MX2008009169A - Metodo para fracturacion hidraulica de formacion subterranea - Google Patents
Metodo para fracturacion hidraulica de formacion subterraneaInfo
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Abstract
La invención proporciona métodos económicamente efectivo para fracturación hidráulica de una formación subterránea que asegura mejora de la conductividad de fractura hidráulica debido a la formación de grupos de consolidador fuertes uniformemente colocados en la fractura a través de su longitud. Uno de estos métodos comprende:una primera etapa que involucra inyección hacia una perforación de fluido de fracturación que contiene espesadores para crear una fractura en la formación;y una segunda etapa que involucra introducción periódica de consolidador hacia el fluido de fracturación inyectados para suministrar el consolidador hacia una fractura creada, para formar grupos de consolidador dentro de la fractura para impedir cierre de fractura y canales para mantener el flujo de fluidos de formación entre los grupos, en donde la segunda etapa o sus subetapas involucran introducción adicional de ya sea un material de refuerzo o de consolidación o ambos, aumentando de esta manera la resistencia de los grupos de consolidador formados hacia el fluido de fractura.
Description
MÉTODO PARA FRACTURACIÓN HIDRÁULICA DE FORMACIÓN SUBTERRÁNEA Campo Técnico Esta invención se relaciona con fracturación hidráulica en formaciones subterráneas y, más particularmente, con métodos para optimizar la conductividad de fractura. Antecedentes Los hidrocarburos (petróleo, gas natural, etc.) se obtienen de una formación geológica subterránea perforando un pozo que penetra la formación que contiene hidrocarburo. Esto proporciona una trayectoria de flujo parcial para que el hidrocarburo alcance la superficie. A fin de que el hidrocarburo sea "producido", es decir, se mueva desde la formación al pozo de sondeo y finalmente a la superficie, debe haber una trayectoria de flujo suficientemente no impedida. La fracturación hidráulica es una herramienta primaria para mejorar la productividad de pozo colocando o extendiendo fracturas altamente conductoras desde el pozo de sondeo hacia el depósito. Durante la primera etapa, el fluido de fracturación hidráulica se inyecta a través del pozo de sondeo hacia una formación subterránea a regímenes y presiones elevados. El régimen de inyección de fluido de fracturación excede al régimen de filtración hacia la formación produciendo presión hidráulica que aumenta en la cara de arena. Cuando la presión excede un valor crítico, los estratos de formación o roca se agrieta y fractura. La fractura de formación es más permeable que la porosidad de formación. Durante la siguiente etapa, se deposita en la fractura para impedirle que se cierre después de que se detiene la inyección. La fractura consolidada resultante permite flujo mejorada del fluido recuperable, es decir, petróleo, gas o agua. Arena, grava, cuentas de vidrio, cascaras de avellana, partículas de cerámica, bauxitas sinterizadas y otros materiales se pueden usar como un consolidador. Los fluidos de fracturación hidráulica son soluciones acuosas que contienen un espesador, tal como un polisacárido solvatable, para proporcionar suficiente viscosidad para transportar el consolidador. Los espesores típicos son polímeros, tales como guar (polisacárido fitogenoso) , y derivados de guar (guar de hidropropilo, guar de carboximetilhidropropilo) . Otros polímeros también se pueden usar como espesadores. El agua con guar representa un gel lineal con una viscosidad proporcional a la concentración de polímero. Se utilizan agentes de reticulación que proporcionan acoplamiento entre las cadenas de polímero para formar acoplamientos suficientemente fuertes que aumentan la viscosidad de gel y crean visco-elasticidad. Los agentes de reticulación comunes para guar incluyen boro, titanio, zirconio y aluminio. Los agentes de retención de consolidador usados comúnmente durante las etapas posteriores del tratamiento de fracturación hidráulico para limitar el flujo de retroceso de consolidador colocado hacia la formación. Por ejemplo, el consolidador puede estar revestido con una resina curable activada bajo condiciones de fondo de pozo. Diferentes materiales, tales como haces de fibras, o materiales fibrosos o deformables, también se han usado para retener consolidadotes en la fractura. Probablemente, las fibras forman una red tridimensional en el consolidador, reforzándolo y limitando su flujo de regreso. El éxito de un tratamiento de fracturación hidráulica depende de la conductividad de fractura hidráulica y longitud de fractura. La conductividad de fractura es el producto de permeabilidad de consolidador y anchura de fractura; típicamente las unidades se expresan como ilidarcy-pies. La conductividad de fractura se afecta por un numero de parámetros conocidos. La distribución de tamaño de partícula de consolidador es un parámetro clave que influencia la permeabilidad de freactura. La concentración de consolidador entre las caras de fractura es otra (expresada en libras de consolidador por pie cuadrado de superficie de fractura) e influencia la anchura de fractura. Uno puede considerar consolidadotes de alta resistencia, fluidos con excelentes características de transporte de consolidador (capacidad de minimizar la sedimentación impulsada por gravedad dentro de la propia fractura) , concentraciones de consolidador elevadas, o consolidadotes granes como medios para mejorar la conductividad de fractura. Los materiales débiles, el bajo transporte de consolidador y fracturas estrechas todas conducen a baja productividad de pozo. Materiales relativamente económicos de poca resistencia, tales como arena, se usan para fracturación hidráulica de formaciones con pequeños esfuerzos internos. Los materiales de mayor costo, tales como cerámicas, bauxitas y otros, se usan en formaciones con esfuerzos internos superiores. La interacción química entre los fluidos producidos y consolidadotes pueden cambiar significativamente las características de consolidador. De esta manera, se debe también considerar la capacidad de término prolongado del consolidador para resistir la trituración debido a que los pozos de petróleo y gas típicamente operan durante varios años . El paquete de consolidador debe crear una capa que tiene una conductividad hidráulica superior que la r?ca de formación circundante. El paquete de consolidador dentro de la fractura se puede modelar como una estructura porosa permeable, y el flujo de fluidos de formación a través de esta capa generalmente se describen usando la ley de Darcy (1) bien conocida o la ecuación de Forscheimer 82): 1) dP/dx = - (µu/ ) ; 2) <9P3x = -[(µu/k) + ßpu2] , en donde P es una presión de fluido en la fractura; x es una distancia a lo largo de la fractura desde el pozo de sondeo; µ es una viscosidad del fluido de formación; u es una velocidad de flujo (filtración) del fluido de formación; k es una permeabilidad del paquete de consolidador; ß es un coeficiente referido como beta-factor que describe correcciones no lineales a la ley de filtración de Darcy; p es una densidad del fluido de formación.
