MX2007005005A

MX2007005005A - Metodos para producir fluidos a partir de porciones de formaciones subterraneas acidificadas y consolidadas.

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Publication number: MX2007005005A
Application number: MX2007005005A
Authority: MX
Inventors: Philip D Nguyen
Original assignee: Halliburton Energy Serv Inc
Priority date: 2004-10-29
Filing date: 2005-10-06
Publication date: 2008-01-21
Also published as: US7237609B2; CA2585069C; CN101107422A; WO2006045998A2; EG24501A; CA2585069A1; CN101107422B; RU2007119774A; AU2005298469B2; NO20072059L; BRPI0518076A; EP1807605A2; RU2434126C2; WO2006045998A3; AU2005298469A1; AU2005298469C1; EP2253798A1; US20050061509A1

Abstract

Un metodo de estimular y estabilizar un area de una formacion subterranea que comprende colocar un fluido acido en un area de una formacion subterranea y permitir que el fluido acido al menos parcialmente disuelva una porcion del area de la formacion subterranea; colocar un fluido de consolidacion en el area de la formacion subterranea; y, colocar un fluido post-descarga en el area de la formacion subterranea. Un metodo de estimular y estabilizar un area de una formacion subterranea que comprende colocar un fluido acido en un area de una formacion subterranea y permitir que el acido disuelva al menos parcialmente una porcion del area de la formacion subterranea; colocar un fluido de consolidacion en el area de la formacion subterranea, y colocar un fluido de fracturacion en el area de la formacion subterranea a una presion suficiente para crear o prolongar al menos, una fractura en esta.

Description

MÉTODOS PARA PRODUCIR FLUIDOS A PARTIR DE PORCIONES DE FORMACIONES SUBTERR NEAS ACIDIFICADAS Y CONSOLIDADAS CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención concierne a métodos para mejorar y mantener la productividad de un pozo en formaciones subterráneas. Más particularmente, la presente invención concierne a métodos mejorados para producir fluidos a partir de porciones de formaciones subterráneas acidificadas y consolidadas.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN A menudo los pozos de hidrocarburos están localizados en formaciones subterráneas que comprenden material particulado sin consolidar. El término "material particulado sin consolidar", se refiere a material particulado que está suelto en una porción de una formación o que están débilmente enlazadas a la formación de modo que el movimiento de fluidos en ésta, puede ocasionar que el material particulado migre. El material particulado sin consolidar (tal como el material particulado de la formación y material particulado de sostén) puede emigrar de una formación con los fluidos producidos. Las porciones sin consolidar de una formación subterránea incluyen aquellas que contienen material particulado suelto que es fácilmente arrastrado por los fluidos producidos y aquellas en las que el material particulado formado en la zona es enlazado junto, con resistencia al enlace insuficiente para resistir las fuerzas producidas por fluidos móviles en la formación subterránea. La presencia de material particulado sin consolidar en los fluidos producidos puede ser desventajosa e indeseable en que los materiales en forma de partículas pueden desgastar el bombeo y otros equipos de producción y pueden reducir las capacidades de producción de fluidos de las porciones producidas de la formación subterránea. Un método para controlar material particulado sin consolidar involucra colocar un lecho de filtración de grava cerca de la perforación para evitar el transporte de material particulado de la formación sin consolidar con los fluidos producidos. Típicamente, dichas operaciones son mencionadas como "operaciones de empaque de grava", y usualmente involucran bombear y colocar una cantidad de material particulado adyacente a una porción de una formación sin consolidar de modo de formar un paquete de grava entre el protector de arena y la perforación entubada, perforada o las paredes de la formación abierta. Aunque se usan frecuentemente, dichos métodos pueden consumir tiempo y ser costosos de efectuar. Otro método convencional usado para controlar el material particulado suelto de la formación en formaciones no consolidadas involucra consolidar una porción de una formación subterránea a partir de la cual el material particulado de la formación tiende a fluir por aplicación de una composición de resina curable a esa porción. En un ejemplo de dicha técnica, un operador pre-lava con descarga de agua la formación, aplica una composición de resina, y luego aplica un fluido de postdescarga para retirar la resina en exceso de los espacios porosos en la formación. Además de controlar material particulado en formaciones subterráneas, se requieren a menudo ciertos tratamientos para estimular la producción de la formación. Dichos tratamientos generalmente operan para incrementar la permeabilidad de la formación permitiendo el flujo de fluido más fácil en la porción estimulada de la formación. De manera general, estos tratamientos involucran la inyección de un fluido de tratamiento en una formación subterránea. Un tratamiento de estimulación conocido es la estimulación con matriz acida por ejemplo, "acidificar") . La acidificación involucra introducir un fluido acidificante en la formación a una presión baja suficiente para prevenir la fractura de la formación, y permitir al fluido acidificante disolver los materiales solubles en ácido que obstruyan o restrinjan los canales de formación. De esta manera, los fluidos pueden fluir más fácilmente desde la formación al interior de la perforación. La acidificación también puede facilitar el flujo de los fluidos de tratamiento inyectados a partir de la perforación al interior de la formación. Cuando es bombeado ácido en una formación, tal como carbonato de formación (por ejemplo, caliza o dolomita) , el ácido fluye preferentemente en la porción de la formación con permeabilidad o solubilidad máxima (por ejemplo, espacios de poro grande, vacíos, o fracturas naturales) . La acidificación a menudo da como resultado la formación de canales de flujo muy conductivo grandes que se forman próximos a la perforación. Otra técnica de estimulación común es la fractura hidráulica, en la cual un fluido de tratamiento es inyectado a través de una perforación en una porción de una formación a una presión suficiente para crear o mejorar al menos una fractura en ésta. Esto a menudo da como resultado un canal, para que el fluido fluya a través de la formación regresando a la perforación, llamado una "fractura". Usualmente un material particulado, a menudo mencionado como un "material particulado de sostén", es depositado en la fractura para ayudar a sostener la fractura abierta para mejorar el retroflujo producido después de que es liberada la presión hidráulica. Varias formaciones pueden ser tratadas por creación de fracturas en las formaciones y material particulado de sostén que se deposita en las fracturas para mantenerlas en posición abierta. Además el material particulado de sostén puede ser consolidado en las fracturas, a menudo da como resultado la formación de masas permeables duras que pueden reducir la migración del material particulado durante la producción a partir de la formación. Además, el empaque de grava y la fracturación hidráulica pueden ser combinados en una operación comúnmente mencionada como "frac-empaque". La fracturación hidráulica y la acidificación pueden combinarse en un tratamiento comúnmente mencionado como "acidificación de fractura". Típicamente la acidificación de fractura involucra usar la fracturación hidráulica para formar una fractura y luego acidificar la fractura para raspar la cara de la fractura. Cuando es liberada la presión de la formación, la fractura resultante no podría cerrar completamente porque la remoción del material de la formación crea un espacio entre las caras de la fractura. Ver por ejemplo, la Patente U.S. No. 3,768,564. El material particulado de sostén puede también ser usado conjuntamente con la acidificación de la fractura. Ver por ejemplo, la Patente U.S. No. 3,842,911. No obstante, algunas formaciones tales como carbonatos, piedra arenisca sin consolidar, esquistos, y formaciones de yeso, pueden también ser inseguros para el uso de tratamientos acidificantes efectivos y económicos, ya sea acidificante de matriz o acidificante de fractura. Cuando se han acidificado, estas formaciones tienen una tendencia a producir la formación de material particulado, por ejemplo formación de finos y arena, junto con el fluido producido. Esto puede dar como resultado una caída drástica en la producción cuando el material particulado de la formación entra y bloquea el empaque en forma de partículas de soporte, canales de flujo y espacios porosos en la formación.

