ADITIVO DE PÉRDIDA DE FLUIDO PARA UNA LIMPIEZA DE FRACTURA MEJORADA Campo de la Invención La invención se relaciona a la recuperación de petróleo y gas desde pozos, más particularmente a la fracturación hidráulica usando un diseño del trabajo que toma en cuenta la formación de la torta de filtrado en la fractura, y mejorado así la limpieza de la fractura por medio de la colocación de un rompedor de viscosidad adyacente a la fractura en donde el polímero es concentrado durante la fuga, La invención se relaciona también a un aditivo de pérdida de fluido en un fluido de fracturación hidráulica que consiste de un rompedor de viscosidad retardado que puede ser depositado en un torta de filtrado en la superficie de fractura. Antecedentes de la Invención En aquellas operaciones de campo petrolero tales como la fracturación hidráulica, los viscosificadores tales como los sistemas polímeros son usados comúnmente en los fluidos portadores. Un aditivo de pérdida de fluido (FLA, por sus siglas en Inglés), es usado a menudo con esos fluidos portadores para inhibir la pérdida de fluido excesiva del fluido portador. El FLA ayuda a formar una torta de filtrado sobre la superficie de la formación. En una operación de fracturación, la eficiencia del fiuido está relacionada directamente a la cantidad de pérdida de fluido. Un fluido de alta eficiencia minimiza la cantidad de fluido necesaria para generar una longitud de fractura dada y limita la cantidad de torta de filtrado que es generada. Los FLAs pueden ser usados para disminuir la pérdida de fluido y aumentar la eficiencia del mismo. La torta de filtrado formada por el FLA reduce la
permeabilidad en la interfaz fluido-roca. El FLA convencional usualmente consiste de partículas finas, tales como harina de mica o silice con una amplia distribución de tamaños de partículas diseñados para taponar efectivamente las gargantas de los poros de la matriz de la roca. Los almidones u otros polímeros pueden ser agregados para ayudar a rellenar los espacios y reducir aún más el flujo. El FLA es eyectado usualmente dentro de la fractura con el volumen de la almohadilla inicial usado para comenzar la fracturación hidráulica. Después que la almohadilla es inyectada, la mezcla pastosa propulsora, que también puede contener el FLA, es bombeada dentro de la fractura en varias etapas dependiendo en el diseño del trabajo. El propulsor está diseñado para mantener abierta la fractura y permitir que el fluido del reservorio fluya a través del paquete de propulsión. La mezcla pastosa propulsora incluye generalmente un fluido portador viscoso para evitar que el propulsor se salga prematuramente de la mezcla pastosa. Después que el propulsor ha sido colocado en la fractura, la presión es liberada y la fractura se cierra sobre el propulsor. Sin embargo, es necesario remover o romper tanto el viscosificador en el fluido portador como la torta de filtrado (que puede contener también polímero viscosificador) de manera tal que los fluidos del reservorio puedan fluir a continuación dentro de la fractura y a través del paquete propulsor hacia la perforación del pozo y la hilera de producción. El diseño de fractura convencional es bien conocido en la técnica. Ver, e.g., la Patente E.U.A. No. 5.103.905, Método para Optimizar la Conductividad de una Formación Fracturada por Propulsor, cedida a Schlumberger.
Los temas relacionados a la limpieza de la fractura están bien reconocidos i en la literatura. Aunque otros sistemas, tales como los surfactantes viscoelásticos, aceite en gel, agua de mineral pulverizado, etc., son usados, la mayoría de los fluidos usados para crear la fractura y transportar los propulsores son a base de polímero. En la mayoría de los reservorios con baja permeabilidad, los concentrados polímeros como fluidos portadores se fugan fuera durante el proceso de fracturación. El concentrado de polímero pone en peligro el flujo de fluido en la fractura y a menudo resulta en fracturas de bajo rendimiento. Los remedios típicos incluyen del uso de rompedores, incluyendo los rompedores encapsulados que permite un aumento significativo del cargamento de rompedor. El rompedor es agregado afluido/mezcla pastosa y se intenta que reduzca la viscosidad del fluido portador a base de polímeros y facilite la limpieza de la fractura. A pesar la alta carga de rompedor, la permeabilidad retenida del paquete propulsor es aún solamente una fracción de la permeabilidad inicial y esta ha sido la situación aceptada en la industria. Los estudios recientes en la materia de limpieza de la fractura realizados por los solicitantes han destacado los problemas de la concentración del polímero y el papel jugado por la torta de filtrado. Contrario a la teoría prevaleciente y a la práctica aceptada por la industria de modelar la concentración del polímero como un promedio que involucra todo el fluido bombeado, los solicitantes han descubierto que la torta de filtrado puede ser el medio principal y único en donde se lleva a cabo un concentración del polímero significativa. La invención discute un nuevo enfoque y método que puede tomar ventaja de este descubrimiento para
mejorar significativamente la limpieza de los tratamientos de fracturación hidráulica. Las Patentes E.U.A. Nos. 4.848.467 y 4.961.466 discuten el uso del ácido hidroxiacético y los productos de condensación similares que se degradan naturalmente a temperatura de reservorio para liberar ácido que puede ser un rompedor para algunos polímeros bajo algunas condiciones y que ofrecen control de pérdida de fluido. La Patente E.U.A. No. 3.960.736 (Oree) discute el uso de esteres para ofrecer un ácido retardado que romperá el fluido por medio del ataque del l ¡ polímero y los entrecruces de borato. Similarmente, los mecanismos de generación de ácido son empleados en las Patentes E.U.A. Nos. 4.387.769 y 4.526.695 (Erbstoesser), que sugiere el uso de un éster polímero. La Patente E.U.A. No. 3.868.998 (Lyberger) menciona también la generación de ácido. El uso de un material poliéster hidrolizable para usar como un FLA para el control de la pérdida de fluido también ha sido propuesto previamente; además, se ha demostrado que los productos de degradación de tales materiales causan una rompedura demorada de los fluidos de fracturación. La Patente E.U.A. No. 4J15.967 revela el uso de ácido poliglicólico (PGA, por sus siglas en Inglés) como un aditivo de pérdida de fluido para reducir temporalmente la permeabilidad de una formación. El documento SPE 18211 revela el uso del PGA como un aditivo de pérdida de fluido y rompedor de gel para los fluidos de guar hidroxipropilo entrecruzados. La Patente E.U.A. No. 6.509.301 describe el uso de compuestos de formación de ácido tal como PGA como rompedores retardados de los fluidos
de vesícula basados en surfactante, tales como aquéllos formados de la lecitina de material zwitteriónico. El pH preferido de estos fluidos viscosos es sobre 6,5, más
Preferiblemente entre 7,5 y 9,5. A un pH más bajo obtenido después de la avivación del rompedor retardado, la viscosidad disminuye. Estas referencias dependen del ácido como el rompedor, que tiene generalmente una actividad relativamente baja, pero los rompedores oxidativos son mucho más efectivos y se han convertido en los estándares de la industria para la remoción del daño polímero. En adición, aunque el bajo pH puede romper los entrecruces de borato, es menos efectivo para el rompimiento que los gels de entrecruces de circonio y titanio. De hecho algunos sistemas gel que emplean circonio o titanio están diseñados para ser viscosificadores efectivos a un pH bajo.