El resultado de multiplicar la permeabilidad de fractura mediante anchura de fractura se refiere como "conductividad hidráulica". El aspecto más importante de diseño de fractura es optimización de la conductividad hidráulica para las condiciones de una formación particular. La teoría y metodología de diseño de fractura están suficientemente bien descritos en varios artículos científicos y monografías. Reservoir Stimulation, 3a ed. Economides, Michael J. Y Nolte, Kenneth G., John Wiley and Sons (1999) es un buen ejemplo de una referencia que proporciona buena metodología de diseño de fractura. Un proceso de optimización de fractura golpeará un equilibrio entre la resistencia de consolidador, conductividad de fractura hidráulica, distribución de consolidador, costo de materiales, y el costo de ejecutar un tratamiento de fracturación hidráulica en un depósito específico. El caso de consolidadotes grandes ilustra compromisos hechos durante un proceso de optimización. Un aumento de conductividad de fractura hidráulica significativo es posible usando consolidadotes de diámetro grande. Sin embargo, los consolidadotes de diámetro grande a una trituración de esfuerzo de formación interno dada hasta una extensión mayor cuando se somete a esfuerzos de cierre de fractura elevados, conduciendo a una disminución en la conductividad hidráulica efectiva del paquete de consolidador. Además, entre mayores son las partículas de consolidador, más se someten a formación de puente y atrapamiento en la fractura cerca del punto de inyección. Un consolidador particular se selecciona basado en su capacidad para resistir la trituración y proporcionar conductividad de fractura suficiente al ser sometido al esfuerzo de cierre de fractura; y su capacidad de fluir profundamente hacia la fractura hidráulica - efectivamente en costo. Los consolidadotes son los segundos después del agua de conformidad con el volumen y masa usados durante el proceso de fracturación hidráulica. El consolidador de cerámica tiene beta-factores superiores y más resistencia comparados con arena. Sin embargo, el costo de consolidadotes de cerámica es muchas veces superior que el costo de arena. Por lo tanto, la mejora de conductividad de fractura requiere costos significativos para fracturación hidráulica con consolidador que representa típicamente 20 a 60 por ciento del total para un proceso de fracturación hidráulica convencional . Aparte de las consideraciones anteriores, hay otras características de consolidador que complican la producción de hidrocarburos. Primero, los fluidos de formación frecuentemente desvían una fracción grande del fluido usado en el tratamiento. (El fluido restante en el paquete de consolidador daña la conductividad de la fractura.) Los estudios de campo han mostrado que la recuperación de fluido de fracturación hidráulico de fracturas en pozos de gas natural promedia solamente 20 a 50 por ciento de aquel inyectado durante los tratamientos y pueden ser mucho menores. Probablemente los fluidos de formación fluyen solamente a lo largo de diversos canales en la forma de "dedos" dentro del paquete de consolidador, o solamente a través de aquella parte del paquete de consolidador cerca del pozo de sondeo durante el proceso de limpieza de fractura. La porción de fractura que contiene gel viscoso residual impide el flujo de fluido, reduciendo de esta manera la conductividad de fractura hidráulica efectiva. Reducir la viscosidad de fluido de fracturación después del tratamiento es una forma efectiva para aumentar la recuperación de fluido de fracturación de la porosidad de paquete de consolidador. La adición de substancias- llamadas "ruptores" promueve la reducción de viscosidad de gel. Los ruptores actúan mediante varios mecanismos, pero más comúnmente funcionan separando las cadenas de polímero para disminuir su longitud y, de esta manera, reducir la viscosidad de solución de polímero. Los ruptores diferentes se caracterizan mediante tales parámetros como el régimen de reacción entre el ruptor y el polímero, y las temperaturas de activación o desactivación del ruptor específico en cuestión. Se puede lograr mejor limpieza de fractura usando concentraciones elevadas de ruptor, pero una concentración demasiado elevada de ruptor puede resultar en una reducción prematura de viscosidad de gel, lo que puede comprometer el diseño de tratamiento y ocasionar terminación de tratamiento prematura - un ocultamiento. Los ruptores de acción retardada, tales como encapsulados, se desarrollaron para resolver este problema. Los ruptores encapsulados son químicos ruptores activos, tales como granulos de oxidante, revestidos por corazas protectoras, que aislan el oxidante del polímero y retrasan su reacción. La destrucción de coraza y liberación de ruptor ocurren a través de diversos mecanismos, incluyendo la acción de esfuerzos mecánicos que ocurren en el cierre de fractura." Los ruptores encapsulados permiten concentraciones de ruptor superior que se usen en el fluido de fracturación hidráulica y, por lo tanto, aumentan la extensión de la limpieza de fractura. Otro factor que reduce conductividad de fractura es taponamiento de poro en el paquete de consolidador mediante formación de partículas formadas durante el proceso de fracturación, mediante las partículas de consolidador formadas triturando el consolidador; y mediante fluidos inmiscibles (The Impact of Non-Darcy Flow on Production from Hydrualically Fractured Gas Wells, SPE Production and Operations Sy posium, 24-27, marzo, Oklahoma City, Oklahoma, 2001; A Study of Two-Phase, Non-Darcy Gas Flow Through Proppan Pacs, SPE Production & Facilities, Volumen 15 Número 4 noviembre de 2000) . Así, evidentemente, una fractura en la que los fluidos de formación fluyen a través de una red de canal creada en lugar de a través de poros pequeños en el