SUMARIO DE LA INVENCIÓN La presente invención concierne a métodos para mejorar y mantener la productividad de un pozo en formaciones subterráneas. Más particularmente, la presente invención concierne a métodos mejorados para producir fluidos a partir de porciones acidificadas y consolidadas de formaciones subterráneas. Una modalidad de la presente invención proporciona un método para estimular y estabilizar un área de una formación subterránea que comprende colocar un fluido ácido en un área de una formación subterránea y dejar que el ácido al menos parcialmente disuelva una porción del área de la formación subterránea, colocar un fluido de consolidación en el área de la formación subterránea, y, colocar un fluido por post-descarga en el área de la formación subterránea. Una modalidad de la presente invención proporciona un método de estimular y de estabilizar un área de una formación subterránea que comprende colocar un fluido ácido en un área de una formación subterránea y permitir que el ácido disuelva al menos parcialmente una porción del área de la formación subterránea; colocar un fluido de consolidación en el área de la formación subterránea; y, colocar un fluido de fracturación en el área de la formación subterránea a una presión suficiente para crear o extender al menos una fractura en ésta. Las características y ventajas de la presente invención serán fácilmente aparentes para los expertos en la materia a partir de una lectura de las modalidades que siguen DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN La presente invención concierne a métodos para mejorar y mantener la productividad de pozos en formaciones subterráneas. Más particularmente, la presente invención concierne a métodos mejorados para producir fluidos a partir de porciones consolidadas y acidificadas de formaciones subterráneas. En general, los métodos de la presente invención involucran estimular y estabilizar una formación subterránea por acidificación y consolidación de la formación. Esto involucra tratar un área de una formación subterránea con un fluido ácido capaz de disolver al menos parcialmente una porción del área de la formación subterránea y luego colocar un fluido de consolidación en el área acidificada de la formación. El fluido ácido disuelve una porción del área de la formación subterránea, con lo cual crea cavidades, o espacios huecos. Los términos "disuelve" y "disolución", se refieren a una remoción al menos parcial de material sólido de una formación subterránea. Una vez que se forman las cavidades, puede colocarse un fluido de consolidación en la formación subterránea para consolidar el material particulado sin consolidar (por ejemplo, material particulado de la formación, material particulado de sostén, o ambos) en las cavidades de la formación. Al acidificar el área de la formación subterránea antes de colocar el fluido de consolidación, el fluido de consolidación puede ser capaz de penetrar adicionalmente en la formación subterránea, luego de haber sido capaz de penetrar en la formación, no tiene lugar la acidificación. Por consiguiente, se piensa que es debido, al menos en parte, al hecho de que cuando el fluido de consolidación es colocado después de acidificar el fluido de consolidación puede llenar en y permear desde las cavidades preferiblemente a permear de las superficies en la formación subterránea. El fluido de consolidación actúa, entre otras cosas, para estabilizar la formación y para minimizar la migración de material particulado durante la producción desde la formación. Los métodos de la presente invención están particularmente bien adaptados para uso en porciones de formaciones subterráneas que se forman al menos parcialmente de materiales que son fácilmente solubles bajo condiciones acidas, tales como formaciones que comprenden carbonato, yeso, caliza, aragonita, dolomita, halita, piedras arenizcas cementadas con carbonato, o combinaciones de los minerales anteriores. En los métodos de la presente invención, un fluido ácido que comprende un líquido acuoso y al menos un ácido es colocado en un área de una formación subterránea para disolver al menos una porción del área de la formación subterránea. Generalmente, los ácidos adecuados comprenden ácidos acuosos que incluyen, pero no se limitan a, ácido clorhídrico, ácidos carboxílicos de 1 a 12 átomos de carbono, ácido fluorhídrico, ácido acético, ácido fórmico, ácido cítrico, ácido etilendiaminotetraacético (EDTA) , ácidos liberados lentamente en la forma de esteres hidrolizables, incluyendo monoformiato de etilen glicol, diformiato de dietilen glicol, poli (ácido láctico), poli (ácido glicólico) , diformiato de dietilen glicol, monoformiato de glicerilo, diformiato de glicerilo, triformiato de glicerilo, diformiato de trietilen glicol y formiato de esteres de pentaeritritol, y combinaciones de los mismos. Cuando se selecciona un ácido acuoso para uso en la presente invención deberá considerarse la temperatura de la formación, la reactividad acida de la formación, la porosidad de la formación, permeabilidad de la formación, y la velocidad de inyección. A manera de ejemplo y no de limitación, en una formación que tiene una reactividad acida relativamente alta y una temperatura relativamente alta, pueden lograrse cavidades más intrincadas por medio del uso de un ácido relativamente débil tal como ácido acético. Más cavidades intrincadas pueden permitir una distribución más uniforme del fluido de consolidación en la formación subterránea. Además, para considerar el tipo de ácido usado, la concentración de ácido debe considerarse también. La selección de la concentración de ácido a ser usada está relacionada a las mismas consideraciones enlistadas anteriormente con respecto a la selección del tipo de ácido. Está en la habilidad de un experto en el arte, con el beneficio de esta descripción, considerar la formación al resultado, la consolidación deseada, y el ácido escogido para seleccionar una concentración apropiada de ácido. En algunas modalidades, el ácido acuoso puede ser usado a una concentración desde aproximadamente 1% a aproximadamente 70% en volumen del fluido ácido. En algunas modalidades, el ácido acuoso puede ser usado a una concentración desde aproximadamente 5% a aproximadamente 25% en volumen del fluido ácido. Ejemplos de ácidos acuosos y de métodos de usar ácidos acuosos se describen en las Patentes U.S. Números 3,768,564, 3,842,911; 4,245,702; 4,683,954, 4,739,832; 4,959,432; 5,238,068; y 6,531,427, cuyas descripciones relevantes se incorporan a la presente como referencia. Como se mencionó anteriormente, los fluidos de consolidación de la presente invención son introducidos en un área de una formación subterránea acidificada y se deja penetrar en el área de la formación subterránea. Los fluidos de consolidación son colocados generalmente en el área de la formación subterránea a una velocidad de flujo de matriz de modo que una porción suficiente del fluido de consolidación penetre la formación. Los luidos de consolidación adecuados para uso en la presente invención puede ser cualquier sustancia capaz de inhibir la migración de partículas no consolidadas a partir de una porción de una formación subterránea durante la producción. Los fluidos de consolidación adecuados incluyen composiciones de resina, agentes adherentes (ambos agentes adherentes no acuosos y agentes adherentes acuosos), y compuestos de poliamida modificados con sililo. Composiciones de resina adecuadas para uso en los fluidos de consolidación de la presente invención incluyen todas las resinas conocidas en el arte son capaces de formar una masa consolidada, endurecida, Muchas de dichas resinas son usadas comúnmente en operaciones de consolidación subterráneas, y algunas resinas adecuadas incluyen resinas con base epoxi de dos componentes, resinas de novolaca, resinas de poliepóxida, resinas de aldehidos fenólicos, resinas de aldehido-urea, resinas de uretano, resinas fenólicas, resinas de furano, resinas de alcohol furano/furfurilo, resinas de látex/fenólicas, resinas de formaldehído/fenol, resinas de poliéster e híbridos y copolímeros de las mismas, resinas de poliuretano e híbridos y copolímeros de los mismos, resinas de acrilato, y mezclas de las mismas. Algunas resinas adecuadas, tales