Los rompedores encapsulados basados en oxidantes y/o enzimas son bien conocidos en los sistemas de fracturación. Típicamente, en la técnica anterior los rompedores encapsulados eran inyectados con el propulsor en el fluido portador. Las cápsulas de rompedor son generalmente del mismo tamaño de las partículas propulsoras, para facilitar la distribución del paquete propulsor y promover la ruptura cuando la fractura es cerrada para liberar el rompedor para que reaccione con el viscosificador y reducir la viscosidad del fluido portador para restaurar la permeabilidad del paquete propulsor. Los problemas principales con los rompedores encapsulados convencionales son muchos. Primero, el proceso de encapsulado pudiera dejar fisuras y grietas en el revestimiento, lo que permitiría la fuga del rompedor y la reacción prematura. Esto es en gran parte una falsedad porque los experimentos han demostrado que la presión creciente cerrará estas
grietas y limitará las fugas. También, la fuga puede ser controlada por medio del incremento del espesor del revestimiento. El segundo problema es que la cantidad de rompedor encapsulado es pequeña comparada al volumen del paquete propulsor. Puesto que la reacción del rompedor con el polímero es relativamente rápida, el polímero cerca de la partícula de rompedor es degradado, pero la mayoría del polímero no es contactada de un todo por el rompedor. Así. La limpieza está limitada por la economía que limita la carga de rompedor. Tercero, tal como se discute en detalle más adelante, los solicitantes hemos hallado que el rompedor es necesario mayormente en o cerca de la torta de filtrado. Este descubrimiento es nuevo para la industria, en donde la sabiduría prevaleciente sugiere que la concentración del polímero aumenta uniformemente en el fluido a través de toda la fractura tal como ha sido calculada hasta ahora por medio del modelos de fracturación conocidos comúnmente. Cuarto, la tradición dicta que la mayor parte del rompedor es agregada hacia el final del tratamiento. Tradicionalmente, el rompedor ha estado más concentrado en el extremo posterior del ciclo de bombeado del propulsor en la teoría que es más importante reducir la viscosidad del fluido portador más cercano a la perforación del pozo. Más recientemente ha sido propuesta alternativamente la inclusión del propulsor encapsulado a una concentración más alta en las etapas tempranas de la inyección de propulsor para obtener un gradiente de viscosidad tal que la viscosidad del fluido portador esté a un mínimo en la punta de la fractura alejada de la perforación del pozo y aumentar a medida que se acerca a la perforación del pozo. La Patente E.U.A. No. 6.192.985 (Níkel, et al.) revela programaciones de
l
J rompedor tales que el fluido cerca de la punta de la fractura se rompe primero creando un gradiente de viscosidad que causa que el fluido residente en la punta se mueva hacia la perforación del pozo en donde es removido más fácilmente. El rompedor es concentrado en las etapas tempranas de bombeado del propulsor con relación a las etapas sucesivas y posteriores de manera tal que el fluido más alejado de la perforación del pozo se rompe más rápido que el fluido cerca de la perforación del pozo, para establecer un gradiente de viscosidad. También puede ser usado gas para espumar el fluido en las etapas tempranas de bombeado para inducir un gradiente de viscosidad, y puede ser usado material fibroso en las etapas tardías de bombeado para estabilizar el paquete propulsor a medida que el fluido energizado cerca de la punta se cuela a través de la región más cerca de la perforación del pozo. Tal como se usa aquí, el término "rompedor" se refiere a una mitad química o juego de mitades cuya función principal es "romper" o reducir la viscosidad de la matriz portadora del propulsor. Típicamente, aunque no siempre, esto ocurre por medio de reacción oxidativa. De acuerdo a la práctica convencional, la escogencia del rompedor depende de la temperatura. Rompedores de ejemplo incluyen: bromato, persulfato, enzimas, ácidos (e.g., ácido fumárico y nítrico), y peróxido orgánico. Tal como se mencionó anteriormente, los rompedores convencionales son encapsulados comúnmente para demorar o retardar sus efectos. Ver, e.g., la
Patente E.U.A. No. 4.741.401 , Método para el Tratamiento de las Formaciones
Subterráneas, cedida a Schiumberger (revelando selectivamente rompedores encapsulados permeables que se abren a la intrusión de fluido). Ver también, e.g.,
la Patente E.U.A. No. 4.506.734, Sistema Rompedor de Fluido de Fracturación
Que Es Activado por medio del Cierre de la Fractura, cedida a The Standard Oil
Company y licenciada a Schiumberger (revelado rompedores encapsulados que se abren debido a la presión creada por medio del cierre de la fractura). También son conocidos métodos electromecánicos para el rompimiento de los fluidos de fracturación. Ver, e.g., la Patente E.U.A. No. 4J01.247, Métodos
Electromecánicos para Romper Fluidos de Alta Viscosidad, cedida a
Schiumberger. En adición, los "auxiliares de rompimiento" a menudo son usados en conjunto con rompedores para promover la actividad rompedora. Los auxiliares de rompimiento están revelados en, e.g., la Patente E.U.A. No. 4.9669.526, Sistema
Rompedor de No Interferencia para los Fluidos de Fracturación Entrecruzados
Retardados a Baja Temperatura, cedida a Schiumberger (revelando y reivindicando la trietanolamina); y, la Patente E.U.A. No. 4.250.044. Similarmente, los "agentes retardadores" (o materiales diseñados para inhibir el entrecruce) son operables en conjunto coOn la presente invención. Ver, e.g., la Patente E.U.A. No.