, paquete de consolidador podría mejorar la conductividad hidráulica de la fractura mediante varios mecanismos: pérdidas de inercia reducidas, limpieza de fluido de fracturación mejorada, reducción de fuerzas capilares que imponen pérdidas significan de presión de flujo de dos fases, y eliminación de taponamiento de garganta de poro mediante la captura de finos de formación y fragmentos triturados de consolidador. En los años recientes, los tratamientos de fracturación en muchas formaciones de baja permeabilidad en Norte América se bombearon usando fluidos de fractura hidráuylicos de baja viscosidad que estaban libres de consolidador o con solamente una cantidad pequeña de consolidador. Este método tiene varios nombres, el más común de los cuales es "fracturación de agua". Las fracturas creadas por el proceso de fracturación de agua son prácticamente libres de consolidador. Se espera que las superficies de fractura creadas se desplacen una con relación a la otra durante la creación y propagación de fractura. El mal alineamiento resultante de particularidades irregulares de superficie (asperezas) impide que las dos caras de fractura formen un sello hermético durante el cierre. Añadir una cantidad pequeña de consolidador reporta que intensifica el efecto de superficies de grieta irregulares y mal alineadas. Sin embargo, debido al bajo transporte, el consolidador tiende a acumularse debajo de las perforaciones de entubado, más probablemente a lo largo de la base de la fractura hidráulica creada. Esta acumulación ocurre debido a un régimen elevado de consolidador que se sedimente en el fluido de fracturación a lo largo de una fractura hidráulica estrecha, y capacidad insuficiente de transporte de consolidador, (ambos debido a baja viscosidad de fluido de fracturación) . Cuando se detiene la inyección de fluido de fracturación al final de una fracturación de agua, la fractura se acorta inmediatamente en longitud y altura. Esto compacta ligeramente al consolidador, que permanece como una "duna" en la base de fractura cerca del pozo de sondeo. Debido a la longitud, anchura y, típicamente resistencia limitadas de la duna (frecuentemente se usa arena de baja resistencia) , las fracturas de agua usualmente se caracterizan por fracturas cortas, de baja conductividad (Experimental Study of Hydraulic Fracture Conductivity Demonstrates The Benefits of Using Proppants, SPE Rocky Mountain Regional/Low-Permeabiliby Reservoirs Synposium and Exhibition, 12-15 de marzo, Denver, Colorado, 2000) . La discusión anterior ilustra que las fracturas con agua resultan del pasaje de fluido de formación que fluye a través de la red de canales angostos creados dentro de la fractura debido al cierre incompleto ocasionado por imperfecciones de roca superficial, es decir, el proceso de fractura con agua resulta en fracturas de baja conductividad. Un método para mejorar la conductividad de fractura hidráulica es construir grupos de consolidador en la fractura, en oposición a construir un paquete de consolidador continuo. La Patente de EUA 6,776,235 describe un método para fracturar hidráulicamente • una formación subterránea que involucra una etapa inicial de inyectyar fluido de fracturación hidráulico hacia un pozo, el fluido conteniendo espesadores para crear una fractura en la formación; y etapas alternas de introducir periódicamente hacia el pozo fluidos de fracturación hidráulica que contienen consolidador que contrastan en sus capacidades de transportar agentes de consolidación y, por lo tanto, en contraste en regímenes de dsedi entación de consolidador para formar grupos de consolidador como postes que impiden el cierre de fractura. Este método alterna las etapas de fluidos de fracturación cargados con consolidador y libres de consolidador. La cantidad de consolidador depositada en la fractura durante cada etapa se modula variando las características de transporte de fluido (tal como viscosidad y elasticidad) , las densidades de consolidador, diámetros, y concentraciones y el régimen de inyección de fluido de fracturación. Los métodos de esta patente proveen creación de grupos de consolidador, o islas, en la fractura y canales entre los mismos para que fluyan los fluidos de formación. Sin embargo, la inyección periódica del consolidador usado en el presente método involucra transporte de cada porción de consolidador, primero, abajo a través del pozo, luego, a través de las perforaciones de la sarta de entubado hacia una fractura; y, además, a través de la fractura a lo largo de su longitud. Puesto que los fluidos de fracturación que contienen consolidador y libres de consolidador tienen gravedades específicas diferentes, el fluido que contiene consolidador se puede sedimentar, o correr debajo, del fluido libre de consolidador. Esta sedimentación resulta en distribución no uniforme de grupos de consolidador en la fractura. Compendio El término "consolidador" como se usa normalmente se refiere a un material granular mezclado en un fluido de fracturación y bombeado hacia el pozo de sondeo durante el tratamiento de