 108, 110, 112 e 114 incluem dois pulsos de fluido livre de propante 108a & b, 110a & b, 112a & b, e 114a & b e dois propantes contendo pulsos fluidos 108c & d, 110c & d, 112c & d, e 114c & d. Cada sub-etapa 108, 110, 112, 114 e é descrita por uma duração do ciclo de pulso tpciclo. A duração do ciclo de pulso inclui um fluido tpciclo Tpcp duração de impulso contendo propantes e uma duração do impulso do fluido livre de propantes Tpfp, onde as durações tpciclo, tpcp e tpfp pode ser a mesma ou diferente para cada sub-etapa 108, 110, 112, e 114 e as durações Tpcp e Tpfp em cada ciclo podem ser iguais ou diferentes.

[0252] Referindo-nos agora à Figura 1B, uma outra modalidade de um pulso de fratura ou sequência forma primitiva, geralmente 120, é mostrado incluindo uma fase de pressão 122 que tem uma duração de pressão tpad, uma etapa de colocação de propante 124 tendo uma duração TPP colocação de propante, e uma fase de pressão 126 com uma duração de pressão tt. A etapa de colocação de propante 124 inclui quatro sub-etapas 128, 130, 132, e 134, cada uma das sub- etapa 128, 130, 132, e 134 incluem uma pluralidade de impulsos de fluido livre de propante sinusoidais 128a-c, 130a-c, 132a-c, e 134a-c e uma pluralidade de impulsos de fluido contendo propante sinusoidais 128e-g, 130e-g, 132E- g, e 134e-g. Cada sub-etapa 128, 130, 132, 134 e é descrita por uma duração do ciclo de pulso sinusoidal tpciclo a duração do ciclo de pulso tpciclo pode ser a mesma ou diferente para cada sub-etapa 128, 130, 132, e 134 e durações do fases e as durações das fases de livre de propante sinusoidais em cada ciclo contendo propante sinusoidais podem ser iguais ou diferentes.

[0253] Referindo-nos agora à Figura 1C, uma outra modalidade de um pulso de fratura ou sequência forma primitiva, geralmente 140, é mostrado incluindo uma fase de pressão 142 que tem uma duração de pressão tpad, uma etapa de colocação de propante 144 tendo uma duração de colocação de propante tpp, e uma fase de pressão 146 com uma duração de pressão tt. A etapa de colocação de propante 144 é mostrada aqui como uma rampa crescente de volume contínuo. A rampa 144 inclui uma pluralidade de impulsos de fluido livre de propante 144a-h e uma pluralidade de pulsos contendo propantes fluido 104i-o. Cada um dos pulsos de fluidos contendo propantes 104i-o compreende uma composição de agregação ou uma composição de agregação e um pulso de composição de reticulação de revestimento, que pode ser centrada nos impulsos de fluido contendo propante 104i-O sub-etapa 108, 110, 112, e 114 é descrita por um ciclo de pulso de duração tpciclo. O impulso de duração do ciclo tpciclo inclui um fluido duração de impulso Tpcp contendo propantes e uma duração do impulso do fluido livre de propantes Tpfp, onde as durações tpciclo, Tpcp, e Tpfp podem ser a mesma ou diferente para cada sub-etapa 108, 110, 112, e 114 e as durações Tpcp e Tpfp em cada ciclo podem ser iguais ou diferentes.

[0254] Referindo-nos agora à Figura 1D, uma outra modalidade de um pulso de fratura ou sequência de forma primitiva, geralmente 160, é mostrada incluindo uma fase de pressão 162 que tem uma duração pressão tpad, uma etapa de colocação de propante 164 tendo uma duração Tpp de colocação de propante, e uma fase de pressão 166 com uma duração de pressão tt. A etapa de colocação de propante 164 é mostrada aqui como uma rampa crescente de volume contínuo. A rampa 164 inclui um aumento contínuo 164a contendo propantes fluidos de injeção e uma pluralidade de agregação de uma composição ou uma composição de agregação e uma composição de reticulação de revestimento pulsos 164b-h. Cada um dos impulsos 164b-H, podem ser da mesma ou de diferente duração.

[0255] Referindo-nos agora à Figura 2A, uma modalidade de um padrão estabelecido propantes com a formação penetrada por um furo de poço por uma etapa de colocação de propante, geralmente 200, é mostrado incluindo um furo de poço 202 penetrando uma formação 204. O furo de poço 202 inclui uma coluna de revestimento cimentada ou não cimentada 206 e uma ampla fratura 208 formada na formação 204 por meio de uma pluralidade de perfurações 210 na cadeia de 206 por um fluido pressão viscosificado injetado na formação de 204 a uma pressão suficiente para formar a fratura 208. a fratura 208 inclui um padrão propantes 212 formado pela etapa de colocação de propante 200 incluindo uma pluralidade de impulsos de fluido livre de propantes 214a-h e uma pluralidade de alternada de impulsos de fluido contendo propantes 216a-g. O padrão de propante 212 compreende um conjunto de redes de propante 218a-g incluindo colunas de propante 220a-g e trajetos do fluxo 222a-g. O pulsos de fluido contendo propante 216a-g têm as mesmas ou diferentes composições de propante (mostrados aqui como diferente) dando origem aos mesmos ou diferentes colunas de propante 218a-g (mostrado aqui como diferentes), onde as composições propante pulso de fluidos contendo propante diferem em pelo menos uma propriedade composição de propante incluindo o tipo propantes, tamanho propantes, forma propantes, e as concentrações de cada tipo propantes, tamanho, forma, ou misturas dos mesmos e suas misturas ou combinações.