4J02.848, Control del Régimen de la Reacción de Entrecruce Usando Agente de
Entrecruce Quelado Organocirconato y Agente de Retardo de Aldehido, cedida a
Schiumberger (revelando y reivindicando los aldehidos). El ion de cobre, ion de plata, o los similares son conocidos que funcionan como catalizadores en conjunto con un rompedor químico, oxígeno disuelto, u otra fuente oxidante, acelerando la actividad del rompedor. En adición, las diferentes matrices que transportan propulsor pueden ser usadas con tipos diferentes de rompedores, e.g., inyectando
en una primera etapa un fluido menos viscoso y/o menos denso seguido por los fluidos de menor movilidad. Ver. E.g., la Patente E.U.A. No. 5.036.919, Fracturación Con Múltiples Fluidos Para Mejoras La Conductividad de la Fractura, cedida a Schiumberger. La patente '919 revela, por ejemplo, el bombeado de fluido de circonato entrecruzado seguido por un fluido de borato entrecruzado. De aquí, es conocido el uso de fluidos diferentes en las diferentes etapas del tratamiento. Tal como se usa aquí, el término "actividad", tal como "rompedor de alta actividad" se refiere a la habilidad para romper (reducir la viscosidad) de la matriz portadora del propulsor. De aquí, la actividad es una función de química, concentración, y/o temperatura. Por ejemplo, el bromato tiene una actividad diferente al persulfato; de manera similar, una concentración más alta de bromato tiene una actividad mayor que una baja concentración dei bromato. En adición, la actividad puede ser modulada por medio del encapsulado del rompedor (e.g., la patente 734). Otras referencias que pueden ser pertinentes a la presente invención incluyen las US2004/ 0216876; US2005/0034865; y US6394185. Compendio de la Invención La presente invención se aprovecha del descubrimiento de que el polímero puede concentrarse en la torta de filtrado mientras que el resto del fluido permanece por largo tiempo en la concentración del polímero inicial y no crea ningún gradiente de inicio de flujo significativo. Por medio ¡del reconocimiento que la torta de filtrado puede invadir el paquete propulsor y ahogar el flujo de fluido, el
tratamiento de la fractura puede ser diseñado de manera tal que el espesor del paquete propulsor es para la mayor parte, y preferiblemente, mayor que el espesor acumulativo de la torta de filtrado, incluyendo el polímero concentrado adyacente a la cara de la fractura. A mayor abundancia, el rompedor puede ser depositado preferiblemente en donde el polímero es más concentrado, e.g., en la torta de filtrado o de otra manera adyacente a la cara de la fractura. Los solicitantes han hallado que el polímero se concentra en la superficie de la roca y que el polímero puede ser considerado con cualesquiera partículas de aditivo de pérdida de fluido (FLA) como una parte de la torta de filtrado. La presente invención puede modificar el rompedor y el diseño de trabajo de fractura para colocar un rompedor retardado de alta actividad, en donde se concentra el polímero, e.g., adyacente a la torta de filtrado. Tal como se usa aquí, las expresiones "adyacente" o "adyacente a" en referencia la torta de filtrado abarca la colocación selectiva de rompedor en la torta de filtrado, cerca de la torta de filtrado, o en ambas en o cerca de la torta de filtrado de manera tal que el rompedor sea activado preferiblemente en donde la concentración del polímero sea más grande. Esta invención provee un FLA que contiene un sistema rompedor que puede ser depositado adyacente a la torta de filtrado. La presente invención provee también un método de fracturación en donde es colocado un rompedor retardado de alta actividad adyacente a la torta de filtrado para mejorar la limpieza de la fractura. La presente invención provee también un FLA que consiste de un rompedor retardado de alta actividad, y un rompedor encapsulado que puede ser usado como un FLA. Además, en los sistemas en donde el polímero puede
contribuir a la formación de la torta de filtrado, la presente invención puede proveer un método de diseño de fracturación para facilitar la formación de un ancho de fractura propulsado que es relativamente más grande que el espesor acumulativo de la torta de filtrado. En una forma de realización, la presente invención provee un método de fracturación hidráulica que incluye el diseño de un trabajo de fractura para tomar en cuenta el espesor de la torta de filtrado y, luego seguir una programación de bombeado de fluido para establecer un ancho de fractura propulsado efectivamente más grande que el espesor acumulativo de la torta de filtrado. Mediante el uso de un modelo de diseño modificado para calcular el espesor de la torta de filtrado, por ejemplo, la formación subterránea puede ser fracturada hidráulicamente de una manera que el paquete propulsor facilite un gradiente de inicio de bajo flujo, preferiblemente de menos de 0,045 MPa/m. Este modelo está particularmente bien adecuado para trabajo de fractura en donde el polímero pueda concentrarse adyacente a la cara de la formación y contribuir a la formación de la torta de filtrado, y/o en donde la torta de filtrado pueda por el contrario ser más gruesa que el tamaño individual de las partículas de propulsor. En contraste con modelos de la técnica anterior que calculan una concentración promedio del polímero en base a todo el volumen entre las caras de la fractura y/o asume que el polímero se concentra uniformemente en todas partes dentro de la fractura, el modelo de diseño puede estimar el espesor de la torta de filtrado y compararlo al ancho de la fractura propulsado para permitir al ingeniero del diseño variar los parámetros del diseño para optimizar mejor el tratamiento, e.g., asegurar que el