como resinas epoxi, pueden ser curadas con un catalizador o activador internóte modo que cuando sean bombeadas al fondo de la perforación, puedan ser curadas usando solamente el tiempo y la temperatura. Otras resinas adecuadas, tales como resinas de furano generalmente requieren catalizador de tiempo retardado o un catalizador externo para ayudar a activar la polimerización de las resinas si la temperatura de curado es baja (es decir, menos de 121 °C) , pero el curados será bajo el efecto del tiempo y de la temperatura si la temperatura de la formación está encima de aproximadamente 121°C, preferiblemente arriba de aproximadamente 148.9 °C . La selección de una resina adecuada puede ser afectada por la temperatura de la formación subterránea en la cual se introducirá el fluido. A manera de ejemplo, para formaciones subterráneas que tengan una temperatura estática en el fondo de la perforación ("BHST") que varía desde aproximadamente 15.6 °C a aproximadamente 121 °C, resinas con base epóxica de dos componentes que comprenden un componente de resina endurecible y un componente como agente endurecedor que contienen agentes endurecedores específicos pueden preferirse. Para formaciones subterráneas que tengan una BHST que varía desde aproximadamente 148.9 °C a aproximadamente 315.6 °C, puede preferirse una resina basada en furano. Para formaciones subterráneas que tengan una BHST que varía desde aproximadamente 93.3 °C a aproximadamente 204.4 °C, puede ser adecuada ya sea una resina con base fenólica o una resina con base epoxi de HT de un componente. Para formaciones subterráneas que tengan una BHST de al menos aproximadamente 79.4 °C, puede ser también adecuada una resina de alcohol formaldehido/furfurilo fenol/fenol. Está en la habilidad de un experto en la materia, con el beneficio de esta descripción, para seleccionar una resina adecuada para uso en modalidades de la presente invención y para determinar si se requiere un catalizador para activar el curado.

Los fluidos de consolidación usados en los métodos de la presente invención serían preferiblemente controlados para asegurar que tengan una viscosidad suficiente para penetrar las porciones sin consolidar de la formación subterránea. Por ejemplo, donde la porción de la formación subterránea que es consolidada es una porción en la vecindad de una perforación, puede desearse desde aproximadamente 7.62 cm a aproximadamente 45.7 cm de penetración en la porción vecina de la perforación. Donde la porción de la formación subterránea que es consolidada es una porción vecina a una fractura consolidada, por ejemplo, al menos aproximadamente 0.635 cm de penetración en una pared de fractura vecina puede ser suficiente. Para lograr estos niveles de penetración, la viscosidad del fluido de consolidación es mayor. En algunas modalidades de la presente invención la viscosidad del fluido de consolidación es conservada inferior a 100 cP. En otras modalidades de la presente invención la viscosidad del fluido de consolidación es conservada inferior a aproximadamente 40 cP. En otras modalidades de la presente invención la viscosidad del fluido de consolidación es conservada inferior a aproximadamente 10 cP. Las viscosidades que son citadas en la presente son medidas a temperatura ambiente, usando el viscosímetro DV-II de Brookfield, con un husillo No. 2 a 100 rpm. Por consiguiente, cualquier solvente que sea compatible con la resina es adecuado para uso en el logro de la viscosidad del fluido de consolidación deseada. En algunas modalidades, el solvente puede comprender un solvente soluble acuoso pero solventes de temperatura de inflamación más alta que la tradicional (por ejemplo, temperatura de inflamación arriba de aproximadamente 51.67 °C que no sea fácilmente soluble en fluidos acuosos también puede ser adecuada. Ejemplos de algunos solventes de temperatura de inflamación más alta adecuados incluyen lactato de butilo, éter butilglicidílico, éter dipropilen glicol metílico, éter dipropilen glicol dimetílico, dimetil formamida, éter dietilenglicol metílico, éter etilen glicol butílico, éter dietilenglicol butílico, carbonato de propileno, metanol, butanol, limoneno, esteres metílicos de ácido graso y combinaciones de los mismos. Los solventes solubles acuosos adecuados incluyen, pero no se limitan a, metanol, isopropanol, butanol, solventes de éter glicólico, y combinaciones de los mismos. Solventes de éter glicólico adecuados incluyen, pero no se limitan a, éter dietilen glicol metílico, éter dipropilen glicol metílico, 2-butoxi etanol, éteres de un alcanol dihídrico de 2 a 6 átomos de carbono que contenga al menos un grupo alquilo de 1 a 6 átomos de carbono, monoéteres de alcanoles dihídricos, metoxipropanol, butoxietanol, hexoxietanol, e isómeros de los mismos. Para lograr una viscosidad adecuada la proporción de resina : solvente generalmente varía desde aproximadamente 1:0.2 a aproximadamente 1:20. En algunas modalidades, la proporción de resina : solvente varía desde aproximadamente 1:1 a aproximadamente 1:3. la selección de un solvente apropiado, y de la cantidad de solvente, es independiente de la resina seleccionada y está en la habilidad de un experto en el arte con el beneficio de esta descripción. Agentes adherentes no acuosos adecuados para uso en los fluidos de consolidación de la presente invención comprende cualquier compuesto que, cuando en forma líquida o en una solución solvente formará un recubrimiento no endurecido desde una superficie. Un ejemplo de un grupo de agentes adherentes no acuosos adecuados comprende poliamidas que son líquidas o en solución a la temperatura de la formación subterránea de modo que por sí mismas no endurezcan cuando son introducidas en la formación. Otros agentes adherentes no acuosos adecuados incluyen productos de la reacción de condensación que consisten de poliácidos y poliaminas disponibles comercialmente. Dichos productos comerciales incluyen compuestos tales como mezclas de ácidos dibásicos de 36 átomos de carbono que contengan algunos oligómeros superiores y trímeros y también pequeñas cantidades de ácidos monoméricos que se hacen reaccionar con poliaminas. Otros poliácidos incluyen ácidos triméricos, ácidos sintéticos producidos a partir de ácidos grasos, anhídrido maleico, ácido acrílico, y los similares. Dichos compuestos ácidos están comercialmente disponibles de compañías tales como Witco Corporation, Union Camp, Chemtall, y Emry Industries. Los productos de reacción están disponibles de, por ejemplo, Champion Technologies, Inc. y Witco Corporation. Compuestos adicionales que pueden ser usados como agentes adherentes no acuosos incluyen líquidos y soluciones de, por ejemplo, poliésteres, policarbonatos, y policarbamatos, resinas naturales tales como goma laca, y las similares. Otros agentes adherentes no acuosos adecuados se describen en la Patente U.S. Número 5,853,048 asignada a Weaver, y colaboradores y la Patente U.S.. Número 5,833,000 asignada a Weaver, y colaboradores, cuyas descripciones relevantes se incorporan a la presente como referencia. Agentes adherentes no acuosos adecuados para uso en la presente invención pueden ser usados ya sea de modo que formen un recubrimiento no endurecido o bien que puedan ser combinados con un material multifuncional capaz de reaccionar con el agente adherente no acuoso para formar un recubrimiento endurecido. Un "recubrimiento endurecido" como se usa en la presente, significa que la reacción del agente adherente no acuoso con el material multifuncional dará como resultado un producto de reacción sustancialmente no fluible que exhibe una resistencia a la compresión más alta en un aglutinado consolidado que el agente adherente no acuoso solo con un material en forma de partículas. En este caso, el agente adherente no acuoso puede funcionar de manera similar a una resina (descrita anteriormente) . Los materiales multifuncionales adecuados para uso en la presente invención incluyen, pero no se limitan a, aldehidos tales como formaldehidos, dialdehidos tales como glutaraldehido, hemiacetales o compuestos que liberan aldehidos, haluros diácidos, dihaluros tales como dicloruros y dibromuros, anhídridos poliácidos tales como ácidos cítrico, epóxidos, furfuraldehidos, glutaraldehido o aldehidos