BRPI0618902A2

BRPI0618902A2 - mÉtodo de estabilizar porÇÕes nço consolidadas de uma formaÇço subterrÂnea

Info

Publication number: BRPI0618902A2
Application number: BRPI0618902-4A
Authority: BR
Inventors: Philip D Nguyen
Original assignee: Halliburton Energy Serv Inc
Priority date: 2005-11-22
Filing date: 2006-11-21
Publication date: 2013-01-08
Also published as: EP1957047B1; CN102704906A; CA2630449C; AU2006318951B2; EP2302164A1; CN101360884A; WO2007060407A3; CN101360884B; WO2007060407A2; EP1957047A2; AU2006318951A1; RU2008125165A; CA2630449A1; DK1957047T3; RU2011115416A; US7441598B2; US20070114022A1; CN102704906B

Abstract

MÉTODO DE ESTABILIZAR PROÇÕES NçO CONSOLIDADAS DE UMA FORMAÇçO SUBTERRÂNEA Métodos de estabilizar porções não consolidades de uma formação subterrÂnea são providos. Em uma forma de realização, os métodos compreendem: criar ou melhorar pelo menos duas fendas em uma porção não consolidada de uma formação subterrânea ao longo de um furo de poço, em que as fendas estão posicionadas cerca de 180 graus uma da outra ao longo da superfície interna do furo do poço; introduzir um agente consolidante nas fendas em uma proção não consolidada da formação subterrânea, e criar ou melhorar pelo menos uma fratura em uma porção da formação subterrânea.

Description

"MÉTODO DE ESTABILIZAR PORÇÕES NÃO CONSOLIDADAS DE UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA"

ANTECEDENTES

A presente invenção refere-se a métodos e composições para o tratamento de formações subterrâneas. Mais particularmente, a presente invenção refere-se a métodos de estabilizar porções não consolidadas de uma formação subterrânea.

Os poços de hidrocarbonetos estão com freqüência localizados em formações subterrâneas que contém particulados não consolidados (por exemplo areia, cascalho, agente de sustentação, finos, etc.) que podem migrar para fora da formação subterrânea em um furo de poço e/ou podem ser produzidos com óleo, gás, água, e/ou outros fluidos produzidos pelo poço. A presença destes particulados, em fluidos produzidos é indesejável em que os particulados podem erodir o bombeamento e outro equipamento de produção e/ou reduzir a produção de fluidos desejados do poço. Além disso, os particulados que migraram para um furo de poço (por exemplo , dentro do revestimento e/ou perfurações em um furo revestido), dentre outros, podem entupir porções do furo de poço, impedindo a produção de fluidos desejados a partir do poço. O termo "particulados não consolidados" e derivados dos mesmos, é definido aqui para incluir particulados soltos e particulados ligados com resistência de ligação insuficiente para suportar as forças criadas pelo fluxo de fluidos através da formação, que podem levar os particulados a se deslocar ou migrar na formação e/ou em vazios na mesma. Os particulados não consolidados podem compreender, dentre outros, areia, cascalho, finos e/ou particulados de agente de sustentação na formação subterrânea, por exemplo, particulados de agente de sustentação colocados na formação subterrânea no curso de uma fratura ou operação de preenchimento com cascalho. Os termos "formação subterrânea não consolidada", "porção não consolidada de uma formação subterrânea" e "derivados dos mesmos são definidos aqui para incluir qualquer formação que contém particulados não consolidados, como este termo é definido aqui. As "formações subterrâneas não consolidadas" e "porções não consolidadas de uma formação subterrânea" como estes termos são usados aqui, incluem fraturas subterrâneas em que os particulados não consolidados residem dentro do espaço aberto da fratura (por exemplo, formando um preenchimento de agente de sustentação dentro da fratura).

Um método de controle de particulados não consolidados em formações subterrâneas envolve colocar um leito de filtração contendo ^lO cascalho (por exemplo, "preenchimento com cascalho") próximo do furo de poço para apresentar uma barreira física para o transporte de particulados não consolidados com a produção de fluidos desejados. Tipicamente, estas "operações de preenchimento com cascalho" envolvem o bombeamento e a colocação de uma quantidade de algum particulado na formação subterrânea não consolidada em uma área adjacente a um furo de poço. Um tipo comum de operação de preenchimento com cascalho envolve colocar uma tela no furo de poço e preencher o anel circundante entre a tela e o furo de poço com cascalho de um tamanho específico projetado para evitar a passagem da areia da formação. A tela é geralmente um conjunto de filtro usado para reter o •θ cascalho colocado durante a operação de preenchimento com cascalho. Uma ampla faixa de tamanhos e configurações são disponíveis para se adequar às características da areia com cascalho usada. Similarmente, uma ampla faixa de tamanhos de cascalho é disponível para se adequar às características dos particulados não consolidados na formação subterrânea. Para instalar o preenchimento com cascalho, o cascalho é transportado para a formação na forma de uma suspensão por misturação do cascalho com um fluido, que é geralmente viscosificado. Uma vez que o cascalho é colocado no furo de poço, a viscosidade do fluido de tratamento pode ser reduzida, e é retornado à superfície. A estrutura resultante apresenta uma barreira para a migração de areia da formação enquanto ainda permitindo o fluxo de fluido. No entanto, o uso destes métodos de preenchimento com cascalho pode ser problemático. Por exemplo, os preenchimentos com cascalho podem ser consumidos de tempo e caros de instalar. Devido ao tempo e gastos necessários, é às vezes desejável colocar uma tela sem o cascalho. Mesmo em circunstâncias em que é prático colocar uma tela sem cascalho, no entanto, é com freqüência difícil determinar um tamanho de tela apropriado para usar como as areias da formação tendem a ter uma distribuição ampla de tamanhos de grão. Quando quantidades pequenas de areia são deixadas fluir através da tela, a erosão da formação se torna uma preocupação significante. Como resultado, a colocação de cascalho assim como a tela é com freqüência necessária para assegurar que as areias de formação sejam controladas. As telas de areia expansíveis foram desenvolvidas e implementadas em anos recentes. Como parte da instalação, uma tela de areia expansível pode ser expandida contra o furo de poço, furo revestido, ou furo aberto para fms de controle de areia sem a necessidade para um preenchimento com cascalho. No entanto, as telas expansíveis podem ainda demonstrar tais problemas como erosão da tela e entupimento da tela.

Outro método usado para controlar os particulados em formações não consolidadas envolve consolidar particulados não consolidados em massas estáveis, permeáveis, por aplicação de um agente consolidante (por exemplo uma resina ou agente de pegajosidade) para a formação subterrânea. Os particulados nestas massas estáveis, permeáveis, podem ser ligados com resistência de ligação suficiente para suportar as forças criadas pelo fluxo de fluidos através da formação e/ou evitar de um deslocamento ou migração, mas ainda permitir o fluxo de fluido(s) através dos espaços dos poros da massa. Isto é geralmente obtido por pré-lavagem da porção não consolidada da formação, aplicação de uma composição de resina endurecível, aplicação de um fluido espaçador, aplicação de um catalisador externo para levar a resina a pegar, e aplicação de um fluidos de pós-lavagem para remover a resina em excesso dos espaços do poro desta porção da formação. No entanto, as técnicas de consolidação resultaram com freqüência em distâncias de penetração limitadas ou inapropriadas de agente consolidante, fluidos de pré-lavagem, fluidos de pós-lavagem e/ou componentes usados no tratamento na formação.

SUMÁRIO

A presente invenção refere-se a métodos e composições para o tratamento de formações subterrâneas. Mais particularmente, a presente invenção refere-se a métodos de estabilização de porções não consolidadas de

uma formação subterrânea.

Em uma forma de realização, a presente invenção provê um método compreendendo : criar ou melhorar pelo menos duas fendas em uma porção não consolidada de uma formação subterrânea ao longo de um furo de poço, em que as fendas estão posicionadas cerca de 180 graus uma da outra ao longo da superfície interna do furo do poço; introduzir um agente consolidante nas fendas em uma porção não consolidada da formação subterrânea, e criar ou melhorar pelo menos uma fratura em uma porção da formação subterrânea.

Em outra forma de realização, a presente invenção provê um método compreendendo : introduzir um agente consolidante em pelo menos duas fendas pré-formadas em uma porção não consolidada de uma formação subterrânea ao longo de um furo de poço, em que as fendas estão posicionadas a cerca de 180 graus uma da outra ao longo da superfície interna do furo de poço, e criar ou melhorar pelo menos uma fratura em uma porção

da formação subterrânea.

Em outra forma de realização, a presente invenção provê um método compreendendo: determinar a direção da tensão horizontal máxima de uma porção não consolidada de uma formação subterrânea ao longo do furo de poço; criar ou melhorar pelo menos duas fendas na porção não consolidada de uma formação subterrânea ao longo do furo de poço, em que as fendas penetram na formação subterrânea em uma direção aproximadamente paralela à direção da tensão horizontal máxima da porção não consolidada de uma formação subterrânea, e em que as fendas estão posicionadas em cerca de 180 graus uma da outra ao longo da superfície interna do furo de poço; introduzir um agente consolidante em pelo menos uma fenda na porção não consolidada de uma formação subterrânea; e criar ou melhorar pelo menos uma fratura em uma porção da formação subterrânea.

Os aspectos e vantagens da presente invenção serão prontamente evidentes para os versados na técnica quando da leitura da descrição das formas de realização preferidas que seguem.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS Estes desenhos ilustram alguns aspectos de algumas formas de realização da presente invenção e não devem ser usados para limitar ou definir a invenção.

A figura 1 mostra uma vista em seção transversal da formação subterrânea penetrada por um furo de poço em uma forma de realização da presente invenção.

A figura 2 mostra uma vista em seção transversal da formação subterrânea penetrada por um furo de poço após um agente consolidante ter sido introduzido de acordo com uma forma de realização da presente invenção.

A figura 3 mostra vista em seção transversal da formação subterrânea penetrada por um furo de poço após um agente consolidante ter sido introduzido e uma fratura ter sido criada na formação subterrânea de acordo com uma forma de realização da presente invenção.