fracturación hidráulica. Este consolidador forma un lecho poroso, permeable por fluidos de formación, resiste el cierre de formación y mantiene la cara de fractura separada después de la terminación de tratamiento. En tratamientos convencionales, los trabajadores expertos pueden seleccionar de diversos tipos de materiales granulares proporcionando la permeabilidad deseada (conductividad hidráulica) al mejor precio en un esfuerzo de cierre de formación dado. Los consolidadotes comunes son arenas de cuarzo de alto grado, altamente clasificadas, cerámica de aluminosilicato, bauxita sinterizada y cuentas de cerámica de silicato; y los tipos de materiales revestidos con diversas resinas orgánicas. Los consolidadotes fabricadas de conchas de avellana, cuentas de vidrio y compuestos orgánicos también se han bombeado. Uno de los factores más importantes en la selección de consolidador es distribución de tamaño de granos individuales. Todas las otras cosas siendo iguales, los consolidadotes que tienen una distribución estrecha de tamaño en la fractura tendrán una permeabilidad superior que un consolidador equivalente con el mismo tamaño de partícula medio, pero una distribución de consolidador más amplia. Estas convenciones convencionales respecto a la selección y uso de consolidador no se aplican a la invención aquí descrita. En esta solicitud de patente, el término consolidadotes y/o materiales de consolidación se define como "cualquier material sólido, granulado, fibroso o de otra manera, que se añade al fluido de fracturación para crear una estructura robusta y estable dentro de la fractura. Como tal, todos los consolidadotes convencionales comúnmente reconocidos todavía se consideran consolidadotes con respecto a esta invención. Sin embargo, otros materiales, tales como arena ampliamente clasificada, listones y agujas metálicos, discos, granulos abrasivos, fibras orgánicas e inorgánicas, también se consideran consolidadotes y/o materiales de consolidación en lo que se refiere a esta invención. El término "fibra" frecuentemente se usa en la siguiente descripción y reivindicaciones de la invención. Para los propósitos de esta invención, el término "fibra" se refiere a cualquier material o cuerpo físico en el que la relación de longitud entre cualquiera de las tres dimensiones espaciales excede aquella de cualquiera una, o ambas de las otras dos dimensiones, por un factor de 5:1. Esto significa una relación entre dimensiones de cuerpo mayor de 5:1. Por lo tanto, lo que se percibe comúnmente como una fibra es una fibra en lo que se refiere a esta invención. Asimismo, aquello que se refiere comúnmente como un listón o placa, es por definición una fibra en lo que se refiere a esta invención. Esta invención proporciona un método económicamente efectivo para fracturación hidráulica de una formación subterránea con una fractura que tiene conductividad hidráulica elevada para fluidos de formación. Esta invención crea grupos de consolidador fuerte o islas distribuidos a través de mucho del área superficial de fractura, que impiden el cierre de las paredes de fractura después de la terminación de tratamiento. Los canales y regiones abiertas formadas entre estas islas y grupos, y mantenidos abiertos por dichos grupos, contienen una sección transversal suficientemente grande para que fluyan los fluidos de formación. Normalmente un tratamiento de fracturación hidráulica se ejecuta como una secuencia de dos o más eventos en etapas. Durante la primera etapa la mayoría de tratamientos de fracturación, comúnmente referdiso como "La Almohadilla", un fluido basado en agua o aceite se bombea hacia la formación a presiones y regímenes suficientemente elevados para crear la fractura hidráulica. Frecuentemente el fluido se hace viscoso durante esta etapa usando diversos agentes de espesamiento; y un trabajador experto puede controlar la viscosidad para influenciar la geometría final de la fractura. La invención aquí descrita emplea dicha etapa de almohadilla. Inmediata y usualmente de manera continua siguiendo la etapa de almohadilla está la etapa principal de la fractura comúnmente referida como la "Etapa Consolidada". Durante un tratamiento convencional esta etapa usualmente involucra el bombeo de un fluido que contiene ya sea una concentración constante o que aumenta de consolidadotes convencionales. Esto crea un lecho poroso de material al final del tratamiento. Los trabajadores expertos saben como seleccionar los consolidadotes apropiados para condiciones de formación determinadas para maximizar la conductividad hidráulica de la fractura. En tratamientos convencionales, la "etapa consolidada" usualmente se bombea hasta la terminación del tratamiento. Frecuentemente el final de la "etapa consolidada" se llama la etapa "de cola". Durante la etapa "de cola" se añaden consolidador y/o fibras revestidos con resina como un medio para controlar el retroceso de flujo de consolidador subsecuente al tratamiento. En contraste, en esta invención la etapa consolidada consiste de una secuencia de sub-etapas alternas, algunas de las cuales involucran material de consolidación, denominado a continuación como la "sub-etapa de consolidación"; y algunas de las cuales involucran el fluido portador, denominado a continuación como la "sub-etapa portadora". Cuando menos una sub-etapa que contiene materiales de consolidación y una sub-etapa sin el mismo se bombeará hacia las fracturas. Las sub-etapas de consolidación