[0256] Fazendo agora referência à Figura 2B, uma modalidade de um padrão estabelecido de propantes com a formação penetrada por um furo de poço por uma etapa de colocação de propante, geralmente 200, é mostrada incluindo um furo de poço 202 penetrando uma formação 204. O furo de poço 202 inclui uma coluna de revestimento cimentada ou não cimentada 206 e uma fratura estreita 208 formada na formação 204 por meio de uma pluralidade de perfurações 210 na cadeia de 206 por um fluido de pressão viscosificado injetado na formação 204 a uma pressão suficiente para formar a fratura 208. A fratura 208 inclui um padrão de propante 212 formado pela etapa de colocação de propante 200 incluindo uma pluralidade de impulsos de fluido livre de propante 214a-g, e uma pluralidade de alternada contendo propantes de impulsos de fluido 216a-f. O padrão de propante 212 compreende um conjunto de redes de propante 218a-f incluindo colunas de propante 220a-F e fluxo de vias 222a-f. Os pulsos de fluidos contendo propante 216a-f têm as mesmas ou diferentes composições de propante (mostrados aqui como diferente) dando origem aos mesmos ou diferentes colunas de propante 220a-f (mostrado aqui como diferentes), onde as composições propante pulso de fluidos contendo propante diferem em pelo menos uma propriedade composição de propante incluindo o tipo de propantes, tamanho de propantes, forma de propantes, e as concentrações de cada tipo de propantes, tamanho, forma, ou misturas dos mesmos e suas misturas ou combinações.

[0257] Referindo-nos agora à Figura 2C, uma modalidade de um padrão estabelecido propantes com a formação penetrada por um furo de poço por uma etapa de colocação de propante, geralmente 200, é mostrado incluindo um furo de poço 202 penetrando uma formação 204. O furo de poço 202 inclui uma coluna de revestimento cimentada ou não cimentada 206 e uma fratura ilustrativa quadrada 208 formada na formação 204 por meio de uma pluralidade de perfurações 210 na cadeia 206 por um fluido de pressão viscosificado injetado na formação 204 a uma pressão suficiente para formar a fratura 208. A fratura 208 inclui um padrão de propantes 212 formado pela etapa de colocação de propante 200 incluindo uma pluralidade de impulsos de fluido livre de propantes 214a-e e uma pluralidade de alternada impulsos de fluido contendo propantes 216a-f. O padrão de propante 212 compreende um conjunto de redes de propante 218a-f incluindo grupos de colunas de propante 220a-f e vias de fluxo principais e vias de fluxo 222a-f menores dentro de grupos de colunas (não mostrados, mas evidente a partir dos grupos). Os pulsos de fluidos contendo propante 216a-f têm as mesmos ou diferentes composições de propante (mostradas aqui como diferentes) dando origem às mesmas ou diferentes colunas de propante 220a-f (mostradas aqui como diferentes), onde as composições de propante de pulso de fluidos contendo propante diferem em pelo menos uma propriedade da composição de propante incluindo o tipo de propante, tamanho de propante, forma de propante, e as concentrações de cada tipo de propante, tamanho, forma, ou misturas dos mesmos e suas misturas ou combinações.

[0258] Referindo-nos agora à Figura 2D, uma modalidade de um padrão estabelecido de propantes com a formação penetrada por um furo de poço por uma etapa de colocação de propante, geralmente 200, é mostrado incluindo um furo de poço 202 penetrando uma formação 204. O furo de poço 202 inclui uma coluna de revestimento cimentada ou não cimentada 206 e uma fratura altamente ramificada 208 formada na formação 204 por meio de perfurações 210 na cadeia 206 por um fluido de pressão viscosificado injetado na formação 204 a uma pressão suficiente para formar a fratura 208. A fratura 208 inclui um padrão de propantes 212 formado pela etapa de colocação de propante 200 incluindo uma pluralidade de impulsos de fluido livre de propante 214 e uma pluralidade alternada de impulsos de fluido contendo propante 216. O padrão de propante 212 compreende colunas de propante 218 e trajetos do fluxo dentro de grupos de colunas (não mostrado). O propante contendo impulsos de fluido 216 pode ter os mesmos ou diferentes composições de propante (mostrado aqui como diferente) dando origem aos mesmos ou diferentes colunas de propante 218 (mostrado aqui como diferente), em que as composições propante impulsos de fluido contendo propante diferem em pelo menos uma propriedade composição de propante incluindo o tipo propantes, tamanho propantes, forma propantes, e as concentrações de cada tipo de propantes, tamanho, forma, ou misturas dos mesmos e suas misturas ou combinações.

[0259] Referindo-nos agora à Figura 2E, uma modalidade de um padrão estabelecido de enchimento com a formação penetrada por uma perfuração de poço, geralmente 200, é mostrado incluindo um furo de poço 202 penetrando em uma formação 204. O furo 202 inclui também uma coluna de revestimento cimentada ou não cimentada 206 e um enchimento de fracionamento 208 formado na formação 204 por meio de uma pluralidade de perfurações 210 na cadeia por um fluido 206 contendo propante viscosificado injetado na formação de 204 a uma pressão suficiente para formar o enchimento 208. O enchimento de fracionamento 208 inclui um padrão de coluna de propante 212 inclui uma pluralidade de colunas de propante 214 e uma pluralidade de vias de fluxo 216 através da mesma.