DESCRIÇÃO DAS FORMAS DE REALIZAÇÃO PREFERIDAS

A presente invenção refere-se a métodos e composições para o tratamento de formações subterrâneas. Mais particularmente, a presente invenção refere-se a métodos de estabilização de porções não consolidadas de uma formação subterrânea. I. Métodos da presente invenção

Os métodos da presente invenção compreendem a introdução de um agente consolidante em pelo menos duas fendas na porção não consolidada de uma formação subterrânea ao longo de um furo de poço, criar ou melhorar pelo menos uma fratura em uma porção da formação subterrânea. O termo "fenda", como usado aqui refere-s a qualquer perfuração, canal, poro, ou passagem que permite a comunicação de fluido entre o furo de poço e uma porção da formação subterrânea. Uma "fenda" como o termo é usado, pode ser uma de ocorrência natural, ou pode ser criada ou melhorada no curso de um tratamento subterrâneo ou operação realizada antes e/ou durante o curso de um método da presente invenção. Os termos "consolidar", "consolidando" e derivados dos mesmos, são definidos aqui para incluir qualquer processo de estabilização de uma porção da formação subterrânea, que pode, pelo menos em parte, estabilizar as partículas não consolidadas como que elas são ligadas com uma resistência de ligação suficiente para suportar as forças criadas pelo fluxo de fluidos através da formação e/ou evitadas de se deslocar ou migrar. O termo "agente consolidante" é definido aqui para incluir qualquer substância que possa estabilizar uma porção da formação subterrânea, que pode, pelo menos em parte, consolidar particulado não consolidado, como o termo é definido aqui.

Os métodos da presente invenção podem ser usados para estabilizar uma porção não consolidada de uma formação subterrânea de modo que o agente consolidante e/ou outros componentes introduzidos na formação subterrânea possam penetrar mais profundamente na formação subterrânea, como comparado com a penetração que pode ser obtida usando métodos de consolidação bem conhecidos na técnica. Esta distância de penetração melhorada pode, dentre outros aspectos, melhorar a produtividade de um poço penetrando esta formação subterrânea e/ou evitar o retro-fluxo de materiais particulados (por exemplo areia, finos da formação, particulados de material de sustentação, etc). No entanto, os métodos da presente invenção podem ser usados para estabilizar uma porção não consolidada de uma formação subterrânea sem a necessário de um preenchimento de cascalho ou tela.

As formações subterrâneas tratadas nos métodos da presente invenção podem ser qualquer formação subterrânea em que pelo menos uma pluralidade de particulados não consolidados reside na formação. Estes particulados não consolidados podem compreender, entre outros, areia, cascalho, fino e/ou particulados de material de sustentação dentro do espaço aberto de uma ou mais fraturas na formação subterrânea (por exemplo particulados de material de sustentação não consolidados que formam um preenchimento de material de sustentação dentro da fratura). Os particulados do material de sustentação podem ser compostos de qualquer material apropriado para uso em operações subterrâneas. Os exemplos incluem, mas não são limitados a areia, bauxita, materiais cerâmicos, materiais de vidro (por exemplo contas de vidro), materiais de polímero, materiais de Teflon ® , pedaços de cascas de nozes, pedaços de cascas de sementes, particulados resinosos curados compreendendo pedaços de cascas de nozes, particulados resinosos curados compreendendo pedaços de cascas de sementes, pedaços de caroços de frutas, particulados resinosos curados compreendendo pedados de caroços de frutas, madeiras, particulados compósitos, e combinações dos mesmos. Os particulados compósitos também podem ser usados, em que os materiais compósitos apropriados podem compreender um aglutinante e um material de enchimento em que materiais de enchimento apropriados incluem sílica, alumina, carbono fumigado, negro de fumo, grafite, mica, dióxido de titânio, meta-silicato, silicato de cálcio, caulim, talco, zircônia, boro, cinza volante, microesferas de vidro oco, vidro sólido, debulhados ou cascas de nozes/ sementes triturados, serragem, fibra de celulose triturada, e suas combinações. Tipicamente, os particulados tem um tamanho na faixa de cerca de 2 a cerca de 400 malhas, Série US. Em formas de realização particulares, as faixas de distribuição de tamanho de particulados são de um ou mais dentre 6/12 malha, 8/16, 12/20, 16/30, 20/40, 30/50, 40/60, 40/70, ou 50/70 malha. Deve-se entender que o termo "particulado" como usado na descrição inclui todas as formas conhecidas de materiais incluindo materiais substancialmente esféricos, materiais fibrosos, materiais poligonais, (como materiais cúbicos), e misturas dos mesmos. Além disso, materiais fibrosos que podem ser usados, inter alia, sustenta a pressão de uma fratura fechada, são com freqüência incluídos. Em algumas formas de realização, os particulados de material de sustentação podem ser revestidos com qualquer resina apropriada ou agente de pegajosidade bem conhecido do versado.

Um furo de poço penetrando na formação subterrânea sendo tratada pode conter um ou mais tubos ou colunas (por exemplo furo de poço "revestido" ou "parcialmente revestido"). Em algumas formas de realização, o furo de poço pode ser não revestido. Em formas de realização onde a porção do furo de poço penetrando na porção da formação subterrânea sendo tratada é revestido ou parcialmente revestido, perfurações ou furos podem ser criados no revestimento que permite a comunicação de fluido entre o interior do revestimento e formação (ões) fora do revestimento. Em algumas formas de realização, as fendas na porção não consolidada da formação subterrânea podem ser criadas ou melhoradas nos métodos da presente invenção por direção de um fluido e/ou ferramenta através destas perfurações ou furos no revestimento. As perfurações ou furos no revestimento podem ser feitos de qualquer meio apropriado bem conhecido na técnica. Em algumas formas de realização, estas perfurações ou furos podem estar presentes no revestimento antes de ser colocado no furo de poço. Em algumas formas de realização, as aJ>

perfurações ou furos no revestimento podem ser criados usando a mesma ferramenta ou método usado para criar ou melhorar as fendas na porção não consolidada da formação subterrânea, por exemplo usando uma técnica de hidrojateamento (descrita abaixo). Em outras formas de realização, as perfurações ou furos podem ser criados usando algum outro método ou aparelho antes de ou durante o curso da condução do método da presente invenção. Em algumas formas de realização, os particulados residindo nas perfurações ou furos no revestimento podem ser deslocados pelo agente consolidante (ou o fluido compreendendo o agente consolidante), que pode, ^O inter alia, melhorar ou restaurar o fluxo de fluido através destas perfurações

ou furos no revestimento.

Os métodos da presente invenção podem opcionalmente compreender a etapa de isolar uma região particular no furo de poço (por exemplo uma região do furo de poço adjacente a uma porção não consolidada da formação subterrânea) dentre outros fins, de modo a seletivamente colocar o agente consolidante e/ou outras substâncias em uma porção particular da formação subterrânea. Qualquer método ou ferramenta conhecido na técnica para isolar uma região particular no furo de poço pode ser usado. Por exemplo, qualquer agente de desvio estático ou ferramenta (por exemplo químicos, fluidos, particulados ou equipamento) que é capaz de desviar o fluxo de fluido para fora de uma porção particular da formação subterrânea para outra porção da formação subterrânea pode ser usado. Os exemplos de agentes de desvio estático apropriados incluem, mas não são limitados a fluidos (por exemplo fluidos de base aquosa e/ou não aquosa), emulsões, géis, espumas, materiais degradáveis (por exemplo poliésteres, ortoésteres, poli (ortoésteres), polianidridos, compostos orgânicos e/ou inorgânicos desidratados), particulados, compactador (por exemplo compactadores de precisão e por injeção seletiva), vedadores de esferas, dispositivos de recheio, particulados, tampões de areia, tampões de ponte, e outros. Um versado na técnica, com o benefício da descrição, irá reconhecer quando uma região particular em um furo de poço deve ser isolada em um método da presente invenção, assim como ferramenta ou método apropriado para obter este isolamento.

As duas ou mais "feridas" são criadas ou melhoradas em uma porção não consolidada de uma formação subterrânea ao longo e um furo de poço. A presença das fendas na formação subterrânea pode, inter alia^ permite que o agente consolidante e/ou outros componentes penetrem mais profundamente na formação subterrânea, como comparado com a penetração que pode ser obtida em métodos de consolidação bem conhecidos na técnica. A presença das fendas nos métodos da presente invenção pode também iniciar a criação ou melhora de uma ou mais fraturas na formação subterrânea, que pode aumentar a permeabilidade efetiva da formação (por exemplo para aumentar a produção de fluidos desejados na formação).