condensados y los similares, y combinaciones de los mismos. En algunas modalidades de la presente invención, el material polifuncional puede ser mezclado con el agente adherente no acuoso en una cantidad desde aproximadamente 0.01% a aproximadamente 50% en peso del agente adherente no acuoso para efectuar la formación del producto de reacción. En otras modalidades, el material multifuncional está presente en una cantidad desde aproximadamente 0.5% a aproximadamente 1% en peso del agente adherente no acuoso. Materiales multifuncionales adecuados se describen en la Patente U.S. No. 5,839,510 asignada a Weaver y colaboradores, cuya descripción relevante se incorpora a la presente como referencia. Otros agentes adherentes no acuosos adecuados se describen en la Patente U.S. Número 5,853,048 asignada a Weaver y colaboradores, cuya descripción relevante es incorporada ala presente como referencia. Solventes adecuados para uso con los agentes adherentes no acuosos incluyen aquellos que se describieron anteriormente en conexión con las composiciones de resinas, así como también, por ejemplo, alcohol butílico, acetato de butilo, acetato de furfurilo, lactato de butilo, sulfóxido dimetílico, y combinaciones de los mismos. La selección de un solvente apropiado, y una cantidad de solvente, es dependiente del agente adherente no acuoso escogido y está en la habilidad del experto en la materia con el beneficio de esta descripción. Agentes adherentes acuosos adecuados son capaces de formar al menos un recubrimiento parcial a partir de una superficie (tal como la superficie de un material en forma de partículas consolidado) . Generalmente, los agentes adherentes acuosos adecuados no son significativamente adheridos hasta que son "activados" (esto e desestabilizados, coalescentes y/o hechos reaccionar) para transformar el agente adherente acuoso en un compuesto adherente, adhesivo en un tiempo deseable. Dicha activación puede tener lugar antes de, durante, o después de que el agente adherente acuoso es colocado en la formación subterránea. En algunas modalidades, un pre-tratamiento puede ser puesto en contacto primero con la superficie de un material en forma de partículas a ser recubierto con un agente adherente acuoso. Los agentes adherentes acuosos adecuados son generalmente polímeros cargados que comprenden compuestos que, cuando están en un solvente o solución acuosa, formarán un recubrimiento no endurecido (por sí mismo o con un activador) y, cuando es colocado sobre un material en forma de partículas, incrementará la velocidad de resuspensión crítica continua del material en forma de partículas cuando es puesto en contacto por una corriente de agua. Las velocidades de resuspensión críticas continuas son a adicionalmente descritas en el Ejemplo 7 de la Solicitud de Patente U.S. Número 10/864,061, presentada el 9 de Junio de 2004, cuya descripción se incorpora a la presente como referencia. El agente adherente acuoso puede mejorar el contacto grano a grano entre las partículas 2 individuales en la formación (sean material particulado de sostén, material particulado de formación, u otros materiales particulados) las cuales a su vez pueden ayudar a convertir aproximadamente la consolidación del material particulado en una masa cohesiva, flexible, y permeable. Ejemplos de agentes adherentes acuosos adecuados para uso en la presente invención incluyen, pero no se limitan a, polímeros de ácido acrílico, polímeros de esteres de ácido acrílico, polímeros derivados de ácido acrílico, homopolímeros de ácido acrílico, homopolímeros de éster de ácido acrílico (tales como poli (acrilato de metilo) poli (acrilato de butilo), y poli (acrilato de 2-etilhexilo) ) , copolímeros de éster de ácido acrílico, polímeros de derivados de ácido metacrílico, homopolímeros de ácido metacrílico, homopolímeros de éster de ácido metacrílico (tal como poli (metacrilato de metilo) , poli (metacrilato de butilo), y poli (metacrilato de 2-etilhexilo) ) , polímeros de sulfonato de acrilamido-metil-propano, polímeros derivados de sulfonato de acrilamido-metil-propano, copolímeros de sulfonato de acrilamido-metil-propano, y copolímeros de sulfonato de ácido acrílico/ amido-metil-propano, y combinaciones de los mismos. Los métodos de determinar agentes adherentes acuosos adecuados y descripción adicional sobre agentes adherentes acuosos pueden encontrarse en la Solicitud de Patente U.S. Número 10/864,061 presentada el 9 de Junio de 2004 y la Solicitud de Patente U.S. Número 10/864,618 presentada el 9 de Junio de 2004, cuyas descripciones se incorporan a la presente como referencia. Compuestos de poliamida modificados con sililo adecuados para uso en un fluido de consolidación en los métodos de la presente invención pueden ser descritos como composiciones sustancialmente auto-endurecidas que son capaces de adherir al menos parcialmente a material particulado en el estado no endurecido, y que adicionalmente son capaces de auto-endurecer por sí mismas a un estado sustancialmente no adherido en el cual material particulado individual es consolidadas, tales como finos de la formación, no adherirán a, por ejemplo, en poros estrechos de una formación o de un paquete de material particulado de sostén. Dichas poliamidas modificadas con sililo pueden basarse, por ejemplo, en un producto de reacción de un compuesto sililador con una poliamida o una mezcla de poliamidas. La poliamida o mezcla de poliamidas puede ser uno o más compuestos intermediarios de poliamida obtenidos, por ejemplo, a partir de la reacción de un poliácido (por ejemplo, un diácido o superior) con una poliamina (por ejemplo, una diamina o superior) para formar un polímero de poliamida con la eliminación de agua. Otras poliamidas modificadas con sililo adecuadas y métodos de elaborar dichos compuestos se describen en la Patente U.S. Número 6,439,309 asignada a Matherly, y colaboradores, cuya descripción relevante se incorpora a la presente como referencia. En algunas modalidades, los métodos de la presente invención comprenden adicionalmente la etapa de colocar un fluido de desplazamiento en el área de la formación subterránea entre la colocación del fluido ácido y la colocación del fluido de consolidación. Un fluido de desplazamiento puede ser usado para empujar el ácido agotado adicional en la formación subterránea, sustancialmente afuera del área tratada y puede también ser usado (cuando se desee) neutralizar cualquier ácido sin consumir. En otras modalidades, puede ser seleccionado un fluido de desplazamiento que permita a la formación permanecer acida. Por ejemplo, una formación acida puede preferirse cuando el fluido de consolidación seleccionado es uno que cure en la presencia de un ácido (que puede ser el caso cuando el fluido de consolidación es una resina de alcohol furan/furfurílico) . Está en la habilidad de un experto en la materia, con el beneficio de esta descripción, determinar si un fluido de desplazamiento podría ser usado, y si es usado, el tipo y cantidad de fluido de desplazamiento adecuado para uso. Generalmente, la selección de fluido de desplazamiento dependerá del ácido usado y/o del fluido de consolidación seleccionado para uso. Adicionalmente, cuando el fluido de desplazamiento es capaz de neutralizar un ácido sin consumir, ácidos más fuertes pueden requerir fluidos de desplazamiento más básicos. En muchos casos, no obstante, el fluido de desplazamiento puede no necesitar una base fuerte porque el ácido puede estar agotado para disolver los materiales en la formación. Por ejemplo, cuando son seleccionados fluidos de consolidación con base epóxica para consolidar la porción acidificada de la formación puede ser particularmente útil para usar en un fluido de desplazamiento porque los fluidos de consolidación con base epoxi no pueden funcionar apropiadamente en medios ácidos. Generalmente, fluidos de desplazamiento adecuados son líquidos acuosos tales como agua potable, agua de mar, agua salada, salmuera, o una combinación de las mismas. En modalidades en las que se desea la neutralización del ácido, el fluido de desplazamiento puede comprender adicionalmente una base. Las bases adecuadas incluyen, pero no se limitan a, soluciones de bicarbonato de amonio y soluciones de bicarbonato de sodio.