están dimensionadas y compuestas de tal manera que agregados de material de consolidación forman pilares e islas de alta resistencia que impiden el cierre de fractura y forman canales para que fluyen los fluidos de formación entre los grupos. Puesto que la conductividad hidráulica de la fractura es canales abiertos pasantes, una parte de esta invención permite que composición de materiales de consolidación se seleccionen para optimizar la resistencia a la compresión y la resistencia a la erosión de la isla resultante para las condiciones de depósito determinadas. La permeabilidad del grupo o isla resultante es ya sea irrelevante o de importancia secundaria. Otro aspecto de esta invención es que las sub-etapas que contienen materiales de consolidación pueden contener materiales de refuerzo y consolidación adicionales que aumentan los grupos de consolidador anteriores. Refuerzo y consolidación significa cualquier proceso químico y/o físico que se usa para aumentar la adhesión de material en partículas junto, o que se usa para aumentar las fuerzas de fricción que retienen las partículas juntas, o que restringe mecánicamente a las partículas de separarse cuando se accionan por alguna fuerza externa. Ejemplos específicos de refuerzos podrían ser fibras (partículas con relaciones entre dimensiones mayores de 5:1), materiales deformables, y revestimiento de resina sobre la superficie de las partículas que puede ocasionar que estas partículas se adhieran juntas. En muchos casos puede ser ventajoso introducir el material de refuerzo mientras que el consolidador se introduce hacia el fluido de fracturación, aún cuando el material de refuerzo se pueda introducir hacia el fluido continuamente. El material de refuerzo puede representar: fibras orgánicas, inorgánicas, o orgánicas e inorgánicas. Estas fibras también se pueden tratar o fabricar para incluir un revestimiento adhesivo solo, o un revestimiento de adhesivo revestido por una capa de substancia no adhesiva que se disuelve en el fluido de fracturación a medida que fluye a través de la fractura. El material de refuerzo también puede ser partículas metálicas con formas esféricas o alargadas; placas de substancias orgánicas o inorgánicas, cerámicas, metales o aleaciones de metal de forma de disco en diámetro; o de forma rectangular en longitud y anchura, que para todos estos materiales la relación entre cualesquiera dos de las tres dimensiones sea mayor de 5 a 1. De preferencia, la segunda etapa involucra además introducir un agente hacia el fluido de fracturación que aumenta su capacidad de suspensión de consolidador. Este agente puede ser un material con partículas alargadas con mucho mayor longitud que diámetro. Las partículas alargadas se pueden introducir simultáneamente con consolidador hacia el fluido de fracturación o separadamente, es decir, intermitentemente de manera continua.
De preferencia, las partículas alargadas son de más de 2 mm de largo con un diámetro de 3 - 200 um. Las partículas de consolidador pueden tener un revestimiento adhesivo solo o un revestimiento adhesivo revestido por una capa de substancial no adhesiva que se disuelve en el fluido de fracturación a medida que fluye a través de la fractura. Bajo algunas condiciones de formación puede ser ventajoso cuando se usa el método anterior para realizar una etapa de cola final del tratamiento de fracturación que involucra introducción continua de consolidador hacia el fluido de fracturación, con el consolidador en esta etapa de tamaño de partícula esencialmente uniforme. Al mismo tiempo, es posible introducir en el fluido de fracturación un material de refuerzo y/o un material con partículas alargadas que aumenta su capacidad de suspensión de consolidador. LA SEGUNDA MODALIDAD Se puede usar otro método para lograr las fracturas de alta conductividad formadas construyendo pilares de consolidador distribuidos para fracturación hidráulica de una formación subterránea. Esta segunda modalidad involucra una primera etapa durante la que un fluido de fracturación que contiene espesadores se inyecta hacia un pozo de sondeo (la etapa de almohadilla); y una segunda etapa durante la que . el consolidador se añade continuamente hacia el fluido de fracturación inyectado (y de esta manera a la fractura creada) para impedir el cierre de fractura. En esta invención, la segunda etapa involucra además introducción periódica de un agente hacia el fluido de fracturación para promover la formación de grupos de consolidador en la fractura creada. Los canales abiertos a través de los cuales fluyen los fluidos de fracturación separan los grupos de consolidador. Para formar los grupos de consolidador, el agente reacciona con el fluido de fracturación después de un intervalo de tiempo específico basado en cuanto tiempo transcurrió desde el momento de la introducción del agente hacia el fluido de fracturación. Este intervalo de tiempo se supervisa y varía durante el tratamiento para disparar una reacción entre el agente y el fluido de fracturación en diferentes lugares de la fractura creada. Los grupos formados como resultado de esta reacción también se distribuirán a través de la fractura. El retraso de reacción se logra mediante uno de muchos mecanismos diferentes incluyendo, pero no limitado a lo siguiente: variación de la composición química del agente; encapsulación del agente dentro de corazas que se disuelven en el fluido de fracturación; erosión de las corazas de