As fendas estão geralmente presentes (ou criadas) na porção não consolidada da formação subterrânea ao longo do furo de poço em posições que estão cerca de 180 graus uma da outra ao longa da circunferência da superfície interna do furo de poço, que é às vezes chamada de configuração "bi-asa". Esta configuração de bi-asa pode, inter alia, reduzir a tortuosidade, reduzir o atrito quase no furo de poço, e/ou reduzir o potencial de fraturas múltiplas quase no furo de poço. A figura 1 ilustra uma vista em seção transversal de um furo de poço com duas fendas 14 em comunicação com o furo de poço 10 penetrando na formação subterrânea 11 em posições que estão cerca de 180 graus uma da outra ao longa da circunferência da superfície interna 12 do furo de poço 10 em uma configuração de "bi-asa" de acordo com uma forma de realização da presente invenção. Em algumas formas de realização, as fendas podem ter um comprimento de pelo menos cerca de 2,54 cm. Em algumas formas de realização, as fendas podem ter uma largura na faixa de cerca de 0,63 cm a cerca de 2,54 cm. As fendas podem ser criadas ou melhoradas na porção não consolidada da formação subterrânea ao longo do furo de poço nos métodos da presente invenção por qualquer meio bem conhecido do versado. Em algumas formas de realização da presente invenção, duas ou mais fendas podem ser criadas ou melhoradas usando técnicas de "hidrojateamento". Como usado aqui, o termo "hidrojateamento" e derivados do mesmo, são definidos aqui para incluir o uso de qualquer método ou ferramenta em que um fluido (por exemplo um líquido ou gás) é propelido a uma superfície dentro de uma formação subterrânea de modo a erodir pelo menos uma porção desta superfície. Esta erosão pode ocorrer devido a inter alia erosão mecânica e/ou erosão química (por exemplo acidulação, dissolução, corrosão, etc) realizada por qualquer um dos componentes do fluido. Em algumas formas de realização, as técnicas de hidrojateamento podem compreender propelir um fluido compreendendo materiais abrasivos (por exemplo materiais particulados como areia, cascalho, partículas degradáveis, e outros) e/ou propelir um fluido em uma pressão suficientemente elevada na superfície dentro da formação subterrânea de modo a erodir pelo menos uma porção desta superfície. Os exemplos de ferramentas de hidrojateamento e métodos de hidrojateamento apropriados são descritos na patente US 5 765 642, 5 494 103, e 5 361 856, 5 335 724, e 5 547 023 e publicação de pedido de patente US 2004/ 025099, cujas porções relevantes são aqui incorporadas por referência. Os exemplos de outros métodos que podem ser usados para criar ou melhorar das fendas na porção não consolidada da formação subterrânea incluem, mas não são limitados a técnicas de estímulos de precisão, técnicas de pulso de pressão, técnica de perfuração (por exemplo técnicas usadas para criar perfurações no revestimento cimentado em um furo de poço, incluindo laseres de todos os tipos, cargas explosivas, pistolas de perfuração, e outros) e outras práticas similares conhecidas na técnica.

Em algumas formas de realização, os métodos da presente invenção podem ser usados em "formações anisotrópicas", um termo que, como usado aqui, descreve o contraste de tensão, orientação ou direção da tensões na formação. Além da tensão de sobre carga, que é a tensão vertical (por exemplo o peso da formação acima), uma tensão horizontal máxima e mínima também pode estar presente. Em algumas formas de realização da presente invenção, a direção da tensão horizontal máxima na formação pode ser determinada usando qualquer método para fazer esta determinação conhecido na técnica. Por exemplo, a direção da tensão horizontal máxima pode ser determinada observando a direção em que uma fratura de teste se propaga na formação subterrânea, que será perpendicular à direção da tensão horizontal máxima. Os exemplos de outros métodos de fazer esta determinação incluem os métodos descritos nas patentes US 5 335 724, 5 318 123 e 4 864 864, cujas descrições relevantes são incorporadas por referência. A direção da tensão horizontal máxima também pode ser determinada por observação ou determinação da direção da maior permeabilidade na formação, que pode estar relacionada ou usada para determinar a direção da tensão horizontal máxima.

Após a direção da tensão horizontal máxima ser determinada, duas ou mais fendas podem ser criadas ou melhoradas de modo que as fendas penetram na formação subterrânea em uma direção que é aproximadamente paralela à direção da tensão horizontal máxima. Como usado aqui, a expressão "aproximadamente paralelo" é definido para incluir qualquer direção que está em cerca de 30 graus da direção de referência. Em algumas formas de realização, as fendas podem penetrar na formação subterrânea em uma direção que está em cerca de 15 graus da direção da tensão horizontal máxima.

Os métodos da presente invenção opcionalmente podem incluir prover e introduzir um ou mais fluidos de pré-lavagem na formação subterrânea em qualquer ponto antes, durante ou subseqüente à realização dos métodos da presente invenção. Tipicamente, a injeção de um fluido de pré- lavagem pode ocorrer em qualquer momento antes do agente consolidante ser introduzido na fenda na porção não consolidada da formação subterrânea. Em algumas formas de realização, um fluido de pré-lavagem pode ser usado, dentre outros fins, para limpar as substâncias indesejáveis (por exemplo óleo, resíduo, ou rejeitos), dos espaços de poro na formação, para limpar estas substâncias indesejáveis residindo nas perfurações ou furos em uma coluna e/ou para preparar a formação subterrânea para colocação subseqüente do agente consolidante. Por exemplo, um fluido de pré-lavagem ácido pode ser introduzido em pelo menos uma porção da formação subterrânea que pode, inter alia, dissolver substâncias indesejáveis na formação subterrânea. O fluido de pré-lavagem pode ser introduzido na fenda na porção não consolidada da formação subterrânea através de uma ferramenta de hidrojateamento, bombeado diretamente em um furo de poço penetrando na formação subterrânea a partir da superfície, ou introduzido na formação subterrânea por qualquer outro meio apropriado. Geralmente, o volume do fluido de pré-lavagem usado está entre 0,1 vezes a 50 vezes o volume do agente consolidante. Os exemplos dos fluidos de pré-lavagem apropriados para uso na presente invenção são descritos em maiores detalhes na seção II abaixo.

A figura 2 ilustra uma vista em seção transversal do furo do poço 10 mostrado na figura 1 após o agente consolidante 15 ter sido introduzido nas fendas 14 penetrando na formação subterrânea 11. Em algumas formas de realização, o agente consolidante pode penetrar profundamente na formação devido a, inter alia, a presença e colocação das fendas na formação subterrânea. O agente consolidante pode ser introduzido em duas ou mais fendas na formação subterrânea por qualquer meio conhecido na técnica. Em algumas formas de realização, o agente consolidante pode ser introduzido em duas ou mais fendas na formação subterrânea por bombeamento do agente consolidante em um furo de poço penetrando na formação subterrânea a partir da superfície. Em algumas formas de realização, o agente consolidante pode ser introduzido em duas ou mais fendas na formação subterrânea através de uma ferramenta que é capaz de dirigir o fluxo de um fluido na formação subterrânea (por exemplo uma ferramenta de hidrojateamento). O agente consolidante também pode ser seletivamente colocado em uma fenda na formação subterrânea usando um agente de desvio ou ferramenta (por exemplo, químicos, fluidos, particulados, ou equipamento) para desviar o fluxo

de fluido para dentro de uma fenda particular. Os exemplos de agentes de desvio apropriados incluem, mas não são limitados a fluidos (por exemplo fluidos de base aquosa e/ou não aquosa), emulsões, géis, espumas, materiais degradáveis (por exemplo poliésteres, ortoésteres, poli (ortoésteres), polianidridos, compostos orgânicos e/ou inorgânicos desidratados), particulados, compactador (por exemplo compactadores de precisão e por injeção seletiva), vedadores de esferas, dispositivos de recheio, particulados, tampões de areia, tampões de ponte, e outros.

Após introdução do agente consolidante em pelo menos uma entrada na porção não consolidada da formação subterrânea, pelo menos uma fratura é criada ou melhorada na porção da formação subterrânea, dentre outros fins, de modo a pelo menos parcialmente restaurar a permeabilidade da porção da formação subterrânea e reconectar o furo de poço com as porções da formação (por exemplo a formação do reservatório) fora da região que foi consolidada. "Melhora" de uma ou mais fraturas em uma formação subterrânea, como este termo é usado aqui, se refere à extensão ou aumento de uma ou mais fraturas naturais ou previamente criadas na formação subterrânea. A figura 3 ilustra uma vista de seção transversal de um furo de poço 10 mostrado nas figuras 1 e 2 após uma fratura 16 ter sido criada ou melhorada na porção da formação subterrânea onde o agente consolidante 15 foi introduzido. A criação ou melhora de pelo menos uma fratura na formação subterrânea pode, dentre outros aspectos, restaurar a permeabilidade de uma proteína da formação subterrânea que foi consolidada, e/ou manter a permeabilidade de uma porção da formação subterrânea que se tornará consolidada após um agente consolidante introduzido na mesma ser deixado curar completamente e/ou polimerizar.

A etapa de fratura pode ser obtida por qualquer meio bem conhecido do versado na técnica para criar ou melhorar uma ou mais fraturas em uma formação subterrânea. Por exemplo, um tratamento de fratura hidráulica pode ser usado em que um fluido (por exemplo um fluido de fratura) é introduzido na formação subterrânea a uma taxa e/ou pressão suficientes para criar ou melhorar uma ou mais fraturas na formação. Em algumas formas de realização, o fluido usado o tratamento de fratura hidráulico pode compreender um fluido viscosificado (por exemplo um fluido compreendendo um agente gelificando, um agente gelificante reticulado, um tensoativo, ou uma combinação dos mesmos). Em algumas formas de realização, um fluido compreendendo particulados de material de sustentação pode ser introduzido na formação subterrânea, e os particulados do material de sustentação podem ser depositado na fratura, dentre outros fins, para manter a condutividade do fluido da fratura. O material de sustentação pode ser revestido com uma resina curável ou agente consolidante, dentre outros fins, para formar uma massa sólida dura, permeável, na fratura ou fraturas, dentre outros, para evitar o refluxo do material de sustentação durante a produção do poço, e/ou para melhorar e manter a condutividade da (s) fratura(s) com sustentação. O material de sustentação pode ser misturado com particulados flbrosos inter alia, para formar uma rede estável com o material de sustentação e também parcialmente controlar o refluxo do material de sustentação.

Em algumas formas de realização, uma ferramenta de hidrojateamento como descrito nas patentes US 5 765 642, 5 494 103, e 5 361 856, 5 335 724, 5 547 023, cujas porções relevantes são aqui incorporadas por referência, podem ser usadas para criar ou melhorar uma ou mais fraturas na formação subterrânea. Estas fraturas podem, dentre outros aspectos, restaurar a permeabilidade de uma porção da formação subterrânea e/ou expor alguma porção obstruída da formação subterrânea para o furo de poço. Por exemplo, um fluido (por exemplo um líquido ou um gás) pode ser introduzido através da ferramenta de hidrojateamento em tal modo que cria ou melhora uma ou mais fraturas na formação. Em algumas formas de realização, a ferramenta de hidrojateamento pode ser capaz de introduzir o fluido na formação a uma taxa e pressão suficientes para criar ou melhorar uma ou mais fraturas na formação. Em algumas formas de realização, o fluido introduzido com a ferramenta de hidrojateamento pode compreender materiais abrasivos (por exemplo materiais particulados como areia, cascalho, particulados degradáveis,e outros) que podem inter alia facilitar a restauração da permeabilidade de uma porção da formação.