[0260] Referindo-nos agora às Figuras 3A-I, nove configurações diferentes de colunas são ilustradas, cada configuração, incluindo diferentes tipos de propante em arranjos diferentes. Olhando para a figura 3A, em uma configuração normal de propante 300 é mostrada incluindo partículas sólidas de propantes tratados 302 tendo uma composição de revestimento agregando 304 no mesmo. Observando a Figura 3B, uma configuração de propante irregular 306 é mostrada incluindo partículas de propante sólidas tratadas 308 com uma composição de agregação de revestimento 310 no mesmo, partículas sólidas de propante tratados reticulados 312 tendo um revestimento de composição agregador reticulado 314 nela e partículas de propante não tratadas ocas 316. Olhando Figura 3C, uma configuração de propante irregular 318 é mostrada incluindo partículas sólidas de propante reticulado tratadas 320 tendo um revestimento de composição de agregação reticulado 322 na mesma, e partículas sólidas de propante não tratadas 324. Observando a Figura 3D, uma configuração de propante irregular 326 é mostrada incluindo dois tamanhos diferentes de partículas sólidas de propantes tratados 328 e 330 tendo composição de revestimento de agregação 332 e 334 na mesma. Observe a figura 3E, uma configuração de propante irregular 336 é mostrada incluindo partículas de propante oco tratado 338 tendo uma composição de revestimento de agregação 340 no mesmo, partículas de reticulação de propante tratado ocas 342 tendo um composição de revestimento de agregação reticulada 344 no mesmo, partículas de propante sólido irregular tratadas 346 tendo um composição de revestimento de agregação 348 no mesmo, partículas de propante sólido irregular reticulado tratadas 350 tendo um composição de revestimento de agregação reticulada 352 delas, e partículas de propante não tratados sólidos 354. Observando a Figura 3F, uma configuração de propante irregular 356 é mostrada incluindo partículas de propante sólido tratado 358 tendo uma composição de revestimento de agregação 360 nela e partículas propante não tratadas ocas 362. Observe a figura 3G, outra configuração de propante regulares 364 é mostrada incluindo partículas de propante regular sólido tratado 366 tendo uma composição de revestimento de agregação 368 na mesma, e um fibras não-degradáveis 370 enredadas com e parcialmente em torno do aglomerado. Observe a figura 3H, outra configuração de propante irregular 372 é mostrado incluindo partículas de propante regular sólido tratado 374 tendo uma composição de revestimento de agregação 376 no mesmo, partículas sólidas de propante regular tratado de reticulação 378 tendo uma composição de agregação de revestimento 380 no mesmo, não partículas sólidas de propante regular tratadas 382, e uma reticulação de fibra não- degradável 384. Observando a Figura 31, uma outra configuração de propante irregular 386 é mostrada incluindo partículas de propante regular sólido tratado 388 tendo uma composição de revestimento de agregação 390 no mesmo, partículas não sólidas de propante regular tratadas 392, e que cercam duas diferentes fibras não-degradáveis 394 e 396. Naturalmente, deve reconhecer-se que qualquer dada aplicação de fratura pode incluir qualquer um desses grupos de propante em quaisquer proporções relativas.

[0261] Referindo-nos agora às Figuras 4A-J, dez grupos de coluna diferentes são ilustrados, cada grupo incluindo quatro pilares, cada figura com um tipo de coluna de propantes diferente diferindo em tipo de partícula e a configuração de coluna de propantes. Observe a figura 4A, a configuração do grupo de coluna 400 é mostrado incluindo quatro colunas de propantes irregulares 402 incluindo partículas sólidas de propante regular tratadas 404 e partículas de propante regulares não tratadas 406. Observando a Figura 4B, uma outra configuração o grupo de coluna 408 é mostrado incluindo quatro propantes regulares em colunas 410, incluindo partículas de propante regulares sólidos tratados 412. Observando a Figura 4C, a configuração do grupo de pilar 414 é mostrado incluindo quatro colunas de propante irregulares 416 incluindo partículas sólidas de propante regular tratadas 418, partículas sólidas de propante regular tratado de reticulação 420, e partículas de propante regulares ocos não tratados 422. Observando a Figura 4D, uma configuração de grupo de coluna 424 é mostrado incluindo quatro colunas de propante irregulares 426 incluindo partículas sólidas de propante regular tratadas 428, partículas sólidas de propante regular tratado de reticulação 430, partículas sólidas de propante irregular tratado 432, partículas sólidas irregulares de propante de reticulação tratada 434, e partículas de propante regulares não tratadas 436. Observando a Figura 4E, a configuração do grupo de coluna 438 é mostrada incluindo quatro colunas de propante irregulares 440 incluindo duas partículas diferentes de tamanho de propante sólido tratado 442 e 444. Observando a Figura 4F, a configuração do grupo de pilar 446 é mostrada incluindo quatro colunas de propante irregulares 448 incluindo partículas de reticulação de propante tratado regular oco 450 e partículas sólidas regulares não tratadas de propante 452. Observando a Figura 4G, a configuração do grupo de pilar 454 é mostrado incluindo seis tipos propante pilar diferentes 456a-f incluindo partículas de propante diferente tratados, de reticulação tratados, e não tratados. Observe a figura 4H, uma configuração de grupo de coluna 458 é mostrado incluindo dois tipos de propante de coluna irregulares 460A & b, incluindo partículas de propante diferentes tratados, tratados reticulados e não tratados. Observando a Figura 41, a configuração do grupo de coluna 462 é mostrado incluindo dois tipos propante de coluna irregulares 464a & b, incluindo diferentes partículas de propante tratados e não tratados. Observando a Figura 4J, uma configuração de grupo de coluna 466 é mostrado incluindo seis tipos de propante de pilar regulares e irregulares 468A- F incluindo partículas de propante tratados, tratados reticulados e não reticulados diferentes.