Cuando los métodos de la presente invención son usados sobre un área de producción de una formación subterránea, para restaurar la permeabilidad (y así la habilidad del área para producir) el fluido de consolidación podría ser ya sea sustancialmente retirado de las cavidades y espacios porosos o una fracturación o algunos otros tratamientos de estimulación deberán ser efectuados sobre el área tratada una vez que el fluido de consolidación ha curado. Así, en algunas modalidades, los métodos de la presente invención comprenden adicionalmente la etapa de colocar un fluido de post-descarga en el área de la formación subterránea después del fluido de consolidación. El fluido de postdescarga puede ser usado, entre otras cosas, para desplazar al menos parcialmente el fluido de consolidación desde las cavidades y espacios porosos en la formación. El fluido de post-descarga es colocado preferiblemente en la formación subterránea mientras que el fluido de consolidación está aún en un estado de afluencia. Además, para depurar sustancialmente las cavidades y los espacios porosos, el uso de un fluido post-descarga puede actuar para forzar la porción desplazada del fluido de consolidación adicionalmente en la formación de modo que produzca un impacto despreciable sobre la producción subsecuente. En ciertas modalidades, el fluido post-descarga puede contener un catalizador externo o activador, por ejemplo, para activar un fluido de consolidación de alcohol furano/furfurilo aplicado a una formación a baja temperatura. El fluido post-descarga es colocado generalmente en la formación a una velocidad de flujo de matriz tal que una porción suficiente del fluido de consolidación pueda ser desplazado de los canales de poro para restaurar la formación a una permeabilidad deseada. Sin embargo suficiente del fluido de consolidación puede permanecer en el área de la formación tratada para proporcionar consolidación efectiva de material particulado sin consolidar en la misma. Generalmente, el fluido post-descarga puede ser cualquier fluido que no reaccione adversamente con los otros componentes usados de conformidad con esta invención o con la formación subterránea. En algunas modalidades, el fluido post-descarga puede ser un líquido acuoso tal como agua potable, agua salada, salmuera, agua de mar, o alguna combinación de los mismos. En otras modalidades el fluido post-descarga puede ser un fluido de hidrocarburos, tal como un aceite mineral, un aceite sintético, un éster, queroseno, diesel, petróleo bruto, o una combinación de los mismos. Generalmente, el volumen del fluido post-descarga colocado en la formación subterránea varía desde aproximadamente 0.1 veces a aproximadamente 50 veces el volumen del fluido de consolidación. En algunas modalidades de la presente invención, el volumen de fluido postdescarga colocado en la formación subterránea varía desde aproximadamente 2 veces a aproximadamente 5 veces el volumen del fluido de consolidación. Los métodos de la presente invención también pueden ser usados conjuntamente con operaciones de fracturación y operaciones de frac-empaque. Por ejemplo, en el caso de operaciones de fracturación hidráulica, una o más fracturas pueden ser introducidas en la formación antes de o después de que la formación sea acidificada y consolidada . Por consiguiente, en ciertas modalidades, la presente invención proporciona métodos que comprenden crear o extender una fractura en una formación subterránea, colocando un fluido ácido en la fractura y le permite acidificar la formación que rodea la fractura y así formar cavidades que se extienden desde la cara expuesta de la fractura en las cavidades y la formación; colocar un fluido de consolidación en el interior de la fractura y permitirle penetrar en la formación alrededor de la fractura; y, colocar un fluido post-descarga en la formación que rodea la fractura.