A etapa de criar ou melhorar uma ou mais fraturas na porção da formação subterrânea pode ser feita em qualquer ponto após introdução de um agente consolidante em pelo menos uma fenda na porção não consolidada da formação subterrânea. Em algumas formas de realização, uma ou mais fraturas podem ser criadas ou melhoradas na porção da formação subterrânea antes do agente consolidante ter pelo menos parcialmente consolidado a porção não consolidada da formação subterrânea (por exemplo antes do agente consolidante ser deixado curar completamente e/ou polimerizar). Em algumas formas de realização, uma ou mais fraturas podem ser criadas ou melhoradas na porção da formação subterrânea após um "período de parada" em que o agente consolidante é deixado curar e/ou polimerizar.

Os métodos da presente invenção podem ser usados para consolidar um intervalo único em uma porção não consolidada de uma formação subterrânea, ou podem ser repetidos para consolidar porções da formação em vários intervalos individualmente. Em formas de realização onde vários intervalos diferentes são tratados, os vários intervalos podem ser penetrados por um único furo de poço, diferentes furos de poço contíguos, ou diferentes furos de poço que não são contíguos.

Os métodos da presente invenção podem ser usados antes, em combinação com ou após qualquer tipo de operação subterrânea sendo realizada na formação subterrânea, incluindo, mas não limitados a operações de fratura, operações de compactação com cascalho, operações tipo frac- packing (isto é, combinação de operações de fraturação e compactação com cascalho), e outros. Por exemplo, os métodos da presente invenção podem ser usados em algum momento após uma operação de fraturação, em que os métodos da presente invenção são usados para pelo menos parcialmente consolidar os particulados de sustentação colocados dentro de uma ou mais fraturas criadas ou melhoradas durante a operação de fraturação. Em algumas formas de realização, os métodos da presente invenção opcionalmente podem compreender a introdução de outros aditivos e fluidos de tratamento, como modificadores de permeabilidade relativa, material de sustentação, tensoativos, gases, biocidas, ácidos ou qualquer outro aditivo apropriado ou fluidos de tratamento, na formação subterrânea através da ferramenta de desvio dinâmico e/ou por qualquer outro meio apropriado para a introdução dos aditivos ou fluidos de tratamento na formação subterrânea. II. Fluidos

Os fluidos de pré-lavagem usados em algumas formas de realização da presente invenção podem incluir qualquer fluido que não interage de modo adverso com os outros componentes usados de acordo com a invenção (por exemplo o agente consolidante) ou com a formação subterrânea. Por exemplo, o fluido de pré-lavagem pode ser um líquido de base aquosa, um líquido à base de hidrocarboneto (por exemplo querosene, xileno, tolueno, diesel, óleos, ésteres, etc), um fluido espumado (por exemplo um líquido que compreende um gás) ou um gás (por exemplo nitrogênio ou dióxido de carbono). Os fluidos de base aquosa podem compreender água doce, água salgada, salmoura, ou água do mar, ou qualquer outro fluido aquoso que não reage de modo adverso com os outros componentes usados de acordo com a invenção ou com a formação subterrânea. Em algumas formas de realização, uma pré-lavagem de base aquosa pode compreender um tensoativo. Qualquer tensoativo compatível com os tratamentos usados por último (por exemplo o agente consolidante ) pode ser usado na presente invenção, por exemplo, para auxiliar um agente consolidante no escoamento para os pontos de contato entre particulados adjacentes na formação. Estes tensoativos incluem, mas não são limitados a, ésteres de fosfato de nonil fenol etoxilado, misturas de um ou mais tensoativos catiônicos, um ou mais tensoativos não iônicos, e um tensoativo de fosfonato de alquila. As misturas apropriadas de um ou mais tensoativos catiônicos e não iônicos são descritas na patente US 6 311 7783, cuja descrição relevante é incorporada aqui por referência. Um tensoativo de fosfonato de alquila Ci2-C22 é preferido. O tensoativo ou tensoativos usados podem ser incluídos no fluido de pré- lavagem em uma quantidade suficiente para preparar a formação subterrânea para receber um tratamento de um agente consolidante. Em algumas formas de realização da presente invenção, o tensoativo está presente no fluido de pré-lavagem em uma quantidade na faixa de cerca de 0,1% a cerca de 3 % em peso do fluido aquoso.

Os fluidos de fratura usados em algumas formas de realização da presente invenção podem incluir qualquer fluido que não interage de modo adverso com os outros componentes usados de acordo com esta invenção ou com a formação subterrânea. Por exemplo, o fluido de fratura pode ser um líquido de base aquosa, um líquido à base de hidrocarboneto (por exemplo querosene, xileno, tolueno, diesel, óleos, ésteres, etc), um fluido tensoativo viscoelástico, um fluido espumado (por exemplo um líquido que compreende um gás) ou um gás (por exemplo nitrogênio ou dióxido de carbono). Os fluidos de base aquosa podem compreender água doce, água salgada, salmoura, ou água do mar, ou qualquer outro fluido aquoso que não reage de modo adverso com os outros componentes usados de acordo com a invenção (por exemplo o agente consolidante) ou com a formação subterrânea.

Os fluidos de pré-lavagem e/ou fluidos de fratura usados nos métodos da presente invenção podem compreender qualquer número de aditivos adicionais, incluindo, mas não limitados a sais, tensoativos, ácidos, aditivos de controle de perda de fluido, gás, espumadores, emulsificantes, inibidores de corrosão, inibidores de incrustação, catalisadores, agentes de controle de argila, biocidas, redutores de atrito, agentes anti-espuma, agentes de ligação em ponte, dispersantes, floculantes, removedores de H2S, removedores de CO2, removedores de oxigênio, lubrificantes, viscosificadores, rompedores, agentes de peso, modificadores da permeabilidade relativos, materiais particulados (por exemplo particulados de sustentação), e outros. Em algumas formas de realização, os fluidos de pré- lavagem e/ou fluidos de fratura podem compreender um ativador ou catalisador que pode ser usado, inter alia, para ativar a polimerização do agente consolidante. Um versado na técnica com o benefício desta descrição, irá reconhecer os tipos de aditivos que podem ser incluídos nos fluidos de pré- lavagem e/ou fluidos de fratura para uma aplicação particular. III. Agentes consolidantes

Os agentes consolidantes apropriados pra os métodos da presente invenção incluem qualquer composição que pode estabilizar uma porção da formação subterrânea que pode, pelo menos em parte, estabilizar particulados não consolidados como os que são evitados de se deslocar ou migrar. Os exemplos de agentes consolidantes apropriados incluem resinas, agentes de pegajosidade e composições líquidas gelificáveis. A. Resinas

As resinas apropriadas para uso como os agentes consolidantes nos métodos da presente invenção incluem qualquer resina apropriada que é capaz de formar uma massa consolidada endurecida. O termo "resina" como usado aqui inclui qualquer uma das numerosas resinas naturais quimicamente modificadas, ou sintéticas, polimerizadas, fisicamente similares, incluindo mas não limitadas a materiais termoplásticos e materiais de termofixação. Muitas destas resinas são comumente usadas em operações de consolidação subterrânea e algumas resinas apropriadas incluem resinas à base de epóxi de dois componentes, resinas novalaca, resinas poliepóxido, resinas fenol- aldeído, resinas uréia- aldeído, resinas uretano, resinas fenólicas, resinas fiirano, resinas furano/ álcool furfurílico, fenólicas / látex, resinas fenol formaldeído, resinas de poliéster, e híbridos, e copolímeros dos mesmos, resinas de poliuretano, e híbridos e copolímeros dos mesmos, resinas acrilato, e misturas dos mesmos. Algumas resinas apropriadas, como resinas epóxi, podem ser curadas com um catalisador interno ou ativador de modo que quando bombeados descendentemente no poço, elas podem ser curadas usando somente tempo e temperatura. Outras resinas apropriadas, como resinas furano, podem ser formuladas para curar em uma taxa retardada, ou requerer um catalisador retardado no tempo, ou um catalisador externo para ajudar a ativar a polimerização das resinas se a temperatura de cura for baixa (isto é, menor do que 121,10C) mas irão curar sob o efeito do tempo e temperatura se a temperatura da formação estiver acima de cerca de 121,10C, preferivelmente acima de cerca de 149°C. Estes catalisadores externos podem ser introduzidos na formação subterrânea por qualquer meio apropriado. Está dentro da capacidade do versado na técnica, com o benefício desta descrição, selecionar uma resina apropriada para uso nas formas de realização da presente invenção e determinar se um catalisador é requerido para disparar a cura. A seleção de uma resina apropriada pode ser afetada pela temperatura da formação subterrânea na qual o fluido será introduzido. A título de exemplo, para formações subterrâneas tendo uma temperatura estática do furo de fundo ("BHST") na faixa de cerca de 15,5°C a cerca de 121,10C, as resinas à base de epóxi de dois componentes compreendendo um componente de resina endurecível e um componente de agente de endurecimento contendo agentes de endurecimento específicos podem ser preferidas. Para formações subterrâneas tendo uma BHST na faixa de cerca de 149°C a cerca de 315°C, uma resina à base de furano pode ser preferida. Para formações subterrâneas tendo uma BHST na faixa de cerca de 93,3°C a cerca de 204°C, ou uma resina de base fenólica ou uma resina de base epóxi multifuncional de alto desempenho, pode ser apropriada. Para formações subterrâneas tendo uma BHST de pelo menos cerca de 79,4 0C, uma resina fenol/ fenol formaldeído/ álcool furfurílico pode ser também apropriada.