ancho de la fractura propulsado es mayor que el espesor acumulativo de la torta de filtrado en ambas caras de la fractura. En una forma de realización, uno o más de los fluidos inyectados, e.g., pre-almohadilla, almohadilla, primeras etapas del propulsor, últimas etapas del propulsor, etc., o cualquier combinación, puede incluiq un rompedor para la reacción demorada con el polímero. La programación del bombeado puede ser diseñada de manera tal que el rompedor sea depositadoj adyacente a la torta de filtrado en el punto apropiado en la inyección de fluido. En una forma de realización, el rompedor puede consistir de un aditivo de pérdida de fluido en una i etapa de almohadilla o pre-almohadilla. Por ejemplo, el agente de pérdida de fluido puede ser en la forma de un rompedor de oxidación revestido con un material que se hidroliza para liberar un ácido. El polímero puede serl un gel entrecruzado de titanio o circonio u otro sistema que sea operable a bajo pH y/o resistente al rompimiento por ácido. En otra forma de realización, la invención provee una composición de rompedor retardado que puede incluir un fluido viscosificado con un polímero y un aditivo de pérdida de fluido disperso en el mismo que consiste de un rompedor retardado seleccionado de un rompedor encapsulado en un encapsulador no hidrolizable y un rompedor revestido con un material que se hidroliza, preferiblemente un material que se hidroliza para liberar un ácido. El rompedor retardado puede estar encapsulado en un encapsulador no hidrolizable en una forma de realización, o en otra forma de realización puede estar revestido con un material que se hidroliza para liberar un ácido. El material de revestimiento pOuede
ser seleccionado del grupo que consiste de láctidos, glicólidos, ácidos polilácticos, ácidos poliglicólicos, copolímeros de ácidos polilácticos y ácidos poliglicólicos, copolímeros de ácido glicólico con otro hidroxi-, ácido carboxílico-, o mitades que contengan ácido hidroxicarboxílico, copolímeros de ácido láctico con otro hidroxi-, ácido carboxílico-, o mitades que contengan ácido hidroxicarboxílico, mezclas de los mismos, y los similares. El rompedor retardado en la composición puede ser cualquier rompedor de alta actividad. El rompedor puede tener un tamaño de partícula inferior a 100 micrones para facilitar la función de la pérdida de fluido. La composición puede incluir opcionalmente un propulsor que puede tener un tamaño de partícula relativamente más grande. En otra forma de realización, la invención provee un método para el tratamiento de una formación subterránea que puede incluir la inyección de la composición ya descrita dentro de la formación a una presión suficiente para crear una fractura, y formar una torta de filtrado que consiste del rompedor retardado adyacente a las caras de la fractura. Una o más de la etapas de fluido víscosificado por polímero puede incluir propulsor, por lo que siguiente a la inyección el polímero es concentrado adyacente a la torta de filtrado, y el rompedor puede reducir eficientemente la viscosidad en la torta de filtrado en donde es polímero está concentrado. En otra forma de realización, la presente invención provee un método para la fracturación hidráulica de una formación subterránea que puede incluir la inyección de un volumen de almohadilla y mezcla pastosa de propulsor a través de
una perforación del pozo dentro de una fractura en la formación de acuerdo a la programación de bombeado en donde (1 ) una torta de filtrado que consiste de partículas de rompedor como aditivo de pérdida de fluido es formada en la fractura, (2) el polímero es concentrado adyacente a la torta de filtrado, y (3) a continuación del rompedor es activado para reducir el peso molecular del polímero concentrado para permitir el flujo de fluido a través de un ¡paquete propulsor en la fractura. El espesor de la torta de filtrado y del polímero concentrado sobre cada cara de la fractura puede ser menor que la mitad del acho de la fractura. En otra forma de realización, se provee un método para la fracturación hidráulica de una formación subterránea que puede incluir la inyección de un volumen de almohadilla y mezcla pastosa de propulsor a través de una perforación del pozo dentro de una fractura en la formación de acuerdo a la programación de bombeado en donde una torta de filtrado que consiste de partículas de rompedor como aditivo de pérdida de fluido y polímero concentrado es formada en la fractura, y a continuación del rompedor es activado para reducir el peso molecular del polímero concentrado e iniciar el flujo de fluido a través de un paquete propulsor en la fractura. La torta de filtrado sobre las superficies opuestas de la fractura después del cierre pueden estar separadas por una capa continua de propulsor y fluido de la mezcla pastosa intersticial, y el paquete propulsor puede tener un bajo gradiente de inicio de flujo, e.g., menos de aproximadamente 0,045 MPa/m. Breve Descripción de los Dibujos La Figura 1 es un esquema de aparato de gradiente de inicio de flujo (FIG,
por sus siglas en Inglés), usado en los ejemplos que siguen. La Figura 2 resume los resultados de las pruebas de la concentración del polímero que usa la celda de conductividad de la fractura de la Figura 1. La Figura 3 muestra el gradiente de inicio de flujo (FIG) versus la concentración promedio final del polímero y resume los experimentos en los que el factor de concentración del polímero y el ancho de la fractura fueron variados y medio del gradiente de inicio de flujo para los casos diferentes con o sin rompedor soluble a una concentración de 0,479 g/L (4 Ibs. /1000 gal). La Figura 4 es un esquema del modelo conceptual para el efecto de la torta de filtrado de acuerdo a formas de realización seleccionadas de la presente invención. Descripción Detallada de las Formas de Realización de la Invención La presente invención provee un método para el diseño de un tratamiento de fractura en donde el ancho de la fractura propulsada es mantenido efectivamente más grande que el espesor acumulativo de la torta de filtrado. Esto puede ser logrado usando un modelo de diseño de fractura modificado especialmente para calcular el espesor de la torta de filtrado como lo opuesto al cálculo de una concentración promedio de propulsor tal como es hecho típicamente en la industria. Los modelos de diseño comercialmente disponibles pueden ser modificados dentro del alcance de la invención para seleccionar los valores apropiados de los parámetros necesarios que incluyen simuladores, tales como simuladores de fracturación, tal como, por ejemplo, el simulador de fracturación comercialmente disponible bajo la designación de marca FracCADE
de Schiumberger Technology Corporation, Sugar Land, Texas, E.U.A., para lograr los objetivos de la invención. El simulador de fractura puede ser empleado para diseñar un tratamiento de fractura en el cual la torta de filtrado está limitada en su espesor a menos de la mitad del ancho de la fractura disponible sobre una mayoría de la longitud de la fractura. Un variable principal parta lograr esta meta de diseño es la carga de propulsor en la mezcla pastosa de propulsor, que puede ser hecha generalmente tal alta como sea posible pero ciertamente mayor de 719,0 g/L (6 Ibs por galón).