[0262] Referindo-nos agora às Figuras 5A-D, quatro padrões de perfuração são ilustrados, cada padrão incluindo diferentes grupos de perfuração separados por intervalos de não perfuração. Observe a figura 5A, um intervalo de perfuração 500 é mostrado em um poço 502 que pode ser revestido com um invólucro cimentado ou não-cimentado 504. O intervalo de 500 inclui dois grupos de perfuração 506 e 508. O grupo de perfuração 506 compreende seis perfurações bem espaçadas 510, enquanto o segundo grupo 508 inclui uma única perfuração 512. Observando a Figura 5B, um intervalo de perfuração 520 é mostrado em um poço 522 que pode ser revestido com um invólucro cimentado ou não-cimentado 524. O intervalo 520 inclui dois grupos de perfuração 526 e 528. O grupo de perfuração 526 compreende seis perfurações bem espaçadas 530, enquanto o segundo grupo 528 inclui três perfurações bem espaçadas 532. Observando a Figura 5C, um intervalo de perfuração 540 é mostrado em um poço 542 que pode ser revestido com um invólucro cimentado ou não- cimentado 544. O intervalo de 540 inclui três grupos de perfurações 546, 548 e 550. O grupo de perfuração 546 compreende cinco perfurações bem espaçadas 552; o segundo grupo 548 inclui três perfurações justas 554; e o terceiro grupo perfuração 550 inclui três perfurações justas 556. Observando a Figura 5D, um intervalo de perfuração 560 é mostrado em um furo de poço 562 que pode ser revestido coberto com um invólucro cimentado ou não cimentado 564. O intervalo 560 inclui três grupos de perfuração 566, 568, e 570. O grupo de perfuração 566 compreende quatro perfurações menos justamente espaçadas 572; o segundo grupo 568 inclui três perfurações justas 574; e o terceiro grupo de perfuração 570 inclui seis perfurações espaçadas justamente 576. Deve reconhecer-se que os intervalos de perfuração acima são simplesmente incluídos como ilustrações de perfuração de configuração diferente. Esses intervalos podem ser repetidos em blocos nos padrões para produzir configurações longas ou curtas de perfuração. Além disso, deve reconhecer-se que as dimensões da perfuração podem ser ajustadas de modo que cada grupo de perfuração irá permitir seletivamente diferentes tamanhos de partículas de propante através das mesmas.

EXPERIÊNCIAS DO INVENTO Exemplo 1

[0263] Referindo agora à Figura 6, é mostrado uma tabela que fornece gamas de potencial zeta e as propensões de agregação correspondentes. Potencial de agregação ou propensão máximo é associado com potenciais zeta entre + 3 mV e -5 mV; potencial de agregação ou proteção forte é associado com potenciais zeta entre -5 mV e -10 mV; potencial de agregação ou proteção forte médio é associado com potenciais zeta entre -10 mV e -15 mV; um potencial de agregação ou proteção limite é associado com potenciais zeta entre -16 mV e -30 mV; e potencial de agregação ou proteção baixo é associado com potenciais zeta entre -31 mV e -100 mV ou inferior.

[0264] A Figura 6 também inclui dados experimentais de sílica não tratada e sílica tratada com o agente agregante SandAid ™, um tipo de produto de reação de amina-fosfato de agente disponível de agregação de Weatherford International, que forma um revestimento parcial ou completo sobre a sílica, que altera a propensão a agregação da sílica tratada. Na verdade, a sílica não tratada tem um potencial zeta de cerca de -47,85 mV, enquanto que a sílica tratada ™ SandAid tem um potencial zeta de cerca de -1,58 mV, assim, a mudança de um propante de não agregação em um propante de agregação máxima. Do mesmo modo, o carvão não tratado que, como um potencial zeta de cerca de -28,37 mV, um propantes de agregação limite, quando tratado com SandAid™, o carvão não tratado é convertido em um propante de carvão tratado com um potencial zeta de cerca de 1,194 mV, convertendo o propante de agregação limite em um propante de agregação máxima. Ao alterar as quantidades relativas de sílica ou carvão tratado e não tratado, pode-se prontamente ajustar o potencial zeta ou de agregação em relação de uma composição para propantes usada nos fluidos de fraturamento contendo propante da presente invenção.

Exemplo 2

[0265] Este exemplo ilustra a aglomeração da areia com SandAid e depois de consolidação com uma solução de ZnCl2.