Qualquer solvente que seja compatível com a resina selecionada e obtém o desejado efeito de viscosidade é apropriado para uso na presente invenção. Alguns solventes preferidos incluem, mas não são limitados a lactato de butila, éter metílico de dipropileno glicol, éter dimetílico de dipropileno glicol, dimetil formamida,_éter metílico de dietileno glicoLéter butílico de etileno glicoLéter butílico de dietileno glicol, carbonato de propileno, metanol, álcool butílico, d-limoneno, ésteres de metila de ácido graxo, e combinações dos mesmos. Outros solventes preferidos incluem solventes dissolvíveis aquosos, como metanol, isopropanol, butanol, solventes de éter glicol, e combinações dos mesmos. Os solventes de éter de glicol apropriados incluem, mas não são limitados a, éter metílico de dietileno glicol, éter metílico de dipropileno glicol, 2-butoxi etanol, éteres de um alcanol diídrico C2 a C6, contendo pelo menos um grupo alquila Ci-C6s mono-éteres de alcanóis diídricos, metoxipropanol, butoxietanol, hexoxietanol e isômeros dos mesmos. A seleção de um solvente apropriado é dependente da resina selecionada e está na capacidade do versado na técnica com o benefício desta descrição.

B. Agentes de pegajosidade

Os agentes de pegajosidade para uso nos métodos da presente invenção demonstram um caráter pegajoso e, assim, conferem um grau de consolidação a particulados não consolidados na formação subterrânea. O termo "agente de pegajosidade" é definido aqui para incluir qualquer composição tendo uma natureza tal que ela (ou pode ser ativada para se tornar) é um pouco pegajosa ao toque. Em algumas formas de realização, o agente de pegajosidade pode ser formulado de modo que é "ativado" em uma taxa retardada, por contato com um catalisador ou um ativador, ou em certas condições (por exemplo temperatura). Os exemplos de agentes de pegajosidade apropriados, apropriados para uso na presente invenção, incluem agentes de pegajosidade não aquosos, agentes de pegajosidade aquosos, e poliamidas modificadas por silila.

Um tipo de agente de pegajosidade apropriado para uso na presente invenção é um agente de pegajosidade não aquoso. Um exemplo de um agente de pegajosidade apropriado pode compreender poliamidas que são líquidas ou em solução na temperatura da formação subterrânea de modo que elas são, sozinhas, não endurecedoras quando introduzidas na formação subterrânea. Um exemplo de tal agente de pegajosidade compreende um produto de reação de condensação composto de poliácidos comercialmente disponíveis e uma poliamida. Os produtos comerciais apropriados incluem compostos como misturas de ácidos dibásicos C36 contendo algum trímero e oligômeros superiores e também quantidades pequenas de ácidos de monômero que são reagidos com poliaminas. Outros poliácidos incluem ácidos de trímero, ácidos sintéticos, produzidos a partir de ácidos graxos, anidrido maleico, ácido acrílico e outros. Estes compostos ácidos são comercialmente disponíveis de empresas como Witco Corporation, Union Camp. Chemtall, e Emery Industries. Os produtos de reação são disponíveis de, por exemplo, Champion Technologies, e Witco Corporation. Os compostos adicionais que podem ser usados como agentes de pegajosidade não aquosos incluem líquidos e soluções de, por exemplo, poliésteres, policarbonatos, e policarbamatos, resinas naturais como shellac e outras. Outros agentes de pegajosidade não aquosos, apropriados, são descritos nas patentes US 5 853 048 e 5 833 00, cujas descrições relevantes são incorporadas por referência aqui.

Os agentes de pegajosidade não aquosos apropriados para uso na presente invenção podem ser ou usados como tal que eles formam revestimento não endurecedor, ou eles podem ser combinados com um material multifuncional capaz de reagir com o agente de pegajosidade não aquoso para formar um revestimento endurecido. Um "revestimento endurecido", como usado aqui, significa que a reação do agente de pegajosidade com o material multifuncional irá resultar em um produto de reação substancialmente não escoável que demonstra uma maior resistência à compressão em um aglomerado consolidado do que o agente de pegajosidade sozinho com os particulados. Neste caso, o agente de pegajosidade não aquoso pode funcionar similarmente a uma resina endurecível. Os materiais multifuncionais apropriados para uso na presente invenção incluem, mas não são limitados a aldeídos como formaldeído, dialdeídos como glutaraldeído, hemiacetais, ou compostos liberando aldeído, halogenetos de diácido, di- halogenetos, como dicloretos e dibrometos, anidridos de poliácidos como ácido cítrico, epóxidos, furfuraldeído, glutaraldeído ou condensados de aldeído e outros, e combinações dos mesmos. Em algumas formas de realização da presente invenção, o material multifuncional pode ser misturado com o agente de pegajosidade em uma quantidade de cerca de 0,01 a cerca de 50 % em peso do agente de pegajosidade para efetuar a formação do produto de reação. Em algumas formas de realização preferíveis, o material multifuncional está presente em uma quantidade de cerca de 0,5 a cerca de 1 % em peso do composto de pegajosidade. Os materiais multifuncionais apropriados são descritos na patente US 5 839 510, cuja descrição relevante é incorporada por referência.

Os solventes apropriados para uso com os agentes de pegajosidade não aquosos incluem qualquer solvente que é compatível com o agente de pegajosidade não aquoso e obtém o efeito de viscosidade desejado. Os solventes que podem ser usados na presente invenção preferivelmente incluem mas não são limitados a éter metílico de dipropileno glicol, álcool inferior de butila, éter dimetílico de dipropileno glicol, éter metílico de dietileno glicol, éter butílico de etileno glicol, metanol, álcool butílico, álcool isopropílico, éter butílico de dietileno glicol, carbonato de propileno, d- limoneno, 2-butoxi etanol, acetato de butila, acetato de furfurila, lactato de butila, sulfóxido de dimetila, dimetil formamida, ésteres metílicos de ácido graxo, e combinações dos mesmos. Está de acordo com a capacidade do versado na técnica, com o benefício da descrição, determinar se um solvente é necessário para obter uma viscosidade apropriada para as condições subterrâneas e, assim, a sua quantidade.

Os agentes aquosos de pegajosidade apropriados para uso na presente invenção não são pegajosos de modo significante quando colocados em um particulado, mas são capazes de serem 'ativados" (por exemplo, desestabilizados, coalescidos e/ou reagidos) para transformar o composto em um composto pegajoso, promotor de pegajosidade, em um tempo desejável. Esta ativação pode ocorrer antes, durante ou após que o agente aquoso de pegajosidade é colocado na formação subterrânea. Em algumas formas de realização, um pré-tratamento pode ser primeiro contatado com a superfície de um particulado para o preparar para ser revestido com um agente aquoso de pegajosidade. Os agentes aquosos de pegajosidade apropriados são geralmente polímeros carregados que compreendem compostos que, quando em solvente ou solução aquosa, irão formar um revestimento não endurecedor (sozinho ou com um ativador e/ou catalisador) e, quando colocado em um particulado, irá aumentar a velocidade de recolocação em suspensão crítica contínua do particulado quando contatado por uma corrente de água. O agente aquoso de pegajosidade pode melhorar o contato grão para grão entre os particulados individuais dentro da formação (sejam eles particulados de sustentação finos de formação ou outros particulados), ajudando a ocasionar a consolidação dos particulados em uma massa coesiva, flexível e permeável. Quando usado, o ativador e/ou catalisador pode ser um componente de um fluido de tratamento compreendendo o agente aquoso de pegajosidade, ou pode ser introduzido na formação subterrânea separadamente por qualquer meio apropriado.

Os exemplos de agentes aquosos de pegajosidade apropriados para uso na presente invenção incluem, mas não são limitados a polímeros de ácido acrílico, polímeros de éster de ácido acrílico, polímeros derivados de ácido acrílico, homopolímeros de ácido acrílico, homopolímeros de éster de ácido acrílico (como poli (acrilato de metila), poli (acrilato de butila) e poli (acrilato de 2-etil hexila), co-polímeros de éster de ácido acrílico, polímeros de derivado de ácido metacrílico, homopolímeros de ácido metacrílico, homopolímeros de éster de ácido metacrílico (como poli (metacrilato de metila, poli (metacrilato de butila), e poli (metacrilato de 2-etil-hexila), polímeros de sulfonato de acrilamido-metil-propano, polímeros de derivado de sulfonato de acrilamido-metil-propano, co-polímeros de sulfonato de acrilamido-metil-propano e co-polímeros de ácido acrílico / sulfonato de acrilamido-metil-propano, e combinações dos mesmos. O termo "derivado" é definido aqui para incluir qualquer composto que é feito a partir de um dos compostos listados, por exemplo, por substituição de um átomo com um dos compostos listados com outro átomo ou grupo de átomos, ionizando um dos compostos listados, ou criando um sal de um dos compostos listados. Os métodos de determinação de agentes aquosos de pegajosidade apropriados e a descrição adicional sobre os agentes aquosos de pegajosidade podem ser encontrados no pedido de patente US 10/ 864 061, depositado em 9 de junho de 2004, e pedido de patente US 10/ 864 618, depositado em 9 de junho de 2004, cujas descrições relevantes são incorporadas por referência aqui.

Os compostos de poliamidas modificadas por silila apropriados para uso nos agentes de pegajosidade nos métodos da presente invenção podem ser descritos como composições substancialmente de auto- endurecimento que são capazes de pelo menos parcialmente aderir aos particulados no estado não endurecido, e que são ainda capazes de se auto- endurecer sozinhos em um estado substancialmente não pegajoso aos quais particulados individuais como finos de formação não irão aderir, por exemplo, na formação ou passagens estreitas dos poros compactados com material de sustentação. Estas poliamidas modificadas por silila podem ser baseadas, por exemplo, no produto de reação de um composto de silação com uma poliamida ou uma mistura de poliamidas. A poliamida ou uma mistura de poliamidas pode ser um ou mais compostos intermediários de poliamida obtidos, por exemplo, a partir da reação de um poliácido (por exemplo diácido ou maior com uma poliamida (por exemplo diamina ou superior) para formar um polímero de poliamida com a eliminação de água. Outras poliamidas modificadas por silila apropriadas e métodos de fabricar estes compostos são descritos na patente US 6 439 309, cuja descrição relevante é incorporada por referência.