choques con otras partículas de agente y la superficie de fractura; trituración de las corazas entre las paredes de fractura durante el cierre, encapsulación del agente en corazas semipermeables que se hinchan y rompen en el fluido de fracturación; encapsulación del agente hacia una semimembrana o coraza porosa que permite la difusión lente del agente hacia el fluido de fracturación; y encapsulación del agente hacia una coraza capaz de disolverse o eliminarse por lavado. El agente puede ser un aditivo que proporciona una disminución local drástica y significativa en la viscosidad de fluido de fracturación, después de lo cual el consolidador atrapado dentro de este fluido recientemente roto se sedimentará o amontonará entre las caras de fractura. Los aditivos pueden ser ruptores de fluido de fracturación que reacción durante la liberación controlada dentro de la fractura. El ruptor de fluido de fracturación puede ser un oxidante, una enzima, un quelante (del reticulador) , o un químico que puede cambiar el pH de fluido a un nivel al que las reticulaciones de la estructura de polímero es inestable. El resultado en cualquier caso es un ruptor que reacciona con el fluido de fracturación y resulta en reducción significativa de viscosidad de fluido de fracturación. Se puede introducir un catalizador en el fluido de fracturación para aumentar el régimen de reacción del ruptor del fluido de fracturación si se desea. Los aditivos también pueden ser de una clase que destruye al reticulador de fluido de fracturación tal como, pero no limitado a agentes de quelación, EDTA y NTA para reticuladores de zirconato, y sorbitol y alcohol de polivinilo para reticuladores de borato. Estos aditivos se pueden encapsular con corazas de diversos espesores o mecanismos de liberación que liberan los aditivos en diversos lugares de la fractura. También se pueden usar ácidos y o bases encapsulados o de liberación retardada. El agente que inicia la formación de grupo de consolidador en la fractura puede ser un aditivo que reduce la movilidad de las partículas de consolidador. Un ejemplo es haces de fibra revestidos en un material cuya disolución en el fluido de fracturación proporciona hidratación y dispersión de fibras y aumenta su concentración. Estos aditivos también pueden ser materiales que regresan a su forma inicial cuando se calientan a una cierta temperatura, tal como fibras retorcidas en bolas que se enderezan o aumentan su volumen cuando se calientan.
Los aditivos pueden ser materiales con capacidad de absorción elevada. Las partículas de elevada capacidad de absorción se pueden revestir por una coraza que se disuelve durante el pasaje a través de la fractura, o durante la elevación de temperatura de fluido de fracturación, o una combinación de estas condiciones. Los aditivos pueden ser granulos, fibras, o placas cuyas superficies se hacen adhesivas a las temperaturas de formación. Estos elementos pueden tener una superficie adhesiva y revestirse por una capa de una substancia no adhesiva que se disuelve en el fluido de fracturación. LA TERCERA MODALIDAD De conformidad con otra modalidad de la invención, un método para fracturación hidráulica de una formación subterránea involucra: una primera etapa, durante la que el fluido de fracturación que contiene espesadores se inyecta hacia un pozo de sondeo (la almohadilla) ; y una segunda etapa, durante la que el consolidador se introduce continuamente hacia el fluido de fracturación inyectado hacia una fractura creada para impedir su cierre. Además, el método incluye una tercera etapa durante la que un líquido de baja viscosidad se inyecta hacia el fluido de fracturación. Este líquido - debido a una diferencia entre su viscosidad y aquella del fluido de fracturación - penetra hacia el fluido de fracturación como intrusiones que dividen el consolidador en grupos discretos y forman canales entre los mismos para que pasen los fluidos de formación. Similar al método de la primera modalidad, la segunda etapa en las segunda y tercera modalidades puede incluir introducción de un material con partículas alargadas y/o un material de refuerzo, y uso de un consolidador con estas mismas propiedades. Al mismo tiempo, una etapa final adicional es posible que involucra introducción continua hacia el fluido de fracturación de un consolidador con tamaño de partícula esencialmente uniforme, y un material de refuerzo y/o un material que tiene partículas alargadas. Breve Descripción de los Dibujos Los siguientes dibujos acompañan la descripción de la invención: La Figura 1 muestra viscosidad de fluido de fracturación contra concentración de consolidador. La Figura 2 muestra grupos de consolidador formados en la fractura durante la implementación del método de esta invención. La Figura 3 muestra grupos de consolidador formados en la fractura durante la implementación del método de conformidad con la segunda modalidad. La Figura 4 muestra grupos de consolidador formados en la fractura durante la impleitientación del método de conformidad con una tercera modalidad (de a) a d) en el proceso) , en donde la formación de dedos viscosos ocurre mientras que se desplaza un fluido más espesor con uno más delgado. Mostrado en la ilustración está un resultado de simulación numérica. Mostrado en color gris está un fluido espeso con consolidador. Mostrado en negro está un fluido delgado que forma dedos a través del paquete de consolidador y crea canales abiertos en un