Generalmente, el máximo nivel de carga de propulsor está limitado por asuntos de transporte y está cerca de 3000 g/L (25 Ibs. por galón). Los valores reales requeridos pueden depender de cada caso individual. Generalmente son deseadas las cargas de propulsor en la fractura de más de 9,76 kg/m2 (2 Ibs/pie2) para un diseño apropiado. Una segunda variable importante para prevenir los ocultamíentos y maximizar la carga de propulsor es la programación del propulsor, que incluye el régimen de flujo de fluido limpio y propulsor. Una tercera variable necesaria es una viscosidad de fluido que pueda ser suficiente para generar la fractura y evitar el asentamiento indebido del propulsor dentro de la fractura durante la propagación de la misma. Generalmente la concentración del polímero es reducida hasta un punto de manera tal de prevenir daños al paquete propulsor, pero mantiene la suficiente viscosidad para abrir la fractura y transportar el propulsor. Ya que la presente invención puede proveer una mejor limpieza de la fractura, la concentración de polímero más alta puede ser utilizada para facilitar una meta principal de carga más alta de propulsor en la
fractura. Las concentraciones de polímero preferidas pueden variar con la temperatura, el sistema de fluido, la profundidad de la formación y las propiedades y la carga del propulsor, pero ejemplos no limitantes pueden incluir 1 ,2 hasta 9,6 g/L (10 hasta 80 Ibs de polímero por 1000 galones) y más preferiblemente 1 ,8 hasta 4,8 g/L (15 hasta 40 Ibs de polímero por 1000 galones). Los polímeros típicos pueden incluir a las galactomannans tales como guar, derivados de guar tal como guar hidroxipropilo, guar g/L (10 hasta 80 Ibs de polímero por 100 galones), carboximetilo, guar carboximetilhidroxipropilo, galactomannans modificadas de manera hidrófoba, goma xanthan, hidroxietilcelulosa, y los similares. Los polímeros pueden ser entrecruzados opcionalmente con iones de metal tales como borato, circonio o titanio, incluyendo metales complejados, y así sucesivamente. Otros aditivos usados frecuentemente incluyen los surfactantes, estabilizares térmicos, rompedores convencionales y auxiliares de rompedor, agentes antiespumantes, compensadores de pH, inhibidores de escamas, agentes de control de agua y aditivos de limpieza, y los similares. La invención también provee un método en un sistema de fracturación en donde, después del tratamiento, hay una concentración de viscosíficador diferencial en la fractura. El trabajo de fracturación puede ser diseñado para entregar una alta carga de rompedor dentro de la factura en donde el viscosificador es concentrado desproporcionadamente y una carga de rompedor disminuida en donde el viscosificador está menos concentrado. El sistema de fracturacíón como aquéllos que emplean fluidos portadores a base de polímeros en donde ahora ha sido encontrado que la torta de filtrado es la zona principal de
concentración del viscosificador, el rompedor puede estar incluido como aditivo de pérdida de fluido (FLA) para ser depositado en la torta de filtrado. Una opción importante es que un aditivo simple puede servir como FLA y rompedor, i.e. como el único FLA y el único rompedor. Cuando el rompedor es activado después de un retardo apropiado para permitir la colocación apropiada del propulsor dentro de la fractura, el mismo reduce la viscosidad y la tensión de producción en donde el fluido portador que permanece en el paquete propulsor contiene la mayor parte del polímero, e.g., adyacente a la torta de filtrado, y puede conducir así a una limpieza mejorada del paquete propulsor. El rompedor colocado o encapsulado de manera convencional puede ser incluido opcionalmente. La cantidad de rompedor requerida puede depender del espesor de la torta de filtrado con relación al ancho de la fractura. A medida que la torta de filtrado se convierta en dominante, puede ser requerido más rompedor. No toda la torta de filtrado necesita ser partida; puede ser necesario el crear múltiples trayectorias a través de la torta de filtrado a lo largo de la longitud de la fractura que pueda permitir el flujo relativamente libre de los fluidos desde el reservorio dentro del paquete propulsor. Aunque unas pocas de estas trayectorias pueden ser creadas sin la ayuda de rompedores, el uso juicioso de éstos últimos puede mejorar grandemente el número y capacidad de flujo de estas trayectorias. Las programaciones de rompedor pueden incluir cargas más altas del rompedor FLA en las etapas de pre-almohadilla y/o almohadilla, en donde la torta de filtrado es establecida primero, que en la etapas subsiguientes de ¡propulsor en donde es formada menos torta de filtrado. Los niveles deseados de rompedor pueden ser
tti
1 ,2 hasta 4,8 g/L (10 hasta 40 libras por 1000 galones) en las etapas de pre-almohadilla, y 0,12 hasta 2,4 g/L (20 libras por 1000 galones) en las etapas de propulsor. Pueden ser usado más rompedor FLA o partículas FLA inertes (no rompedoras) cuando sea requerido un mayor control de pérdida de fluido adicional. Deseablemente, el diseño de trabajo puede estar basado en los datos experimentales y de validación de campo disponibles ¡(ver los ejemplos más adelante), y más deseablemente, el modelo de diseño de trabajo puede ser usado para calcula la cantidad de FLA- rompedor que es depositada. Típicamente, los rompedores encapsulados convencionales (no FLA) pueden ser usados también tanto en la etapas de almohadilla como propulsor. Si se desea, puede ser usado un rompedor disoluble en las últimas etapas para lograr un rompimiento más rápido del fluido portador cerca de la perforación del pozo. Cuando el ocultamiento prematuro y la reducción correspondiente de la fractura que se puede lograr son indeseables, los aditivos ¡de pérdida de fluido tal como se enseña aquí pueden ser usados para limitar la ocurrencia del ocultamiento y para aumentar la eficiencia del fluido. La cantidad de FLA-rompedor puede ser proporcional la cantidad de torta de filtrado generada, e.g. tal como es demostrado por medio de un simulador de fractura o en base a datos experimentales. Los alcances típicos del FLA-rompedor pueden ser 0,03 hasta 4,8 g/L (0,25 hasta 40 libras por 1000 galones), y más típicamente, 0,12 hasta 1 ,2 g/L
(1 hasta 10 libras por 1000 galones). Aquellos peritos en la^ materia pueden usar el simulador y ajustar las cargas de propulsor, los volúmenes de etapa y las propiedades de fluido para asegurar que el ancho* final propulsado es
efectivamente más grande que el espesor de la torta de filtrado. En otro aspecto, la invención provee un rompedor encapsulado u otro rompedor retardado que tiene las características de un aditivo de pérdida de fluido