Alguns agentes de pegajosidade apropriados são descritos na patente US 5 249 627 por Harms et al, cuja descrição relevante é incorporada por referência. Harms descreve agentes aquosos de pegajosidade que compreendem pelo menos um membro selecionado dentre o grupo consistindo de benzil coco di (hidroxietil) amina quaternária, p-T-amil fenol condensado com formaldeído, e um copolímero compreendendo de cerca de 80% a cerca de 100% monômeros de alquilmetacrilato Ci_30 e de cerca de 0% a cerca de 20% de monômeros hidrofílicos. Em algumas formas de realização, o agente aquoso de pegajosidade pode compreender um copolímero que compreende de cerca de 90%"a cerca de 99,5% de 2-etil hexilacrilato e de cerca de 0,5% a cerca de 10% de ácido acrílico. Os monômeros hidrofílicos apropriados podem ser qualquer monômero que irá prover grupos contendo oxigênio polar ou contendo nitrogênio. Os monômeros hidrofílicos apropriados incluem (met) acrilatos de dialquil amino alquila e seus sais de adição e de ácido quaternários, acrilamida, N-(dialquil amino alquil ) acrilamida, metacrilamidas, e seus sais de adição e de ácido quaternários, hidroxi alquil (met) acrilatos, ácidos carboxílicos insaturados como ácido metacrílico ou preferivelmente ácido acrílico, acrilato de hidroxietila, acrilamida e outros. Estes copolímeros podem ser feitos por qualquer técnica de polimerização em emulsão apropriada. Os métodos de produção destes copolímeros são descritos, por exemplo, na patente US 4 670 501, cuja descrição relevante é incorporada por referência.

C. Composições líquidas gelifícáveis

As composições líquidas gelifícáveis apropriadas para uso nos métodos da presente invenção podem compreender qualquer composição líquida gelificável capaz de se converter em uma substância gelificada capaz de tamponar substancialmente a permeabilidade da formação enquanto deixando a formação permanecer flexível. Isto é, a substância gelificada deve impactar negativamente a capacidade da formação de produzir fluídos desejáveis, como hidrocarbonetos. Como acima discutido, a permeabilidade da formação pode ser restaurada por fraturação através da porção consolidada. Como referido aqui, o termo "flexível" refere-se a um estado em que a formação tratada ou materiais é relativamente maleável e elástico e capaz de suportar ciclos de pressão substancial sem uma ruptura substancial. Assim, a substância gelificada resultante deve ser uma substância semi-sólida, imóvel, de tipo de gel, que, entre outras coisas, estabiliza a porção tratada da formação enquanto permitindo à formação absorver as tensões criadas durante os ciclos de pressão. Como um resultado, a substância gelificada pode ajudar a prevenir a ruptura da formação tanto por estabilização como por aumento da flexibilidade para as areias de formação. Os exemplos de composições líquidas gelificáveis incluem, mas não são limitados a composições de resina que curam para formar géis flexíveis, composições de silicato aquosas gelificáveis, composições de polímero aquosas, reticuláveis, e composições de monômero orgânico polimerizáveis.

Algumas formas de realização das composições líquidas gelificáveis compreendem composições de resina curável. As composições de resina curável são bem conhecidas do versado na técnica e tem sido usadas para consolidar porções de formações não consolidadas e para consolidar materiais de sustentação em massas duras, permeáveis. Apesar das composições de resina curável usadas de acordo com a presente invenção poderem ser similares às previamente usadas para consolidar areia e material de sustentação em massas duras, permeáveis, elas são distintas em que as resinas apropriadas para uso com a presente invenção não curam em massas duras, permeáveis; de fato, elas curam em substâncias flexíveis, gelificadas. Isto é, as composições de resina curável apropriadas formam substâncias resilientes gelificadas entre os particulados da porção tratada da formação não consolidada e, assim, permitem que a porção da formação permaneça flexível e resista à ruptura. Não é necessário, nem desejável, para a composição de resina curada solidificar e endurecer para prover uma resistência de consolidação elevada para a porção tratada da formação. Ao contrário, ao serem curadas, as composições de resina curável utilizáveis de acordo com a presente invenção formam substâncias semi-sólidas, imóveis, gelificadas.

Em geral, as composições de resina curável usadas de acordo com a presente invenção podem compreender uma resina curável, um diluente um agente de cura de resina. Quando os agentes de cura de resina, como poliamidas, são usados nas composições de resina curável, as composições formam as substâncias semi-sólidas, imóveis, gelificadas, descritas acima. Quando o agente de cura de resina usado pode levar as composições de resina orgânica a formar material quebradiço duro, em vez de uma substância gelificada desejada, as composições de resina curável podem ainda compreender um ou mais "aditivos flexibilizadores" (descritos em maiores detalhes abaixo) para prover flexibilidade para as composições curadas.

Os exemplos de resinas curáveis que podem ser usados nas composições de resina curável da presente invenção incluem, mas não são limitados a resinas orgânicas como resinas de poliepóxido (por exemplo resinas bisfenol A - epicloridrina), resinas de poliéster, resinas de uréia- formaldeído, resinas de furano, resinas de uretano, e misturas das mesmas. Dentre estas, as resinas de poliepóxido são preferidas.

Qualquer diluente que é compatível com a resina curável e obtém o efeito de viscosidade desejado é apropriado para uso na presente invenção. Os exemplos de diluentes que podem ser usados nas composições de resina curável da presente invenção incluem, mas não são limitados a, fenóis, formaldeídos, álcool furfurílico, furfurais, álcoois, éteres (por exemplo éter de butil glicidila, e éter de cresil glicidila e éter de fenil glicidila) e misturas dos mesmos. Em algumas formas de realização da presente invenção, o diluente compreende lactato de butila. O diluente pode ser usado para reduzir a viscosidade da composição de resina curável de cerca de 3 a cerca de 3.000 centipoises ("cP") a 26,6 0C. Dentre outros aspectos, o diluente atua para prover flexibilidade para a composição curada. O diluente pode ser incluído na composição de resina curável em uma quantidade suficiente para prover o efeito de viscosidade desejado. Geralmente, o diluente usado é incluído na composição de resina curável em quantidade na faixa de cerca de 5% a cerca de 75 % em peso da resina curável. Geralmente, qualquer agente de cura de resina que pode ser usado para curar uma resina orgânica é apropriado para uso na presente invenção. Quando o agente de cura de resina selecionado é uma amida ou uma pol9iamida, geralmente não será requerido aditivo flexibilizador porque, inter alia, estes agentes de cura levam a composição de resina curável a converter em uma substância gelificada imóvel, semi-sólida. Outros agentes de cura de resina apropriados (como uma amina, uma poliamina, dianilina de metileno, e outros agentes de cura conhecidos dos versados na técnica) irão tender a curar em um material duro quebradiço e irá deste modo se beneficiar da adição de um aditivo flexibilizador. Geralmente, o agente de cura de resina usado está incluído na composição de resina curável, se um aditivo flexibilizador for incluído ou não, em uma quantidade na faixa de cerca de 5 a cerca de 75% do peso da resina curável. Em algumas formas de realização da presente invenção, o agente de cura de resina usado é incluído na composição da resina curável em uma quantidade na faixa de cerca de 20% a cerca de 75% em peso da resina curável.

Como notado acima, aditivos flexibilizadores podem ser usados, inter alia, para prover flexibilidade às substâncias geliflcadas formadas a partir das composições de resina curável. O termo "aditivo flexibilizador" é definido aqui para incluir qualquer substância que é capaz de conceder propriedades de flexibilidade (por exemplo, maleabilidade, elasticidade) às substâncias formadas das composições de resina curável. Aditivos flexibilizadores devem ser usados onde o agente de cura de resina escolhido deve levar a composição de resina orgânica a curar em um material duro e quebradiço em vez de desejadas substâncias geliflcadas descritas aqui. Por exemplo, aditivos flexibilizadores podem ser usados onde o agente de cura de resina escolhido não é uma amida ou poliamida. Exemplos de aditivos flexibilizadores apropriados incluem, mas não são limitados a, um éster orgânico, um solvente orgânico oxigenado, um solvente aromático, e combinações dos mesmos. Destes5 éteres, tais como ftalato de dibutila, são preferidos. Onde usado, o aditivo flexibilizador pode ser incluído na composição da resina curável em uma quantidade na faixa de cerca de 5% a cerca de 80% do peso da resina curável. Em algumas formas de realização da presente invenção, o aditivo flexibilizador pode ser incluído na composição da resina curável em uma quantidade na faixa de cerca de 20% a cerca de 45% do peso da resina curável.

Em outras formas de realização, as composições líquidas gelificáveis podem compreender uma composição de silicato aquoso gelificável. Geralmente, as composições de silicato aquoso gelificáveis que são úteis de acordo com a presente invenção geralmente compreendem uma solução de silicato de metal alcalino e um catalisador ativado por temperatura para gelificar a solução aquosa de silicato de metal alcalino.

O componente de solução aquosa de silicato de metal alcalino das composições aquosas de silicato gelificáveis geralmente compreendem um líquido aquoso e um silicato de metal alcalino. O componente líquido aquoso da solução de silicato de metal alcalino aquoso pode ser água doce, água salgada (por exemplo, água contendo um ou mais sais dissolvidos na mesma), salmoura (por exemplo, água salgada saturada), água do mar, ou qualquer outro líquido aquoso que não reage desfavoravelmente com outros componentes usados de acordo com a invenção ou com formação subterrânea. Exemplos de silicatos de metais alcalinos apropriados incluem, mas não são limitados a, um ou mais de silicato de sódio, silicato de potássio, silicato de lítio, silicato de rubídio, ou silicato de césio. Destes, silicato de sódio é preferido. Enquanto silicato de sódio existe em muitas formas, o silicato de sódio usado na solução de silicato de metal alcalino aquoso preferivelmente tem uma relação em peso de Na2O para SiO2 na faixa de cerca de 1:2 a cerca de 1:4. Mais preferivelmente, o silicato de sódio usado tem uma relação de peso de Na2O para SiO2 na faixa de cerca de 1:3:2. Geralmente, o silicato de metal alcalino está presente no componente de solução de silicato de metal alcalino aquoso em uma quantidade na faixa de cerca de 0,1% a cerca de 10% do peso do componente de solução de silicato de metal alcalino aquoso.