paquete. La estabilidad de los canales formados se puede aumentar si el fluido más espeso tiene un esfuerzo de rendimiento. Descripción Detallada de Modalidades Preferidas de la Invención En la primera modalidad de esta invención, un método de fracturación hidráulica para una formación subterránea, la primera etapa, aquí y después referida como la "etapa de almohadilla" involucra inyectar un fluido de fracturación en un pozo de sondeo a un régimen de flujo suficientemente elevado que crea una fractura hidráulica en la cara de arena. La etapa de almohadilla se bombea hasta que la fractura es de dimensiones suficientes para acomodar la suspensión subsecuente bombeada en las etapas de consolidador. El volumen de la almohadilla se puede diseñar por aquellos con conocimiento en el ramo de diseño de fractura (Reservoir Stimulation 3a Ed. M.J. Econo ides, K.G. Nolte, Editores, John Wiley and Sons, New York, 2000) . Los fluidos de fracturación basados en agua son comunes con polímeros solubles en agua naturales o sintéticos añadidos para aumentar la viscosidad de fluido y se usan a través de las etapas de almohadilla y consolidación subsecuentes. Estos polímeros incluyen, pero no están limitados a, gomas de guar; polisacáridos de alto peso molecular compuestos de azúcares de mañosa y galactosa; o derivados de guar, tales como guar de hidropropilo, guar de carboximetilo, y guar de carboxi etilhidropropilo. Los agentes de reticulación basados en complejos de boro, titanio, zircanio o aluminio se usan típicamente para aumentar el peso molecular efectivo del polímero haciéndolo mejor apropiado para uso en pozos de temperatura elevada. Hasta un grado pequeño, derivados de celulosa, tales como hidroxietilcelulosa o hidroxipropilcelulosa y carboxi etilhidroxietilcelulosa, se usan con o sin reticuladores. Dos biopolímeros - xantano y escleroglucano -prueban excelente capacidad de suspensión de consolidador, pero son más costosos que los derivados de guar y así se usan menos frecuentemente. Los polímeros y copolímeros de poliacrilamida y poliacrilato se usan típicamente para aplicaciones de alta temperatura o como reductores de fricción a concentraciones bajas para todas las escalas de temperaturas. Los fluidos de fracturación a base de agua, libres de polímero se pueden obtener usando agentes tensioactivos viscoelásticos. Usualmente, estos ' fluidos se preparan mezclando en cantidades apropiadas de agentes tensioactivos apropiados, tales como aniónicos, catiónicos, no iónicos y zwiterciónicos . La viscosidad de los fluidos de agente tensioactivo viscoelástico se atribuye a la estructura tridimensional formada por los componentes del fluido. Cuando la concentración de agente tensioactivo en un fluido viscoelástico excede significativamente las concentraciones críticas, y en la mayoría de las casos en presencia de un electrolito, las moléculas de agente tensioactivo se agregan en especie, tales como micelios semejantes a gusano o semejantes a varilla, que pueden interactuar para formar una red que exhibe comportamiento viscoso y elástico. La segunda etapa del método aquí y a continuaciónb referida como "etapa consolidada" involucra la introducción periódica en el fluido de fracturación en la forma de partículas o granulos sólidos para formar una suspensión. La etapa consolidada se divide en dos subetapas periódicamente repetidas, la "subetapas portadora" involucra inyección de un fluido de fracturación sin consolidadora; y la "subetapas de consolidación" involucra adición de consolidador hacia el fluido de fracturación. Como resultado de la formación de trozo periódica de suspensión que contiene materiales de consolidación granulares, el consolidador no llena completamente la fractura. Más bien, los grupos de consolidador espaciados se forman como postes con canales entre los mismos través de los que pasan los fluidos de formación, como se muestra en la Figura 2. Los volúmenes de subetapas de consolidación y portadora como se bombean pueden ser diferentes. Es decir, el volumen de las subetapas de portador pueden ser mayores o menores que el volumen de las subetapas de consolidación. Además, los volúmenes de estas subetapas pueden cambiar con el tiempo. Es decir, una subetapas de consolidación bombeada temprano en el tratamiento puede ser de un volumen menor que una subetapas de consolidación bombeada posteriormente en el tratamiento. El volumen relativo de las subetapas se selecciona por el ingeniero basado en cuanta del área superficial de la fractura desea que sea soportada por los grupos de consolidador, y cuando del área de fractura es canales abiertos a través de los cuales los fluidos de formación están libres para fluir. El material de refuerzo y/o consolidación se introduce en el fluido de fractura durante la etapa consolidada para aumentar la resistencia de los grupos de consolidador formados e impedir su abatimiento durante el cierre de fractura. Típicamente, el material de refuerzo se añade a la subetapas de consolidación, pero como se ve abajo esto puede no siempre ser necesariamente el caso. Las concentración de ambos materiales de consolidación y refuerzo pueden variar con el tiempo a . través de la etapa de consolidación, y de subetapas a subetapas. Es decir, la concentración del material de refuerzo puede ser diferente en dos subetapas subsecuentes. También puede ser apropiado en algunas aplicaciones del presente método introducir el material de refuerzo en una forma