(FLA) durante el tratamiento, e.g. en la almohadilla, y el fluido portador, y después del cierre de la bomba y/o cierre de la fractura, libera o activa el rompedor en la cercanía de la torta de filtrado de manera preferida dentro de la torta de filtrado. Antes del cierre o apagado de la bomba, el encapsulado u otro mecanismo de demora inhibe significativamente la pérdida de actividad del rompedor y, en consecuencia, hace que el rompimiento del polímero u otro viscosificador sea una reacción retardada. Típicamente, el rompedor retardado puede tener un tamaño de partícula de memos de 10 mesh (150 micrones), en algunas formas de realización entre 150 y 325 mesh (aproximadamente 40 a 100 micrones), y en otras formas de realización menos de 325 mesh (aproximadamente 40 micrones, según sea necesario para ser un aditivo de pérdida de fluido eficiente para la formación. En general, los rompedores de tamaños más grandes son usados para tratar las formaciones de alta permeabilidad y las formaciones con fisuras naturales, mientras que los tamaños más pequeños son usados con las formaciones de baja permeabilidad. A menudo es apropiado usar una mezcla de partículas de tamaños diferentes, por ejemplo una distribución bi-modal. El rompedor retardado es usado en cantidades suficientes para impactar la tensión de producción de la torta de filtrado y su viscosidad. La tensión de producción es mantenida por medio de una presión de iniciación o gradiente de presión para iniciar el flujo. Por debajo de este dintel, el
polímero no se moverá y, a ó por sobre este gradiente, comienza el flujo. El FLA-rompedor combinado puede ser usado en conjunto con otros materiales para ayudar en la pérdida de fluido, tales como harina de sílice, mica, o polímeros tales como almidón o guar, siempre que el material adicional está por lo menos parcialmente degradado después del cierre, o está presente una pequeña cantidad suficiente que no dañe seriamente la eficacia del tratamiento. La torta de filtrado no necesita ser partida totalmente; es suficiente que solamente ocurra suficiente rompimiento de manera tal de reducir el FIG tal como está mostrado en los datos experimentales y para facilitar el flujo de los fluidos desde el reservorio dentro de la fractura propulsada sin restricción significante. En general, el flujo a través de toda la fractura propulsada paralela al plano de la fractura puede s más importante que la completa eliminación del daño de la formación a través de la cara de la misma. La invención tiene ventajas dobles. Las partículas de rompedor retardado pueden servir primero como aditivo d pérdida de fluido para ayudar a minimizar la cantidad de fluido portador usada, lo que significa menor concentración del polímero durante el tratamiento. Entonces, el rompedor-FLA puede servir como un mecanismo de entrega para la activación demorada del rompedor de alta actividad directamente en donde sea más necesario, i.e. en el polímero concentrado en o cerca de la torta de filtrado. La presente invención puede emplear rompedores encapsulados o de otra manera retardados de tamaño suficientemente pequeño que reemplace todo o una porción en el FLA. Después del cierre de la fractura, en una forma de realización,
la tensión creciente rompe el encapsulado y libera el rompedor. El rompedor puede entonces reaccionar rápidamente con el polímero adyacente a la torta de filtrado, causando la escisión de la cadena del polímero y reducciones en el peso molecular. Cuando la tensión de ruptura del rompedor-FGLA no es práctica, por ejemplo en algunas formaciones en donde el tamaño de las partículas de rompedor-FLA es pequeño con relación al tamaño de poro de la formación rocosa y/o el diseño de trabajo dicta que el propulsor sea substancialmente más grande que las partículas FLA, el rompedor puede ser encapsulado con un material que resulte en un brote por presión osmótica, que facilite la ruptura electroquímica, que se disuelva de manera controlada en condiciones de tratamiento, o lo similar. Por ejemplo, la temperatura de la formación y los cambios del pH del fluido pueden ser usados para iniciar la reacción rompedor-polímero adyacente a la torta de filtrado después del cierre del bombeado. Pueden ser empleados varios químicos como rompedores en la presente invención, incluyendo sodio soluble acuoso, persulfatos de amoníaco o de potasio, bromatos, hipocloritos, cloritos, peróxidos, y los similares. Los rompedores menos solubles pueden contener calcio o magnesio como el contra-ion y así lograr una demora. La temperatura a la cual estos químicos se convierten en reactivos varía, SINDO efectivos los persulfatos, por ejemplo, desde aproximadamente 52°C (125°F) o más alta. A temperaturas más altas, los persulfatos son demasiado reactivos y degradarán prematuramente el fluido a base de polímero. La encapsulación es una técnica para prevenir esta reacción por medio de la separación física de los reactivos. En una forma de realización particularmente
preferida, un rompedor de alta actividad tal como el persulfato puede ser encapsulado ácido poliglicólico (PGA, por sus siglas en Inglés), ácido poliláctico (PLA, por sus siglas en Inglés), u otro poliéster de lento hidrolizado que forme ácido y disminuya el pH en las condiciones de la formación, (tal como está descrito en la Publicación de la Solicitud de Patente E.U.A. No. 2004/0152601 , "Generando Acido Orificio Abajo en la Fracturación Acida," Dismuke et al., para prevenir la pérdida de viscosidad prematura. Estos revestimientos de formación de ácido no son considerados por sí mismos como rompedores de alta actividad en el contexto de esta invención, pero pueden proveer un material de lencapsulación de auto-destrucción y ayudar o facilitar la ruptura del viscosificador para la limpieza de la fractura cuando son usados en conjunto con un rompedor de alta actividad encapsulado Son conocidas varias técnicas para la encapsulación que pueden ser usadas para la manufactura del FLA-rompedor dimensionado en la presente invención. La Patente E.U.A. No. 4.506.734 (Estándar Oil Co.) revela un rompedor con cuentas huecas que son molidas. La Patente E.U.A. No. 4.741.401 (Dow Chemical Co.) revela cápsulas con rompedor que se rompen bajo la influencia de un fluido que puede pernear el revestimiento. La Patente E.U.A. No. 4.919.209 I (Dowell Schiumberger) revela cápsulas con rompedor disuelto en un fluido. La Patente E.U.A. No. 5.164.099 (Western Co.) revela la difusión del rompedor a través de una cápsula de membrana que contiene rompedor. La Patente E.U.A. No. 5.413.178 (Halliburton) revela un rompedor inactivo (a la temperatura de uso) que es activado por un segundo catalizador. También, el rompedor puede estar