O componente de catalisador ativado por temperatura das composições aquosas de silicato gelificáveis é usado, inter alia, para converter as composições aquosas de silicato gelificáveis em uma substância semi-sólida, imóvel, gelificada descrita acima. Seleção de um catalisador ativado por temperatura está relacionada, pelo menos em parte, à temperatura de formação subterrânea à qual a composição aquosa de silicato gelificáveis será introduzida. Os catalisadores ativados por temperatura que podem ser usados nas composições aquosas de silicato gelificáveis da presente invenção incluem, mas não são limitado a, sulfato de amônio, que é mais apropriado na faixa de cerca de 15,5 0C ; pirofosfato ácido de sódio, que é mais apropriado na faixa de cerca de 15,5 0C a cerca de 115 0C ; ácido cítrico, que é mais apropriado na faixa de cerca de 15,5 0C a cerca de 49 0C ; e acetato de etila, que é mais apropriado na faixa de cerca de 15,5 0C a cerca de 49 0C. Geralmente,o catalisador ativado por temperatura está presente na faixa de cerca de 0,1% a cerca de 5% do peso da composição aquosa de silicato gelificável. Quando usado, catalisador ativado por temperatura pode ser um componente de um fluido de tratamento compreendendo uma composição aquosa de silicato gelificável, ou pode ser introduzido dentro da formação subterrânea separadamente por quaisquer meios apropriados.

Em outras formas de realização, as composições líquidas gelificáveis podem compreender composições aquosas de polímero reticuláveis. Geralmente, composições aquosas de polímeros reticuláveis podem compreender um solvente aquoso, um polímero reticulável, e um agente de reticulação.

O solvente aquoso pode ser qualquer solvente em que a composição reticulável e o agente de reticulação podem ser dissolvidos, misturados, colocados em suspensão, ou dispersados desta maneira para facilitar a formação de gel. Por exemplo, o solvente aquoso usado pode ser água doce, água salgada, salmoura, água do mar, ou qualquer líquido aquoso que não reage adversamente com os outros componentes usados de acordo com essa invenção ou com a formação subterrânea.

Exemplos de polímeros reticuláveis que podem ser usados nas composições aquosas de polímeros reticuláveis incluem, mas não são limitados a, polímeros contendo carboxilato e polímeros contendo acrilamida. Preferidos polímeros contendo acrilamida incluem poliacrilamida, poliacrilamida parcialmente hidrolisada, copolímeros de acrilamida e acrilato, e terpolímeros e tetrapolímeros de acrilato. Exemplos adicionais de polímeros reticuláveis apropriados incluem polímeros hidratáveis compreendendo polissacarídeos e derivados dos mesmos e que contêm uma ou mais unidades de monossacarídeos galactose, manose, glucosídeo, xilose, arabinose, frutose, ácido glucurônico, ou sulfato de piranosila. Os polímeros hidratáveis apropriados naturais incluem, mas não são limitados a, goma de guar, goma de feijão de alfarrobeira, tara, tamarindo, amido, celulose, caraia, xantano, tragacanto, e carragenano, e derivados de todos de cima. Os polímeros sintéticos hidratáveis e copolímeros apropriados que podem ser usados nas composições aquosas de polímeros reticuláveis incluem, mas não são limitados a, poliacrilatos, polimetacrilatos, poliacrilamidas, anidrido maleico, polímeros de éter de metil vinila, álcoois de polivinila, e polivinilpirrolidona. O polímero reticulável usado deve ser incluído na composição de polímero aquoso reticulável em uma quantidade suficiente para formar a desejada substância gelificada na formação subterrânea. Em algumas formas de realização da presente invenção, o polímero reticulável está incluído na composição aquosa de polímero reticulável em uma quantidade na faixa de cerca de 1% a cerca de 30% do peso do solvente aquoso. Em outra forma de realização da presente invenção, o polímero reticulável está incluído na composição aquosa de polímero reticulável em uma quantidade na faixa de cerca de 1% a cerca de 20% do peso do solvente aquoso.

As composições aquosas de polímeros reticuláveis da presente invenção podem ainda compreender um agente de reticulação para reticular os polímeros reticuláveis para formar a desejada substância gelificada. Em algumas formas de realização, o agente de reticulação pode ser uma molécula ou complexo contendo um cátion reativo de metal de transição. Um mais preferido agente de reticulação compreende cátions de cromo trivalente completados ou ligados a ânions, oxigênio atômico, ou água. Exemplos de agentes de reticulação apropriados incluem, mas não são limitados a, compostos ou complexos contendo acetato crômico e/ou cloreto crômico. Outros cátions de metal de transição apropriados incluem cromo VI dentro de um sistema de redox, alumínio III, ferro IIs ferro III, e zircônio IV.

O agente de reticulação deve estar presente nas composições aquosas de polímeros reticuláveis da presente invenção em uma quantidade suficiente para prover, inter alia, o desejado grau de reticulação. Em algumas formas de realização da presente invenção, o agente de reticulação está presente nas composições aquosas de polímero reticulável da presente invenção em uma quantidade na faixa de cerca de 0,01% a cerca de 5% do peso da composição de polímero aquoso reticulável. O tipo e quantidade exatos do agente ou agentes de reticulação usados dependem do polímero reticulável específico a ser reticulado, condições de temperatura de formação, e outros fatores conhecidos dos versados na técnica.

Opcionalmente, composições aquosas de polímeros reticuláveis podem ainda compreender um agente retardante de reticulação , tais como agentes retardantes de reticulação de polissacarídeos derivados de guar, derivados de guar, ou derivados de celulose. O agente retardante de reticulação pode estar incluído nas composições aquosas de polímeros reticuláveis até desejado. Um versado na técnica, com o benefício desta descrição, irá saber a quantidade apropriada do agente retardante de reticulação a incluir nas composições aquosas de polímero reticulável para uma aplicação desejada.

Em outras formas de realização, as composições líquidas gelificadas podem compreender composições de monômeros orgânicos polimerizáveis. Geralmente, composições de monômeros orgânicos polimerizáveis apropriadas podem compreender um fluido de base aquosa, um monômero orgânico polimerizável solúvel em água, um removedor de oxigênio, e um iniciador primário.

O componente de fluido de base aquosa da composição de monômero orgânico polimerizável geralmente pode ser água doce, água salgada, salmoura, água do mar, ou qualquer ou líquido aquoso que não reage adversamente com os outros componentes usados de acordo com essa invenção ou com a formação subterrânea.

Uma variedade de monômeros são apropriados para utilizar como os monômeros orgânicos polimerizáveis solúveis em água na presente invenção. Exemplos de monômeros apropriados incluem, mas não são limitados a, ácido acrílico, ácido metacrílico, acrilamida, matacrilamida, ácido sulfônico de 2-metacrilamido-2-metilpropano, 2-dimetilacrilamida, ácido sulfônico de vinila, Ν,Ν-dimetilaminoetilmetacrilato, cloreto de 2- trietilamôniometilmetacrilato, Ν,Ν-dimetilaminopropilmetacrilamida, cloreto de metacrilamidapropiltrietilamônio, pirrolidona de N-vinila, ácido fosfônico de vinila, e sulfato de trimetilamônio de metacriloiloxietila, e misturas dos mesmos. Preferivelmente, o monômero orgânico polimerizável solúvel em água deve ser auto-reticulante. Exemplos de monômeros apropriados que são auto-reticul antes incluem, mas não são limitados a, hidroxietilacrilato, hidroximetilacrilato, hidroxietilmetacrilato, N-hidroximetilacrilamida, N- hidroximetil-metacrilamida,acrilato de polietileno glicol, metacrilato de polietileno glicol, acrilato de polipropileno glicol, metacrilato de polipropileno glicol, e misturas dos mesmos. Dentre estes, hidroxietilacrilato é preferido. Um exemplo de um monômero particularmente preferível é ácido fosfórico de hidroxietilcelulose-vinila.

O monômero orgânico polimerizável solúvel em água (ou monômeros onde a mistura do mesmo é usada) deve ser incluído na composição de monômero orgânico polimerizável em uma quantidade suficiente para formar a desejada substância gelificada após colocação da composição de monômero orgânico polimerizável dentro da formação subterrânea. Em algumas formas de realização da presente invenção, o(s) monômero(s) orgânico(s) polimerizável (eis) solúvel (eis) em água está (ão) incluído (s) na composição de monômero orgânico polimerizável em uma quantidade na faixa de cerca de 1% a cerca de 30% do peso do fluido de base aquosa. Em outra forma de realização da presente invenção, o(s) monômero(s) orgânico(s) polimerizável (eis) solúvel (eis) em água está (ão) incluído(s) na composição de monômero orgânico polimerizável em uma quantidade na faixa de cerca de 1% a cerca de 20% do peso do fluido de base aquosa.

A presença de oxigênio na composição de monômero orgânico polimerizável pode inibir o processo de polimerização do monômero ou monômeros orgânico polimerizável solúvel em água. Assim5 um removedor de oxigênio, tal como cloreto de estanho estanoso, pode ser incluído na composição de monômero polimerizável. A fim de melhorar a solubilidade do cloreto estanoso de modo que ele possa ser facilmente combinado com a composição de monômero orgânico polimerizável no movimento, o cloreto estanoso pode ser pré dissolvido em uma solução de ácido clorídrico . Por exemplo, o cloreto estanoso pode ser dissolvido em uma solução de ácido clorídrico aquoso a 0,1% do peso em uma quantidade de cerca de 10% do peso da solução resultante. A solução resultante de ácido clorídrico - cloreto estanoso pode ser incluída na composição de monômero orgânico polimerizável em uma quantidade na faixa de cerca de 0,1% a cerca de 10% do peso da composição de monômero orgânico polimerizável. Geralmente, o cloreto estanoso pode ser incluído na composição de monômero orgânico polimerizável da presente invenção em uma quantidade na faixa de cerca de 0,005% a cerca de 0,1% do peso da composição de monômero orgânico polimerizável.