En otras modalidades de la presente invención puede efectuarse una etapa de fracturación después de que el área de la formación ha sido acidificada. Por consiguiente, en ciertas modalidades, la presente invención proporciona métodos que comprenden: colocar un fluido ácido en la fractura y permitirle acidificar el área de la formación subterránea y formar así cavidades que se extienden en la formación, crear o extender una fractura en una formación subterránea, colocar un fluido de consolidación en el interior de la fractura y permitirle penetrar en la formación que rodea la fractura; y, colocar un fluido de post-descarga en la formación que rodea la fractura. En aún otras modalidades de la presente invención puede efectuarse una etapa de fracturación después de que el área de la formación ha sido consolidada. Por consiguiente, en ciertas modalidades, la presente invención proporciona métodos que comprenden: colocar un fluido ácido en la fractura y permitirle acidificar el área de la formación subterránea y formar así cavidades que se extienden en la formación; colocar un fluido de consolidación en el interior de la fractura y permitirle penetrar en la formación que rodea la fractura; y crear o extender una fractura en una formación subterránea. En algunas de dichas modalidades el fluido de fracturación puede actuar no solamente para fracturar la formación subterránea sino puede también actuar como un fluido postdescarga, pero en otras modalidades puede ser deseable colocar un fluido post-descarga en el área de la formación subterránea después de que el fluido de consolidación es colocado y antes de que la fractura sea creada o extendida. En modalidades de la presente invención en donde una operación de fracturación es incluida en el método, el material particulado de sostén puede ser usado para empacar la fractura y, a veces, empacar la fractura y crear un paquete de grava (como en una operación de frac-empaque) . Como comprenderá un experto en el arte, si las material particulado de sostén es colocado antes que el ácido, el material en material particulado de sostén seleccionado sería capaz de soportar el ácido sin degradación sustancial. Además, un experto en la materia reconocerá que colocar material particulado de sostén antes de colocar el fluido de consolidación puede permitir al fluido de consolidación ayudar en la consolidación de material particulado de la formación pero también las material particulado de sostén mismo. Una amplia variedad de material en material particulado puede ser usado como material particulado de sostén de conformidad con la presente invención, incluyendo, pero no limitándose a, arena, cascaras de nuez, cascaras de semillas; materiales resinosos; una combinación de cascaras de nuez o cascaras de semillas con un material resinoso, bauxita, materiales de cerámica; materiales de vidrio; materiales de Teflón®, huesos de frutos; madera procesada; material particulado compuesto preparado a partir de un aglutinante y material particulado de relleno (tal como sílice, alúmina, carbón pirógeno, carbón negro, grafito, mica, dióxido de titanio, metasilicato, silicato de calcio, caolín, talco, circonio, boro, cenizas volátiles, microesferas de virio hueco, y vidrio sólido); mezclas de los mismos, y los similares. Las material particulado de sostén usado de conformidad con la presente invención son generalmente de un tamaño tal que el material particulado de la formación que puede migrar con los fluidos producidos se evita que sea producido a partir de la formación subterránea, por ejemplo, las material particulado de sostén puede separar por filtración la arena migrante. Las material particulado de sostén usado pueden tener un tamaño de partícula en el intervalo desde aproximadamente 2 mallas a aproximadamente 400 mallas, U.S. Sieve Series. En ciertas modalidades, los materiales particulados de sostén pueden tener un tamaño de partícula en el intervalo desde aproximadamente 10 mallas a aproximadamente 70 mallas, U.S. Sieves Series. En otras modalidades, las material particulado de sostén puede tener una distribución de tamaño de partícula que varía de 10-20 mallas, 20-40 mallas, 40-60 mallas, o 50-70 mallas, dependiendo de la distribución y el tamaño de partículas del material particulado de la formación a ser separado por tamizado por el material particulado de sostén. Los fluidos de fracturación (que pueden ser usados para fracturar y/o frac-empacar) que pueden ser usados de conformidad con la presente invención incluyen cualquier fluido de fracturación que sea adecuado para uso en operaciones subterráneas, tales como fluidos basados en agua gelatinizada, geles de tensoactivos viscoelásticos, fluidos basados en hidrocarburos, espumas, y emulsiones. En una modalidad de la presente invención, el fluido de fracturación usado para crear la una o más fracturas puede ser un fluido tensoactivo viscoelástico que comprende miscelas como helicoidales. En otra modalidad de la presente invención, el fluido de fracturación puede ser un fluido de tratamiento gelatinizado que comprende agua (por ejemplo, agua potable, agua salada, salmuera, o agua de mar) y un agente gelatinizante para incrementar la viscosidad del fluido de fracturación. La viscosidad creciente, entre otras cosas, reduce la pérdida de fluido y permite al fluido de fracturación transportar concentraciones significativas de material particulado de sostén en las fracturas creadas. La selección de un fluido de fracturación apropiado está en la habilidad de un experto en la materia, con el beneficio de esta descripción. Por consiguiente, la presente invención está bien adaptada para alcanzar los fines y ventajas mencionadas así como también aquellas que son inherentes a las mismas. Mientras que los expertos en la materia pueden hacer numerosos cambios, dichos cambios están abarcados en el espíritu de esta invención como se define por las reivindicaciones anexas.

Claims

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN Habiendo descrito la presente invención, se considera como novedad, y por lo tanto se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes: REIVINDICACIONES 1.- Un método de estimular y estabilizar un área de una formación subterránea caracterizado porque comprende: - colocar un fluido ácido en un área de una formación subterránea y permitir que el ácido disuelva al menos parcialmente una porción del área de la formación subterránea; - colocar un fluido de consolidación en el área de la formación subterránea; y - colocar un fluido post-descarga en el área de la formación subterránea. 2.- El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el área de la formación subterránea está al menos parcialmente formada de un material que es al menos parcialmente soluble bajo condiciones acidas. 3.- El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el material que es al menos parcialmente soluble bajo condiciones acidas comprende carbonato, yeso, piedra caliza, aragonita, dolomita, halita, una piedra arenizca cementada con carbonato, o una combinación de las mismas. 4.- El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque adicionalmente comprende la etapa de colocar un fluido de desplazamiento en la formación subterránea directamente después de la etapa de colocar el fluido ácido en el área de la formación subterránea. 5.- El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el fluido de desplazamiento comprende un líquido acuoso. 6.- El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque el líquido acuoso comprende agua potable, agua salada, agua de mar, salmuera, o una combinación de los mismos. 7.- El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el fluido de desplazamiento comprende adicionalmente bicarbonato de amonio, bicarbonato de sodio, o una combinación de los mismos. 8. - El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido ácido comprende un líquido acuoso y un ácido acuoso. 9.- El método de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque el ácido acuoso comprende ácido clorhídrico, ácidos carboxílicos de 1 a 12 átomos de carbono, ácido fluorhídrico, ácido acético, ácido fórmico, ácido cítrico, ácido etilen diamino tetra acético, esteres hidrolizables, monoformiato de etilen glicol, diformiato de etilen glicol, diformiato de dietilen glicol, poli (ácido láctico) , poli (ácido glicólico) , monoformiato de glicerilo, diformiato de glicerilo, triformiato de glicerilo, diformiato de trietilen glicol, formiato de esteres de pentaeritritolor, o combinaciones de los mismos. 10.- El método de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque el fluido ácido comprende desde aproximadamente 1 % a aproximadamente 70 % de ácido acuoso en volumen del fluido ácido. 11.