desplegado en una mezcla pastosa o emulsión de aceite tal como diesel que se sabe que es un buen aditivo de control de pérdida de fluido y, así, colocar el ¡ I mismo a lo largo de la cara de la roca en donde puede ser liberado a medida que el aceite se disipa. Otros métodos para la encapsulación del rompedor pueden incluir: (1 ) revestimiento pulverizado por medio de la pulverización de una un fundido o solución de material de encapsulación dentro de un lecho fluido de partículas de rompedor; (2) pulverizar el rompedor con una cera de un punto de fusión dado comedido con la temperatura del reservorio; (3) pellatízar el rompedor con un aglutinante que se rompa separadazo y libere el rompedor; (4) un revestimiento de lecho fluidizado tal como el proceso Glatt con la modificación apropiada para obtener el tamaño de partícula deseado; y (5) revestimiento de olla en donde el rompedor es sumergido en una solución en la cual el polímero u otro material de encapsulación está disuelto (y el rompedor es insoluble) y luego secado para formar una película o revestimiento sobre las partículas de rompedor. Además, los rompedores, los métodos de demora del rompedor, y los auxiliares de rompedor citados en la sección de antecedentes de la especificación anterior pueden ser usados en la invención. La invención puede colocar el rompedor adyacente a la torta de filtrado en donde el mismo es más efectivo y más necesario. Esto mejora la economía mejorando la eficiencia del contacto del polímero concentrado. Por medio de la limitación de la pérdida de fluido, la invención mejora la eficiencia del fluido y reduce los costos del fluido así como también los volúmenes requeridos de
rompedor. Otra forma de realización consiste en mezclar un rompedor encapsulado con un FLA conocido para lograr un eficiencia óptima en la pérdida de fluido, que puede requerir una amplia distribución del tamaño de partícula, y para lograr un óptimo rompimiento retardado del polímero localizado en o cerca de la torta de filtrado. Ejemplos Fueron conducidas múltiples corridas usando el equipo de medición del gradiente de inicio de flujo (FIG) para investigar el efecto del rompedor químico de persulfato de amoníaco sobre el guar entrecruzado con borato. El equipo consistió de una celda de conductividad API estándar modificada en la cual fueron colocados un fluido de fracturación y propulsor entre dos losas de roca de reservorio tal como se muestra esquemáticamente en la Figura 1. La roca era piedra arenosa Ohio con una permeabilidad cercana 0,1 mD. En el lado externo de la roca había dos pistones que permitieron que fuera aplicada una tensión de cierre a la roca y al paquete propulsor. Los pistones tenían una trayectoria interna de fluido de manera tal que cualquier fluido que se fugara hacia las lajas desde el paquete era recogido fuera de la celda. Este proceso sirvió para concentrar el fluido de fracturación, ya que solamente la salmuera pasará a través de la apretada matriz de la roca. Típicamente, el proceso de fuga continuó hasta que los pistones se movieron hasta un punto en donde el propulsor soportó la tensión de cierre. El factor de concentración promedio final del polímero en el fluido de fracturación varió desde aproximadamente 3 hasta aproximadamente 25, dependiendo del volumen del fluido colocado en la celda con relación a la cantidad
de propulsor. El propulsor fue cargado en dos concentraciones, 9,76 y 19,52 kg/m2
(2 y 4 Ibs/pie2). Para una corrida típica, una carga de 9,76 kg/m2 (2 Ibs/pie2) de 0,432 hasta
0,838 (20/40 mesh) de arena Ottawa (63 gramos) fue colocada sobre el topo de la laja inferior de arena rocosa dentro de la celda con 10 ml de fluido de fracturación de guar entrecruzado con borato (4,79 g/L) (40 Ibs de guar por 1000 galones de fluido) y el paquete fue nivelado. Aproximadamente 240 mL de fluido adicional entrecruzado con borato fueron agregados sobre el tope del propulsor. La laja superior fue insertada dentro de la celda y el aire fue removido desde debajo de la celda de manera tal que la roca contactó el fluido de fracturación. El pistón superior fue insertado luego y el aparato fue colocado dentro de una prensa hidráulica. La tensión de cierre sobre los pistones fue aumentada a 17,24 MPa
(2500 psi) por sobre 90 minutos y ocurrió la pérdida de fluido. En una corrida, la pérdida de fluido consistió de 220 mL, haciendo el factor de concentración igual a 8,3 (carga de 250 mL dividida entre los restantes 30 mL). Esto significa que la concentración de polímero promedio aumentó de 4J9 g/L (40 Ibs de guar por
1000 galones) hasta aproximadamente 39,53 g/L (330 Ibs de guar por 1000 galones) de fluido. Los solicitantes han encontrado inesperadamente que la concentración del polímero ocurre principalmente en la torta de filtrado mientras que el resto del fluido permanece en o cerca de la concentración original del fluido, tal como está mostrado en la Figura 2. Usando los 4J9 g/L de solución de polímero entrecruzada con borato (40 Ibs de polímero entrecruzado con borato por 1000
galones de fluido), fueron corridos cuatro experimentos a diferentes factores de concentración logrados por medio de la aplicación de varias tensiones de cierre y permitiendo la fuga de agua a través de las placas de roca. El máximo factor de concentración logrado, 12,2, representa un concentración de polímero promedio de 58,46 g/l (488 Ibs de polímero por 1000 galones de fluido). Las muestras tomadas a diferentes factores de concentración calculados a partir de un punto en el paquete propulsor sobre la cara de fondo de la roca (que era casi equidistante desde las dos caras de la roca al final del experimento) fueron analizadas en su contenido de polímero y los resultados están trazados en el gráfico que se muestra en la Figura 2. La concentración del polímero móvil no era esencialmente diferente a aquélla del polímero inyectado. Sí todo el fluido se hubiese concentrado, las mediciones de la concentración del polímero se hubiesen agrupado alrededor de la línea diagonal en lugar de la línea horizontal. La conclusión es que cerca de toda la concentración del polímero ocurrió desproporcionadamente adyacente a la torta de filtrado, en vez de concentrarse uniformemente en la masa de fluido portador. La torta de filtrado formada fue muy viscosa con una tensión de producción alta y pudo haber tenido una concentración del polímero de 71 ,88 hasta 119,8 (600 hasta 1000 Ibs de polímero por 1000 galones, o más. Sí la torta de filtrado es gruesa con relación al ancho de la fractura, el gradiente de inicio de flujo (FIG) aumenta y la limpieza con metodologías convencionales es probable que sea altamente impedida. La Figura 3 resume los experimentos en donde el factor de concentración promedio del polímero y el ancho de la fractura variaron y el FIG fue
determinado para los diferentes casos con y sin un rompedor soluble a una
concentración de 0,49 g/L (4 lbs/1000 gal). A medida que aumentaba el factor de
concentración para un ancho de fractura dado, el FIG aumentaba. Cuado fue
usado un rompedor disoluble, el FIG era cercano a cero en los factores de baja
concentración. No obstante, en los factores de alta concentración para la carga de propulsor de 9J6 kg/m2 (2 Ibs/pie2), el rompedor fue solamente efectivo marginalmente. Mediante el incremento de la carga de propulsor (ancho de
fractura) a 19,52 kg/m2 (4 Ibs/pie2), el rompedor era de nuevo efectivo a los factores de concentración intermedios.