O iniciador primário é usado, inter alia, para iniciar a polimerização do(s) monômero(s) orgânico (s) polimerizável (eis) solúvel (eis) em água usado (s) na presente invenção. Qualquer composto ou compostos que forma radicais livres na solução aquosa pode ser usado como o iniciador primário. Os radicais agem, inter alia, para iniciar a polimerização do(s) monômero(s) orgânico(s) polimerizável (eis) solúvel (eis) em água usado(s) na presente na composição de monômero orgânico polimerizável. Compostos apropriados para utilizar como iniciador primário incluem, mas não são limitados a, persulfatos de metal alcalino, peróxidos, sistemas de oxidação-redução empregando agentes redutores, (por exemplo, sulfitos em combinação com oxidantes, e iniciadores de polimerização de azo. Preferidos iniciadores de polimerização de azo incluem 2,2'-azobis (2-imidazol-2- hidroxietil) propano; 2,2'-azobis (2-aminopropano); 4,4'-azobis(4-ácido cianovalérico); e 2,2'-azobis (2-metil-N-(2-hidroxietil)propionamida. Geralmente, o iniciador primário deve estar presente na composição de monômero orgânico polimerizável em uma quantidade suficiente para iniciar a polimerização do(s) monômero(s) orgânico (s) polimerizável (eis) solúvel (eis) em água. Em certas formas de realização da presente invenção, o iniciador primário está presente na composição de monômero orgânico polimerizável em uma quantidade na faixa de cerca de 0,1% a cerca de 5% do peso do(s) monômero(s) orgânico (s) polimerizável (eis) solúvel (eis) em água.

Opcionalmente, as composições de monômero orgânico polimerizável ainda podem compreender uma iniciador secundário. Um iniciador secundário pode ser usado, por exemplo, onde o gel aquoso imaturo é colocado dentro de uma formação subterrânea que é relativamente fria em comparação com a misturação na superfície , tal como quando colocado abaixo da linha de lodo em operações de tipo ojfshore. O iniciador secundário pode ser qualquer composto ou compostos solúvel em água apropriado que pode reagir com o iniciador primário para prover radicais livres em temperatura menor. Um exemplo de um iniciador secundário apropriado é trietanolamina. Em algumas formas de realização da presente invenção, o iniciador secundário está presente na composição de monômero orgânico polimerizável em uma quantidade na faixa de cerca de 0,1% a cerca de 5% do peso do(s) monômero(s) orgânico (s) polimerizável (eis) solúvel (eis) em água.

Opcionalmente, as composições de monômero orgânico polimerizável da presente invenção ainda podem compreender um agente de reticulação para reticular as composições de monômero orgânico polimerizável na desejada substância gelificada. Em algumas formas de realização, o agente de reticulação é uma molécula ou complexo contendo um cátion reativo de metal de transição. Um agente de reticulação mais preferido compreende cátions de cromo trivalente complexados ou ligados a ânions, oxigênio atômico, ou água. Exemplos de agentes de reticulação apropriados incluem, mas não são limitados a, compostos ou complexos contendo acetato crômico e/ou cloreto crômico. Outros cátions de metal de transição apropriados incluem cromo VI dentro de um sistema de redox, alumínio III5 ferro II, ferro III, e zircônio. Geralmente, o agente de reticulação pode estar presente em composições de monômero orgânico polimerizáveis em uma quantidade na faixa de 0,01% a cerca de 5 % em peso da composição de monômero orgânico polimerizável.

Assim, a presente invenção é bem adaptada para atingir os fins e as vantagens mencionados assim como os que são inerentes à mesma. Apesar de numerosas mudanças poderem ser feitas pelos versados na técnica, estas mudanças são englobadas no espírito da invenção como definido nas reivindicações anexas. As formas de realização particulares descritas acima são ilustrativas apenas, como a presente invenção pode ser modificada e praticada em modos diferentes, porém equivalentes, evidentes para o versado na técnica, tendo o benefício dos ensinamentos aqui apresentados. Além disso, não se pretendem limitações aos detalhes de construção ou desenho aqui mostrados, além dos descritos nas reivindicações abaixo. Assim, é evidente que as formas de realização ilustrativas particulares descritas acima podem ser alteradas ou modificadas e que todas estas variações são consideradas dentro do escopo e espírito da presente invenção. Em particular, cada faixa de valores (por exemplo, de "de cerca de a a cerca de b" ou, de modo equivalente "de aproximadamente a a b" ou, de modo equivalente, "de aproximadamente a-b") descritos aqui deve ser entendida com se referindo ao conjunto de potência (o conjunto de todos os sub-conjuntos) da faixa respectiva de valores. Os termos nas reivindicações anexas tem seu significado simples, comum, salvo de outra forma explicitamente e claramente definido pelo detentor da patente.

Claims

1. Método de estabilizar porções não consolidadas de uma formação subterrânea caracterizado pelo fato de compreender: criar ou melhorar pelo menos duas fendas em uma porção não consolidada de uma formação subterrânea ao longo de um furo de poço, em que as fendas estão posicionadas cerca de 180 graus uma da outra ao longo da superfície interna do furo do poço; introduzir um agente consolidante nas fendas em uma porção não consolidada da formação subterrânea, e criar ou melhorar pelo menos uma fratura em uma porção da formação subterrânea.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o agente consolidante é selecionado dentre o grupo consistindo de resinas, agentes promotores de pegajosidade, composições de gel reticulável aquosas, composições de silicato aquoso gelificáveis, composições de monômero orgânico polimerizáveis, e misturas dos mesmos.

3. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o agente consolidante compreende um monômero orgânico polimerizável selecionado dentre o grupo consistindo de hidroxietilacrilato, hidroximetacrilato, hidroxietilmetacrilato, N-hidroximetilacrilamida, N- hidroximetil-metacrilamida, acrilato de polietileno glicol, metacrilato de polietileno glicol, acrilato de polipropileno glicol, metacrilato de polipropileno glicol, e misturas dos mesmos.

4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de criar ou melhorar pelo menos uma fenda em uma porção não consolidada de uma formação subterrânea ao longo de um furo de poço compreendendo hidrojatear pelo menos uma fenda em uma porção não consolidada de uma formação subterrânea ao longo de um furo de poço.

5. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a fenda compreende uma extensão de pelo menos cerca de 2,54 cm.

6. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a fenda compreende uma largura na faixa de cerca de 0,63 cm a cerca de 2,54 cm.

7. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ainda compreender isolar uma região do furo de poço adjacente a uma porção não consolidada da formação subterrânea.

8. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ainda compreender introduzir um fluido de pré-lavagem na formação subterrânea.

9. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a etapa de criar ou melhorar pelo menos uma fratura em uma porção da formação subterrânea ocorre antes do agente consolidante pelo menos parcialmente consolidar a porção não consolidada da formação subterrânea.

10. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que criar ou melhorar pelo menos uma fratura na porção da formação subterrânea compreende usar uma técnica de hidrojateamento ou uma técnica de estimulação de precisão para criar ou melhorar pelo menos uma fratura em uma porção da formação subterrânea.

11. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o furo de poço é um furo de poço não revestido.

12. Método de estabilizar porções não consolidadas de uma formação subterrânea caracterizado pelo fato de compreender: introduzir um agente consolidante em pelo menos duas fendas pré-formadas em uma porção não consolidada de uma formação subterrânea ao longo de um furo de poço, em que as fendas estão posicionadas a cerca de 180 graus uma da outra ao longo da superfície interna do furo de poço, e criar ou melhorar pelo menos uma fratura em uma porção da formação subterrânea.

13. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que o furo de poço é um furo de poço não revestido.

14. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de ainda compreender isolar uma região do furo de poço adjacente a uma porção não consolidada da formação subterrânea.

15. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que o agente consolidante compreende um monômero orgânico polimerizável, selecionado dentre o grupo consistindo de hidroxietilacrilato, hidroximetacrilato, hidroxietilmetacrilato, N-hidroximetilacrilamida, N- hidroximetil-metacrilamida, acrilato de polietileno glicol, metacrilato de polietileno glicol, acrilato de polipropileno glicol, metacrilato de polipropileno glicol, e misturas dos mesmos.

16. Método de estabilizar porções não consolidadas de uma formação subterrânea caracterizado pelo fato de compreender: determinar a direção da tensão horizontal máxima de uma porção não consolidada de uma formação subterrânea ao longo do furo de poço; criar ou melhorar pelo menos duas fendas na porção não consolidada de uma formação subterrânea ao longo do furo de poço, em que as fendas penetram na formação subterrânea em uma direção aproximadamente paralela à direção da tensão horizontal máxima da porção não consolidada de uma formação subterrânea, e em que as fendas estão posicionadas em cerca de 180 graus uma da outra ao longo da superfície interna do furo de poço; introduzir um agente consolidante em pelo menos uma fenda na porção não consolidada de uma formação subterrânea; e criar ou melhorar pelo menos uma fratura em uma porção da formação subterrânea.

17. Método de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que as fendas penetram na formação subterrânea em uma direção que está em cerca de 15 graus da direção da tensão horizontal máxima da í porção não consolidada de uma formação subterrânea.

18. Método de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que o furo de poço é um furo de poço não revestido.

19. Método de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de ainda compreender isolar uma região do furo de poço adjacente a uma porção não consolidada da formação subterrânea.

20. Método de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que o agente consolidante compreende um monômero orgânico polimerizável selecionado dentre o grupo consistindo de hidroxietilacrilato, hidroximetacrilato, hidroxietilmetacrilato, N-hidroximetilacrilamida, N- hidroximetil-metacrilamida, acrilato de polietileno glicol, metacrilato de polietileno glicol, acrilato de polipropileno glicol, metacrilato de polipropileno glicol, e misturas dos mesmos.