- El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido de consolidación comprende una composición de resina. 12.- El método de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque la composición de resina comprende una resina con base epóxica de dos componentes, una resina de novolaca, una resina poliepóxida, una resina de fenol-aldehido, una resina de urea-aldehido, una resina de uretano, una resina fenólica, una resina de furano, una resina alcohólica de furano/furfurilo, una resina fenólica/látex, una resina de fenol formaldehido, una resina de poliéster e híbridos y copolímeros de la misma, una resina de poliuretano e híbridos y copolímeros de la misma, una resina de acrilato, o combinaciones de las mismas , 5 13.- El método de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque el fluido de consolidación comprende adicionalmente un catalizador o activador internos . 14.- El método de conformidad con la reivindicación 10 11, caracterizado porque el fluido de consolidación comprende adicionalmente un catalizador de efecto retardado o un catalizador externo. 15.- El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido de consolidación comprende 15 un agente adherente. 16.- El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque el agente adherente comprende un agente adherente no acuoso. 17.- El método de conformidad con la reivindicación 20 16, caracterizado porque el agente adherente no acuoso comprende una poliamida, un poliéster, un policarbonato, una resina natural, o combinaciones de las mismas. 18.- El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque el agente adherente no acuoso comprende adicionalmente un material multifuncional. 19.- El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque el material multifuncional comprende un aldehido; un dialdehido; un glutaraldehido, un hemiacetal, un compuesto liberador de aldehido, un haluro de diácido; un dihaluro, un dicloruro, un dibromuro, un anhídrido de poliácido, un ácido cítrico, un epóxido; un furfuraldehido, glutaraldehido o condensados de aldehido; o combinaciones de los mismos. 20.- El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque el material multifuncional es mezclado con el agente adherente no acuoso en una cantidad desde aproximadamente 0.01 % a aproximadamente 50 % en peso del agente adherente no acuoso. 21.- El método de conformidad con la reivindicación 15, caracterizado porque el agente adherente comprende un agente adherente acuoso. 22.- El método de conformidad con la reivindicación 21, caracterizado porque el agente adherente acuoso comprende un polímero de ácido acrílico, un polímero de éster de ácido acrílico, un polímero de derivados de ácido acrílico, un homopolímero de ácido acrílico, un homopolímero de éster de ácido acrílico, un copolímero de éster de ácido acrílico, un polímero de derivados de ácido metacrílico, un homopolímero de ácido metacrílico, un homopolímero de éster de ácido metacrílico, un polímero de sulfonato de acrilamido-metil-propano, un polímero de derivados de sulfonato de acrilamido-metil-propano, un copolímero de sulfonato de acrilamido-metil-propano, y un copolímero de sulfonato de ácido acrílico/acrilamido-metil-propano, o una combinación de los mismos. 23.- El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido de consolidación comprende un compuesto de poliamida modificada con sililo. 24. -El método de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque el compuesto de poliamida modificada con sililo comprende un producto de reacción de un compuesto sililador con una poliamida o una mezcla de poliamidas. 25.- El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido de consolidación comprende adicionalmente un solvente. 26.- El método de conformidad con la reivindicación 25, caracterizado porque el solvente comprende metanol, isopropanol, butanol, un éter glicólico, o una combinación de los mismos. 27.- El método de conformidad con la reivindicación 25, caracterizado porque el solvente comprende un lactato de butilo, un éter butilglicidílico, un éter dipropilenglicol metílico, un éter dipropilen glicol dimetílico, una dimetil formamida, un éter dietilen glicol metílico, un éter etilen glicol butílico, un éter dietilenglicol butílico, un carbonato de propileno, un metanol, un butanol, un limoneno, un éster metílico de ácido graso, un isopropanol, un alcohol butílico inferior, un acetato de butilo, un acetato de furfurilo, un lactato de butilo, un sulfóxido de dimetilo, un éter glicólico solvente e isómeros de 1 mismo, un éter dietilen glicol metílico, un éter dipropilen glicol metílico, un 2-butoxietanol, un éter de un alcanol dihídrico de 2 a 6 átomos de carbono que contengan al menos un grupo alquilo de 1 a 6 átomos de carbono, un mono éter de un alcanol dihídrico, un metoxipropanol, un butoxietanol, un hexoxietanol, o una combinación de los mismos. 28.- El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido de consolidación tiene una viscosidad inferior de aproximadamente 100 cP. 29.- El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido de consolidación tiene una viscosidad inferior de aproximadamente 40 cP. 30.- El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido de consolidación tiene una viscosidad inferior de aproximadamente 10 cP. 31.- El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido post-descarga comprende un líquido acuoso. 32. - El método de conformidad con la reivindicación 31, caracterizado porque el líquido acuoso comprende agua potable, agua salada, agua de mar, salmuera, o una combinación de las mismas. 33.- El método de conformidad con la reivindicación 31, caracterizado porque el fluido post-descarga comprende adicionalmente un activador o catalizador externo. 34.- El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido post-descarga comprende un fluido de hidrocarburo. 35.- El método de conformidad con la reivindicación 34, caracterizado porque el fluido de hidrocarburo comprende aceite mineral, aceite sintético, un éster, queroseno, diesel, petróleo bruto, o una combinación de los mismos . 36.- El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido post-descarga es colocado en la porción de la formación subterránea en una cantidad en el intervalo desde aproximadamente 0.1 a aproximadamente 50 veces el volumen del fluido de consolidación. 37.- El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido post-descarga es colocado en la porción de la formación subterránea en una cantidad en el intervalo desde aproximadamente 2 a aproximadamente 5 veces el volumen del fluido de consolidación. 38.- Un método de estimular y estabilizar un área de una formación subterránea caracterizado porque comprende: - colocar un fluido ácido en un área de una formación subterránea y permitir que el ácido al menos parcialmente disuelva una porción del área de la formación subterránea. - colocar un fluido de consolidación en el área de la formación subterránea, y, - colocar un fluido de fracturación en el área de la formación subterránea a una presión suficiente para crear o prolongar al menos una fractura en la misma- 39.- El método de conformidad con la reivindicación 38, caracterizado porque la etapa de colocar un fluido de fracturación tiene lugar antes de que la etapa de colocar un fluido ácido y porque el método comprende adicionalmente la etapa de colocar un fluido post-descarga en el área de la formación subterránea después de la etapa de colocar un fluido de consolidación. 40.- El método de conformidad con la reivindicación 38, caracterizado porque la etapa de colocar un fluido de fracturación tiene lugar después de la etapa de colocar un fluido ácido y antes de la etapa de colocar un fluido de consolidación y porque el método comprende adicionalmente la etapa de colocar un fluido de post-descarga en el área de la formación subterránea después de la etapa de colocar un fluido de consolidación. 41.- El método de conformidad con la reivindicación 38, caracterizado porque la etapa de colocar un fluido de fracturación en el área de la formación subterránea tiene lugar después de colocar un fluido de consolidación en el área de la formación subterránea. 42.- El método de conformidad con la reivindicación 41, caracterizado porque comprende adicionalmente la etapa de colocar un fluido post-descarga en el área de la formación subterránea después de la etapa de colocar el fluido de consolidación y antes de la etapa de colocar el fluido de fracturación. 43.- El método de conformidad con la reivindicación 38, caracterizado porque el área de la formación subterránea está al menos parcialmente formada de un material que es al menos parcialmente soluble bajo condiciones acidas. 44.