[0266] 1,75 mL de SandAid ™ (7% em peso de areia w.r.t) foi adicionado a 25 mL de uma 2 % em peso de Solução aquosa contendo KCl 25 g de areia de mesh 200, como mostrado na Figura 7A. Depois de se agitar com um agitador mecânico a 450 rpm durante 1 minuto, a areia agrupou e tornou-se castanha em cor devido ao revestimento com SandAid. O sobrenadante foi decantado para produzir um primeiro tratamento de SandAid ™. Adicionou-se outros 25 ml de uma solução aquosa de KCl 2 % em peso. Os aglomerados de areia prosseguiram para o segundo e terceiro tratamentos SandAid. Mais tarde, 25 ml de uma solução aquosa de KCl 2 % em peso foi usada para lavar o SandAid ™ - areia Revestida de modo a remover os materiais que não reagiram. A areia aglomerada parecia um material macio ao toque, semelhante a argila como mostrado na Figura 7B. Para consolidar a textura da areia aglomerada produzida pelo primeiro tratamento, 25 mL de uma solução aquosa de ZnCl2 2 % em peso foi subsequentemente adicionada. A mistura foi ainda misturada com um agitador mecânico a 450 rpm durante 1 min, seguido de decantação do sobrenadante. O material aglomerado formado reforçado de partículas aglomeradas não é mais macio ao toque ou argiloso e tem a aparência mostrada na Figura 7C.

[0267] Areia mesh 100 revestida com SandAid foi transferida para um frasco de 4 oz (0,12 L) e cobertas com água, como mostrado na Figura 8A. A mesma quantidade de areia mesh 200 revestida com SandAid™, depois de 2 % em peso de tratamento com ZnCl2, também foi transferida para outro frasco de vidro, como mostrado na Figura 8B. Ambos mostraram aglomerados de areia perfeitos à temperatura ambiente. Os dois frascos foram aquecidos a 180 °C no banho de água durante 1 hora, o aglomerado de areia antes do tratamento tornou ZnCl2 menos aglomerado. Já não manteve todo o seu pedaço, mas começou a desmoronar em um frasco dobrado como mostrado na Figura 8C. No entanto, o aglomerado de areia com tratamento ZnCl2 foi capaz de sustentar uma condição tão dura sem perder a sua aglomeração original da Figura 8D. Isto indica que o ZnCl2 pode consolidar propantes revestidos com SandAid™, aumentando não apenas a dureza da textura, mas também a estabilidade térmica dos blocos propante aglomerados.

Teste de Alta pressão e temperatura de Propante Revestido Reticulado e Não-reticulado

[0268] Propante de cerâmica de carbolito, principalmente constituído por Al2O3 e SiO2, foi disperso em água, seguido de tratamento com 7 % em peso de SandAid e, em seguida, lavada com uma solução aquosa de KCl 2 % em peso durante três vezes. O propante aglomerado foi posteriormente transferido para um frasco de vidro 4 oz (0,12 L) e coberto com água como mostrado na Figura 9A. Em outra experiência propantes tratados com CARBOLITE® (marca registada da CARBO cerâmica) são misturados com a mesma quantidade de SandAid ™ e lavou-se três vezes com 2 % em peso de KCl 2 % em peso. ZnCl2 aquosa foi usada para reticular o propante Carbolito revestido com SandAid™ logo após o terceiro jato de KCl, como mostrado na Figura 9C. Ambas as amostras apresentaram boa aglomeração à temperatura ambiente. Para testar as suas propriedades de aglomeração em condições de elevada pressão (HTHP) e alta temperatura, o frasco na Figura 9A e Figura 9C sem tampa foram transferidos para uma célula pressurizada que é carregada a 300 psi à temperatura ambiente para evitar a evaporação a partir de soluções. As células foram colocadas em um forno a 137 °C durante 7 dias a uma pressão de 240 psi, os dois enchimentos de propante ainda mantiveram a sua boa aglomeração original sem cair aos pedaços. Curiosamente, o tratamento com ZnCl2 em propantes como mostrado na Figura 9D, apresentou maior quantidade de SandAid permanecendo na sua superfície do que um sem o tratamento, como mostrado na Figura 9B. Isso poderia ser explicado que ZnCl2 desempenhou um papel importante para reticular o SandAid™ na superfície do propante que impede a dessorção de SandAid™ do propante para melhorar a dureza da textura dos propantes aglomerados Teste de Taxa Livre de Areia Máxima (MSFRT) na Areia Revestida com SandAid™ com a Assistência de ZnCl2

[0269] Dois experimentos foram realizados com areia 200mesh (100g) no aparelho de areia máxima do ensaio taxa livre (MSFRT) a 180 °F (82,2 °C). Em um experimento o enchimento de areia foi tratado com 7 % em peso SandAid ™ enquanto que no outro caso, foi tratada com 7 % em peso SandAid ™ seguido de pós-lavagem com 100 ml de solução aquosa de ZnCl2 2 %em peso. O MSFRT foi realizado a 180 °F (82,2 °C) para medir a taxa de fluxo máxima, onde a areia aglomerada não iria cair e produzir areia. Em outras palavras, quanto maior o valor para a taxa máxima é livre de areia, o mais consolidado o bloco de areia seria testado. O MSFRT para a areia revestida com SandAid ™ começou a produzir taxa de fluxo de areia <10 mL/min a 180 °F (82,2 °C), enquanto que o valor para a areia revestida SandAid ™ reticulada por ZnCl2 poderia aproximar-se ~200 mL/min (limitação do sistema) sob a mesma condição sem a produção de areia. A Figura 10 mostra o bloco de areia aglomerada após a MSFRT. A região marrom escuro (parte de baixo) indicou a areia após o revestimento com SandAid ™ e reticulação com ZnCl2. Ele tocou tão duro como cimento.