Este hallazgo muestra que el diseño de trabajo para la implementación exitosa de los conceptos de la invención puede incluir un paso para determinar la ¡ carga de propulsor necesaria para impactar la torta de filtrado y/o un paso para determinar la carga de rompedor necesaria en la almohadilla y en las diferentes etapas de bombeado del propulsor.
Para investigar el impedimento al flujo que representa la torta de filtrado en
una fractura verdadera y el grado en el cual esto puede incidir en el pobre
desempeño de la fractura, fue desarrollada una técnica de medición del gradiente ! de inicio de flujo (FIG). Siguiente al proceso de fuga y a la creación de la torta de filtrado en la interfaz entre el paquete propulsor y la roca, el sistema fue dejado envejecer a 52°C (125°F) durante toda la noche. A la mañana siguiente, la presión de entrada al paquete propulsor fue elevada lentamente en pasos hasta que fue
establecido un flujo. La presión de inicio de flujo está definida como la presión en la entrada cuando se inicia el flujo. Cuando se compara a la presión de salida, la
presión de inicio de flujo puede ser usada para calcular cuanto gradiente de presión es requerido para comenzar el flujo a través del fluido de fracturación concentrado. Así, los resultados son reportados normalmente como gradiente de inicio de flujo (FIG) en MP/m (psi/pie). Tal como está mostrado en la Figura 3, se encontró que agregado rompedor de persulfato de amoníaco disuelto al fluido de fracturación disminuyó el FIG comparado con el caso sin rompedor, pero solamente cuando el factor de concentración era menor de aproximadamente 5. Los experimentos con factores de concentración más altos también se beneficiaron del rompedor cuando la concentración del propulsor fue de 19,52 kg/m2 (4 Ibs/pie2). Sin embargo, a 9,76 kg/m2 (2 Ibs/pie2) y a factores de concentración mayor de 5, el FIG permaneció alto independientemente de si era agregado o no rompedor. Aunque no deseamos estar atados a ninguna teoría, esto puede ser explicado por el espesor de la torta de filtrado con relación al ancho del paquete. A una carga de 9J6 kg/m2 (2 Ibs/pie2), la torta de filtrado para los factores de concentración bajos no se extendía completamente a través del ancho del paquete, mientras que a factores de concentración altos la torta de filtrado era casi continua entre las dos lajas. Así, el rompedor en el fluido portador fue efectivo en la reducción de la viscosidad del fluido de 4,792 g/L (40 Ibs por 1000 galones) y permitiendo el flujo en gradientes de baja presión entre las tortas de filtrado, pero el rompedor en el fluido portador no fue efectivo en la disminución de la viscosidad del polímero concentrado en la torta de filtrado. En la Figura 4 se muestra el modelo conceptual que se ajusta a estos datos y explica la necesidad de colocar el rompedor en el punto en donde se
forma la torta de filtrado. También fue probado un rompedor encapsulado en el cual estaba encapsulado persulfato de amoníaco sólido en un revestimiento de polímero que se rompió durante el proceso de cierre, liberando el rompedor activo. Fue hallado que la distribución aleatoria del rompedor encapsulado dentro del paquete propulsor no era efectiva en la reducción del FIG. Sin embargo, cuando el rompedor encapsulado estaba colocado en capas y concentrado en la interfaz roca-paquete propulsor, era eficaz en la reducción del FIG aún a una carga más baja que cuando fue usada una distribución aleatoria. Así, el rompedor colocado dentro del especio en donde se formó la torta de filtrado fue efectivo en la reducción requerida del FIG, y ocurrió la limpieza de la fractura. También fue hallado que aumentando la concentración del rompedor mejoró la reducción en el FIG. Un método de empleo que coloca el rompedor en la ¡nterfaz roca-paquete propulsor para mejorar la limpieza de la fractura está respaldado por estos experimentos. Mostrados en la Tabla 1 están los datos para la adición del rompedor encapsulado al paquete propulsor. "En capas" significa que el rompedor fue agregado a la interfaz roca-paquete rompedor antes que el propulsor y fluido de fracturación adicional fue agregado a la celda. También, el rompedor fue agregado después que todo el fluido de fracturación fue agregado y justo antes de la inserción en la laja superior. "Disperso" significa que el rompedor fue mezclado completamente de manera aleatoria con el propulsor sólido tal como es la práctica industrial actual. Los resultados muestran claramente la mejora obtenida por
medio de la colocación en capas del rompedor en el punto en donde será generada la torta de filtrado. También, los resultados muestran el efecto de agregar 0,4792 g/L (4 Ibs por 1000 galones) de rompedor no encapsulado al fluido de fracturación. A factores de concentración bajos y ambas cargas de propulsor, el rompedor fue efectivo en la disminución del FIG. A altas cargas de propulsor y altos factores de concentración, el rompedor fue también efectivo. A bajas cargas de propulsor y alto factor de concentración, el rompedor ya no era efectivo.
Tabla 1 : Resultados de los Experimentos con Rompedor
Estos ejemplos indican que pueden ser obtenidos con excelentes resultados por medio del uso de un aditivo que es tanto un aditivo de pérdida de fluido como un rompedor para el viscosificador, en otras palabras, un rompedor retardado que
está dimensionado para ser un FLA efectivo para los fluidos y la formación en cuestión. Estos resultados indican que es lograda una limpieza de fractura mejorada mediante el aseguramiento que después del cierre de la fractura hay suficiente rompedor/FLA en la torta de filtrado para romper suficientemente al viscosificador en la torta de filtrado después de un tiempo apropiado. Estos resultados indican también que el trabajo debe estar diseñado de manera tal que el espesor de la fractura es más que el doble del espesor de la torta de filtrado de manera tal que hay espacio suficiente para el flujo inmediato de fluido portador no alterado en el centro de la fractura. Aunque la invención ha sido descrita en términos de fracturación hidráulica, debe quedar claro que es aplicable a cualquier tratamiento en el cual es usado un fluido viscoso de una manera tal que pudiera formar una torta de filtrado que contenga polímero que el operador quisiera eliminar. Ejemplos no limitantes incluyen empaquetadura de grava, empaquetadura de fractura, perforación, y terminación de un pozo, y así sucesivamente.