- El método de conformidad con la reivindicación 43, caracterizado porque el material que es al menos parcialmente soluble bajo condiciones acidas comprende carbonato, yeso, piedra caliza, aragonita, dolomita, halita, piedra arenizca cementada con carbonato, o una combinación de los mismos. 45.- El método de conformidad con la reivindicación 38, caracterizado porque comprende adicionalmente la etapa de colocar un fluido de desplazamiento en la formación subterránea directamente después de la etapa de colocar el fluido ácido. 46. -El método de conformidad con la reivindicación 45, caracterizado porque el fluido de desplazamiento comprende un líquido acuoso. 47.- El método de conformidad con la reivindicación 46, caracterizado porque el líquido acuoso comprende agua potable, agua salada, agua de mar, salmuera, o una combinación de las mismas. 48.- El método de conformidad con la reivindicación 46, caracterizado porque el fluido de desplazamiento comprende adicionalmente bicarbonato de amonio, bicarbonato de sodio, o una combinación de los mismos. 49.- El método de conformidad con la reivindicación 38, caracterizado porque el fluido ácido comprende un líquido acuoso y un ácido acuoso. 50.- El método de conformidad con la reivindicación 49, caracterizado porque el ácido acuoso comprende ácido clorhídrico, ácidos carboxílicos de 1 a 12 átomos de carbono, ácido fluorhídrico, ácido acético, ácido fórmico, ácido cítrico, ácido etilendiaminotetraacético (EDTA) , esteres hidrolizables, monoformiato de etilen glicol, diformiato de etilen glicol, díformiato de dietilen glicol, poli (ácido láctico), poli (ácido glicólico), monoformiato de glicerilo, diformiato de glicerilo, triformiato de glicerilo, diformiato de trietilen glicol y formiato de esteres de pentaeritritolor, o combinaciones de los mismos. 51.- El método de conformidad con la reivindicación 49, caracterizado porque el fluido ácido comprende desde aproximadamente 1 % a aproximadamente 70 % de ácido acuoso en volumen del fluido ácido. 52.- El método de conformidad con la reivindicación 38, caracterizado porque el fluido de consolidación comprende una composición de resina. 53.- El método de conformidad con la reivindicación 52, caracterizado porque la composición de resina comprende una resina con base epoxi de dos componentes, resina de novolaca, resinas de polipóxida, una resina de fenol-aldehido, una resina de aldehido-urea, una resinas de uretano, una resina fenólica, una resina de furano, una resina de alcohol furano/furfurilo, una resina de látex/fenólica, una resina de formaldehído/fenol, una resina de poliéster e híbridos y copolímeros de la misma, una resina de poliuretano e híbridos y copolímeros de los mismos, resinas de acrilato, o combinaciones de las mismas. 5 54.- El método de conformidad con la reivindicación 52, caracterizado porque el fluido de consolidación comprende adicionalmente un catalizador interno o activador. 55.- El método de conformidad con la reivindicación 10 52, caracterizado porque el fluido de consolidación comprende adicionalmente un catalizador de efecto retardado o un catalizador externo. 56.- El método de conformidad con la reivindicación 38, caracterizado porque el fluido de consolidación 15 comprende un agente adherente. 57.- El método de conformidad con la reivindicación 56, caracterizado porque el agente adherente comprende un agente adherente no acuoso. 58.- El método de conformidad con la reivindicación 20 57 caracterizado porque el agente adherente no acuoso comprende una poliamida, un poliéster, un policarbonato, una resina natural, o combinaciones de las mismas. 59.- El método de conformidad con la reivindicación 57, caracterizado porque el agente adherente no acuoso comprende adicionalmente un material multifuncional. 60.- El método de conformidad con la reivindicación 59, caracterizado porque el material multifuncional comprende un aldehido, un dialdehido, un glutaraldehido, un hemiacetal, un compuesto liberador de aldehido, un haluro diácido, un dihaluro, un dicloruro, un dibromuro, un anhídrido poliácido, un ácido cítrico, un epóxido, furfuraldehido, glutaraldehido o condensados de aldehidos; o combinaciones de los mismos. 61.- El método de conformidad con la reivindicación 59, caracterizado porque el material multifuncional es mezclado con el agente adherente no acuoso en una cantidad desde aproximadamente 0.01 % a aproximadamente 50 % en peso del agente adherente no acuoso. 62.- El método de conformidad con la reivindicación 56, caracterizado porque el agente adherente comprende un agente adherente acuoso. 63.- El método de conformidad con la reivindicación 62, caracterizado porque el agente adherente acuoso comprende un polímero de ácido acrílico, un polímero de éster de ácido acrílico, un polímero de derivados de ácido acrílico, un homopolímero de ácido acrílico, un homopolímero de éster de ácido acrílico, un copolímero de éster de ácido acrílico, un polímero de derivados de ácido metacrílico, un homopolímero de ácido metacrílico, un homopolímero de éster de ácido metacrílico, un polímero de sulfonato de acrilamido-metil-propano, un polímero de derivados de sulfonato de acrilamido-metil-propano, un copolímero de sulfonato de acrilamido-metil-propano, y un copolímero de sulfonato de ácido acrílico/acrilamido-metil-propano, o una combinación de los mismos. 6 . - El método de conformidad con la reivindicación 38, caracterizado porque el fluido de consolidación comprende un compuesto de poliamida modificada con sililo. 65.- El método de conformidad con la reivindicación 64, caracterizado porque el compuesto de poliamida modificada con sililo comprende un producto de reacción de un compuesto sililador con una poliamida o una mezcla de poliamidas. 66.- El método de conformidad con la reivindicación 38, caracterizado porque el fluido de consolidación comprende adicionalmente un solvente. 67.- El método de conformidad con la reivindicación 66, caracterizado porque el solvente comprende metanol, isopropanol, butanol, un éter glicólico, o una combinación de los mismos. 68.- El método de conformidad con la reivindicación 66, caracterizado porque el solvente comprende un butil lactato, un éter butilglicidílico, un éterdipropilenglicol metílico, un éter dipropilen glicol dimetílico, una dimetil formamida, un éter dietilen glicol metílico, un éter etilen glicol butílico, un éter dietilenglicol butílico, un carbonato de propileno, un metanol, un butanol, un limoneno, un éster metílico de ácido graso, un isopropanol, un alcohol butílico inferior, un acetato de butilo, un acetato de furfurilo, un butil lactato, un sulfóxido de dimetilo, un solvente éter glicólico e isómeros del mismo, un éter dietilen glicol metílico, un éter dipropilen glicol metílico, un 2-butoxietanol, un éter de un alcanol dihídrico de 2 a 6 átomos de carbono que contengan al menos un grupo alquilo de 1 a 6 átomos de carbono, un mono éter de un alcanol dihídrico, un metoxipropanol, un butoxietanol, un hexoxietanol, o una combinación de los mismos . 69.- El método de conformidad con la reivindicación 38, caracterizado porque el fluido de consolidación tiene una viscosidad inferior a aproximadamente 100 cP. 70.- El método de conformidad con la reivindicación 38, caracterizado porque el fluido de consolidación tiene una viscosidad inferior de aproximadamente 40cP. 71. El método de conformidad con la reivindicación 38, caracterizado porque el fluido de consolidación tiene una viscosidad inferior a aproximadamente 10 cP. 72.- El método de conformidad con la reivindicación 38, caracterizado porque el fluido de fracturación comprende un fluido acuoso gelatinizado, un gel surfactante viscoelástico, un fluido basado en hidrocarburo, una espuma, una emulsión, o una combinación de los mismos. 73.- El método de conformidad con la reivindicación 38, caracterizado porque el fluido de fracturación comprende adicionalmente material particulado de sostén. 74.- El método de conformidad con la reivindicación 73, caracterizado porque el material particulado de sostén comprende arena, bauxita, cascaras de nuez envueltas en resina; materiales de cerámica; materiales de vidrio; materiales poliméricos; materiales resinosos; materiales de Teflón®, cascaras de nuez, cascaras de semillas, huesos de frutos; madera procesada; material particulado compuesto preparado a partir de un aglutinante y material particulado de relleno tal como sílice, alúmina, carbón pirógeno, carbón negro, grafito, mica, dióxido de titanio, metasilicato, silicato de calcio, caolín, talco, circonio, boro, cenizas volátiles, microesferas de vidrio hueco, y vidrio sólido; o combinaciones de los mismos. 75.- El método de conformidad con la reivindicación 73, caracterizado porque el material particulado de sostén tiene un tamaño de partícula en el intervalo desde aproximadamente 2 a aproximadamente 400 mallas, U.S. Sieve Series .