Recuperação de permeabilidade de salmoura a 5% de Sandaid com ou sem lavagem com ZnCl2

[0270] Os testes de permeabilidade de recuperação foram realizados para mostrar ou não que a lavagem de ZnCl2 teria qualquer efeito adverso sobre a permeabilidade de recuperação da salmoura. Quando a percentagem de valores de recuperação de salmoura é comparada, 69,3% (sem ZnCl2) e 75,6% (com ZnCl2), verifica-se que a adição de ZnCl2 não provocar mais danos. Tabela 1 tabula resultados de permeabilidade de recuperação. TABELA 1 Recuperação de permeabilidade de salmoura a 5% de SandAid com e sem Lavagem com ZnCl2

[0271] As Figuras 11A e B mostram aglomerados de enchimentos de areia após a ensaios de recuperação de permeabilidade. Observe a figura 11A, areia tratada SandAid foi testada a 180 °F com uma pressão de 200 psi e uma tensão de confinamento de líquido de 1200 psi. A recuperação de permeabilidade da salmoura foi medida na direção de produção e encontrada sendo 74,1 md. Um por cento recuperado foi calculada salmoura permeabilidade de 69,3%. Observe a figura 11B, SandAid reticulado tratado foi tratado nas mesmas condições de teste (ou seja, areia tratada SandAid com 2% de ZnCl2 embutida) foi encontrado para ter um recuperar a permeabilidade salmoura de 72,5 md e 75,6% de recuperar a salmoura permeabilidade.

[0272] Todas as referências aqui citadas são incorporadas por referência. Embora a invenção tenha sido descrita com referência às suas modalidades preferidas, a partir da leitura desta descrição dos peritos na arte podem apreciar as alterações e modificações que podem ser feitas que não se afastam do escopo e do espírito da invenção tal como descrito acima e reivindicado a seguir.

Claims

1. Método para fraturar uma formação subterrânea caracterizado por compreender: uma etapa de colocação de propante, compreendendo injetar sob condições de fratura na formação penetrada por um poço, pelo menos, dois fluidos de fraturaramento diferindo em: (1) pelo menos uma propriedade de composição propante, ou (2), pelo menos, uma propriedade do fluido, ou (3) uma combinação dessas diferenças, em que pelo menos um dos dois fluidos de faturamento inclui uma composição de agregação que consiste em: 1) um produto de reação amina- fosfato, 2) um componente de amina e um produto de reação amina-fosfato, 3) uma amina polimérica, 4) uma amina polimérica e um produto de reação amina-fosfato, 5) uma amina polimérica, um componente amina e um produto de reação amina-fosfato, 6) um componente de amina, ou 7) suas misturas ou combinações e pelo menos um dos dois fluidos de faturamento incluem uma composição de reticulação compreendendo agentes de reticulação inorgânicos, agentes de reticulação orgânicos, ou suas misturas e combinações, em que a composição de agregação forma revestimentos parciais, completos no propante, materiais particulados de fundo de poço (downhole) e na superfície da formação fazendo com que o propante se agregue em ilhas dentro das fraturas, e em que a composição de reticulação de revestimento forme reticulações no revestimento, fortalecendo e estabilizando as ilhas, e em que o componente de amina é selecionado a partir de um grupo que consiste em alquil piridinas ou misturas de alquil piridinas, alquil pirróis ou misturas de alquil pirróis, alquil piperidinas ou misturas de alquil piperidinas, alqui pirrolidinas ou misturas de alquil pirrolidinas, alquil indolizinas ou misturas de alquil indolizinas, alquil indóis ou mistura de alquil indóis, alquil imidazol ou misturas de alquil imidazol, alquil quinolina ou mistura de alquil quinolina, alquil isoquinolina ou mistura de alquil isoquinolina, alquil pirazina ou mistura de alquil pirazina, alquil quinoxalina ou mistura de alquil quinoxalina, alquil acridina ou mistura de alquil acridina, alquil pirimidina ou mistura de alquil pirimidina, alquil quinazolina ou mistura de alquil quinazolina, ou suas misturas ou combinações.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que: as propriedades do fluido de fraturamento incluem composição do fluido, pressão do fluido, temperatura do fluido, duração do pulso do fluido, taxa de sedimentação do propante ou suas misturas e combinações, as propriedades da composição propante incluem tipos de propante, tamanhos de propante, forças de propante, formas de propante ou suas misturas e combinações, e um dos fluidos de fraturamento compreende fluidos livres de propante incluindo (i) um fluido base, (ii) um fluido base, a composição de agregação, a composição de reticulação de revestimento, e/ou uma composição viscosificante e o outro dos fluidos de fraturamento compreende fluidos contendo propante incluindo (i) um fluido base, uma composição viscosificante e uma composição propante ou (ii) um fluido base, uma composição viscosificante, uma composição propante e a composição de agregação ou (iii) um fluido base, uma composição viscosificante, uma composição propante e a composição de reticulação de revestimento ou (iv) um fluido base, uma composição viscosificante, uma composição propante, a composição de agregação e a composição de reticulação de revestimento, a composição de propante incluindo propante não tratado, propante tratado ou suas misturas e combinações, e o propante tratado compreende um propante com um revestimento parcial ou completo da composição de agregação.

3. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que as composições propantes diferem em pelo menos uma das seguintes propriedades: (a) quantidades de propante não tratado e tratado; (b) densidades dos propantes não tratados e/ou tratados, (c) tamanhos dos propantes não tratados e/ou tratados; (d) formas dos propantes não tratados e/ou tratados; ou (e) resistência dos propantes não tratados e/ou tratados.

4. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que as composições de propantes incluem ainda (i) uma fibra erodível, (ii) um material erodível compreendendo partículas erodíveis, fibras erodíveis ou suas misturas e combinações, ou (iii) suas misturas ou combinações.

5. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que a taxa de sedimentação do propante é controlada ajustando as taxas de bombeamento e em que os fluidos de fraturamento viscosificados diferem na composição viscosificante.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a etapa de injeção compreende injetar pelo menos dois fluidos de fraturamento diferentes de acordo com uma sequência de injeção.

7. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que pelo menos um dos fluidos é um fluido livre de propante e pelo menos um dos fluidos é um fluido contendo propante.

8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a sequência de injeção compreende a injeção de pelo menos dois fluidos de fraturamento diferentes em estágios alternados durante a operação de fraturamento.

9. Método, de acordo com a reinvindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: antes da etapa de colocação do propante, uma fase de amortecimento compreendendo a injeção na formação de um fluido de amortecimento compreendendo um fluido base e uma composição viscosificante ou um fluido base, uma composição viscosificante e a composição de agregação.

10. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que: um dos fluidos de fraturamento compreende pelo menos um fluido livre de propante selecionado do grupo que consiste em um fluido não-viscosificado livre de propante e um fluido viscosificado livre de propante, outro dos fluidos de fraturamento compreende pelo menos um fluido contendo propante selecionado do grupo que consiste em um fluido contendo propante não viscosificado e um fluido contendo propante viscosificado, a injeção ocorre através de um padrão de perfurações compreendendo grupos de perfurações separadas por vãos não perfurados e compreende uma sequência de formas primitivas de pelo menos um fluido livre de propante e de pelo menos um fluido contendo propante, em que o fluido não-viscosificado livre de propante compreende: (a) um fluido base, (b) um fluido base e uma composição de agregação, (c) um fluido base e uma composição de reticulação de revestimento, (d) um fluido base, a composição de agregação, e a composição de reticulação de revestimento, em que o fluido viscosificado livre de propante compreende: (a) um fluido base e uma composição viscosificante, (b) um fluido base, uma composição viscosificante e a composição de agregação, (c) um fluido base, uma composição viscosificante e a composição de reti culação de revestimento, ou (d) um fluido base, uma composição viscosificante, a composição de agregação e a composição de reticulação de revestimento, em que o fluido não-viscosificado contendo propante compreende: (a) um fluido base e uma composição de propante, ou (b) um fluido base, uma composição propante e a composição de agregação, (c) um fluido base, uma composição de propante e a composição de reticulação de revestimento, ou (d) um fluido base, uma composição de propante, a composição de agregação e a composição de reticulação de revestimento, em que o fluido viscosificado contendo propante compreende: (a) um fluido base, uma composição viscosificante e uma composição propante ou (b) um fluido base, uma composição viscosificante , uma composição propante e a composição de agregação, (e) um fluido base, uma composição viscosificante, uma composição propante e a composição de reticulação de revestimento, ou (f) um fluido base, uma composição viscosificante, uma composição propante, a composição de agregação e a composição de reticulação de revestimento, em que a composição de agregação compreende um produto de reação de fosfato-amina, componente de amina, composição de agregação polimérica de amina, uma composição de agregação de coacervado ou suas misturas e combinações, em que a composição de reticulação de revestimento compreende agentes de reticulação inorgânicos, agentes de reticulação orgânicos ou suas misturas e combinações, e em que os fluidos contendo propante formam pilares de propante dentro das fraturas durante a fratura e/ou após a fratura à medida que as fraturas se fecham.

11. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que compreende ainda fazer com que a sequência de formas primitivas injetadas nos grupos vizinhos de perfuração se mova através das fraturas em taxas diferentes.

12. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que pelo menos um dos parâmetros de volume da forma primitiva, composição da forma primitiva, composição do propante, tamanho do propante, forma do propante, densidade do propante, resistência do propante, concentração do propante, comprimento padrão, número de grupos de perfuração, separações de grupos de perfuração, orientações de grupos de perfuração, número de furos em cada grupo de perfuração, densidades de tiro do grupo de perfuração, comprimentos do grupo de perfuração, número de vãos de não perfuração, comprimentos de vão de não perfuração, métodos de perfuração ou suas combinações, mudam de acordo com a sequência de formas primitivas.

13. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que a composição de propante compreende uma primeira quantidade de um propante não tratado, uma segunda quantidade de um propante tratado, uma terceira quantidade de um propante erodível ou solúvel e uma quarta quantidade de uma fibra não erodível, em que o propante tratado compreende um propante com um revestimento parcial ou completo da composição de agregação, em que o propante erodível ou solúvel compreende partículas orgânicas erodíveis ou solúveis, fibras orgânicas erodíveis ou solúveis, partículas inorgânicas erodíveis ou solúveis e/ou fibras inorgânicas erodíveis ou solúveis, e em que as fibras não erodíveis compreendem fibras orgânicas não erodíveis e/ou fibras inorgânicas não erodíveis.

14. Método, de acordo com a reivindicação 13, caracterizada pelo fato de que a segunda quantidade é de 100% em peso do propante, a primeira, terceira e quarta quantidades podem variar entre 0% em peso e 100% em peso do propante, e a quantidade pode somar valores superiores a 100%.

15. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizada pelo fato de que compreende ainda: antes da etapa de colocação do propante, uma fase de amortecimento compreendendo a injeção contínua de um fluido viscosificado livre de propante no fluido de fraturamento sob condições de fraturamento para formar ou alongar fraturas.

16. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato que compreende ainda: após a etapa de colocação do propante, um estágio de compressão (tail-in) que compreende continuamente injetar um fluido contendo propante viscosificado no fluido de fratura.

17. Método para fraturar uma formação subterrânea caracterizado pelo fato de que compreende uma etapa de colocação do propante que compreende injetar na formação penetrada por um poço pelo menos dois fluidos de fraturamento diferentes de acordo com uma sequência de injeção, em que pelo menos um dos dois fluidos de fraturamento inclui uma composição de agregação consistindo em 1) um produto de reação amina-fosfato, 2) um componente de amina e um produto de reação amina-fosfato, 3) uma amina polimérica; 4) uma amina polimérica e um produto de reação amina-fosfato, 5) uma amina polimérica, um componente amina e produto de reação amina-fosfato, 6) um componente amina, ou 7) suas misturas e combinações e pelo menos um dos dois fluidos de fraturamento incluem uma composição de reticulação de revestimento compreendendo agentes de reticulação inorgânicos, agentes de reticulação orgânicos, ou suas misturas e combinações, em que a composição de agregação forma revestimentos parciais, completos no propante, materiais particulados de fundo de poço (downhole) e na superfície da formação fazendo com que o propante se agregue em ilhas dentro das fraturas, e em que a composição de reticulação de revestimento forme reticulações no revestimento, fortalecendo e estabilizando as ilhas, e em que o componente de amina é selecionado a partir de um grupo que consiste em alquil piridinas ou misturas de alquil piridinas, alquil pirróis ou misturas de alquil pirróis, alquil piperidinas ou misturas de alquil piperidinas, alqui pirrolidinas ou misturas de alquil pirrolidinas, alquil indolizinas ou misturas de alquil indolizinas, alquil indóis ou mistura de alquil indóis, alquil imidazol ou misturas de alquil imidazol, alquil quinolina ou mistura de alquil quinolina, alquil isoquinolina ou mistura de alquil isoquinolina, alquil pirazina ou mistura de alquil pirazina, alquil quinoxalina ou mistura de alquil quinoxalina, alquil acridina ou mistura de alquil acridina, alquil pirimidina ou mistura de alquil pirimidina, alquil quinazolina ou mistura de alquil quinazolina, ou suas misturas ou combinações.

18. Método, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: antes da etapa de colocação do propante, uma fase de amortecimento compreendendo a injeção na formação de um fluido de amortecimento compreendendo um fluido base e uma composição viscosificante ou um fluido base, uma composição viscosificante e a composição de agregação.

19. Método, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que as propriedades incluem uma composição de fluido, uma pressão de fluido, uma temperatura de fluido, uma duração de pulso de fluido, uma taxa de sedimentação do propante, tipos de propante, tamanhos de propante, resistência do propante, formas do propante ou suas misturas e combinações.

20. Método, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que um dos fluidos de fraturamento compreende um fluido livre de propante incluindo (i) um fluido base, (ii) um fluido base, a composição de agregação, a composição de reticulação de revestimento, e/ou uma composição viscosificante e o outro dos fluidos de fraturamento compreende um fluido contendo propante incluindo (i) um fluido base, uma composição viscosificante e uma composição propante ou (ii) um fluido base, uma composição viscosificante, uma composição propante e a composição de agregação ou (iii) um fluido base, uma composição viscosificante, uma composição propante e a composição de reticulação de revestimento ou (iv) um fluido base, uma composição viscosificante, uma composição propante, a composição de agregação e a composição de reticulação de revestimento, em que o propante tratado reticulado compreende um propante com um revestimento parcial ou completo da composição de agregação reticulado com a composição de reticulação de revestimento, em que a composição de propante inclui propante não tratado, propante tratado ou suas misturas e combinações, e em que o propante tratado compreende um propante com um revestimento parcial ou completo da composição de agregação.

21. Método, de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo fato de que as composições propantes diferem em pelo menos uma das seguintes propriedades: (a) quantidades de propante não tratado e tratado; (b) densidades dos propantes não tratados e/ou tratados, (c) tamanhos dos propantes não tratados e/ou tratados; (d) formas dos propantes não tratados e/ou tratados; ou (e) resistência dos propantes não tratados e/ou tratados.

22. Método, de acordo com a reivindicação 21, caracterizado pelo fato de que as composições de propantes incluem ainda (i) uma fibra erodível, (ii) um material erodível compreendendo partículas erodíveis, fibras erodíveis ou suas misturas e combinações, ou (iii) suas misturas ou combinações.

23. Método, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que a etapa de injeção compreende injetar pelo menos dois fluidos de fraturamento diferentes de acordo com uma sequência de injeção.

24. Método, de acordo com a reivindicação 23, caracterizado pelo fato de que pelo menos um dos fluidos é livre de propante e pelo menos um dos fluidos inclui uma composição de propante.

25. Método, de acordo com a reivindicação 24, caracterizado pelo fato de que a sequência de injeção compreende a injeção de pelo menos dois fluidos de fraturamento diferentes em estágios alternados durante a operação de fraturamento.

26. Método, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de compreender ainda: após a etapa de colocação do propante, um estágio de compressão (tail-in) no fluido compreendendo (i) um fluido base, uma composição viscosificante e uma composição propante ou (ii) um fluido base, uma composição viscosificante, uma composição propante, e a composição de agregação.