continua a través de la etapa consolidada, tanto durante las subetapas portadora y de consolidación. En otras palabras, la introducción del material de refuerzo no está limitadas solamente a la subetapas de consolidación. Particularmente, diferentes implementaciones pueden ser preferibles cuando la concentración de los materiales de refuerzo no varía durante la etapa consolidada completa, monotónicamente aumenta durante la etapa consolidada; o monotónicamente disminuye durante la etapa consolidada. El consolidador revestido con resina, curable o parcialmente curable se puede usar como material de refuerzo y consolidación para formar los grupos de consolidador. El proceso de selección del consolidador revestido con resina apropiado para la temperatura estática de fondo de agujero particular (BHST) , y el fluido de fracturación particular son bien conocidos a trabajadores experimentados. Además, fibras orgánicas y/o inorgánicas pueden reforzar el grupo de consolidador. Estos materiales se pueden usar en combinación con consolidadotes revestidos con resina o separadamente. Estas fibras se podrían modificar para tener un revestimiento adhesivo solo, o un revestimiento adhesivo revestido por una capa de substancia no adhesiva que se puede disolver en el fluido de fracturación a medida que pasa a través de la fractura. Las fibras hechas de material adhesivo se pueden usar como material de refuerzo, revestirse mediante una substancia no adhesiva que se disuelve en el fluido de fracturación a medida que pasa a través de la fractura a las temperaturas subterráneas. Partículas metálicas son otra preferencia para material de refuerzo y se pueden producir usando aluminio, acero que contiene aditivos especiales que reducen la corrosión, y otros metales y aleaciones. Las partículas metálicas pueden estar configuradas para parecerse a una esfera y medir 0.1 - 4 mm. De preferencia, las partículas metálicas se usan de una forma alargada con una longitud más larga de 2 mm y un diámetro de 10 a 200 micrones. Adicionalmente, placas de substancias orgánicas o inorgánicas, cerámica, metales o aleaciones a base de metal se pueden usar como material de refuerzo. Estas placas pueden ser de forma de disco o rectángulo y de una longitud y anchura tales que para todos los materiales la relación entre cualesquiera dos de las tres dimensiones sea mayor de 5 a 1. Ambas subetapas portadora y de consolidación pueden incluir introducción de un agente hacia el fluido de fracturación para aumentar su capacidad de transporte de consolidador. En otras palabras, reducir el régimen de sedimentación de consolidador en el fluido de fractura. El agente puede ser un material con partículas alargadas cuya longitud excede mucho su diámetro. Este material afecta las propiedades reológicas y suprime la convección en el fluido, lo que resulta en una disminución del régimen de sedimentación de consolidador en el fluido de fractura. Los materiales que se pueden usar incluyen fibras que son orgánicas, inorgánicas, vidrio, cerámica, nyln, carbono y metálicas. Los agentes de transporte de consolidador pueden ser capaces de descomponerse en el fluido de fracturación basado en agua o en el fluido de fondo de pozo, tal como fibras hechas sobre la base de ácido poliláctico, ácido poliglicólico, alcohol de polivinilo, y otros. Las fibras se pueden revestir mediante o hacerse de un material que se hace adhesivo a las temperaturas de la formación subterránea. Pueden estar hechas de material adhesivo revestido por una substancia no adhesiva que se disuelve en el fluido de fracturación a medida que pasa a través de la fractura. Las fibras usadas pueden ser no más largas de 2 mm con un diámetro de 10 - 200 m, de conformidad con la condición principal de que la relación entre cualesquiera dos de las tres dimensiones sea mayor a 5 a 1. La concentración de peso del material fibroso en el fluido de fracturación es de 0.1 a 10%. La selección de consolidador es crítica cuando se usa este método de la invención y se debe seleccionar con consideración a aumentar la resistencia de los grupos de consolidador. Un grupo de consolidador debe mantener un espesor residual razonable en el esfuerzo de cierre de fractura completa. Este método provee un aumento en floujo entrante de fluido a través de canales abiertos formados entre los grupos de consolidador. En esta situación, el valor de permeabilidad de consolidador, como tal, no es decisivo para aumentar la productividad del pozo usando este método. De esta manera, un grupo de consolidador se puede crear satisfactoriamente usando arena cuyas partículas son demasiado débiles para usarse en fracturación hidráulica convencional en la formación presente. Los costos de arena substancialmente menores que el consolidador de cerámica. Adicionalmente, la destrucción de partículas de arena durante la aplicación de la carga de cierre de fractura podría mejorar el comportamiento de resistencia del mismo grupo que consiste de granulos de consolidador. Esto puede ocurrir debido al agrietamiento/destrucción de partículas de consolidador disminuye la porosidad del grupo aumentando de esta manera el grado de compacidad de consolidador. La arena bombeada hacia la fractura para crear grupos de consolidador no necesita buenas propiedades granulométricas, es decir, la distribución de diámetro estrecho de partículas. Por ejemplo, para implementar el método anterior, es posible usar 50 toneladas de arena, en donde 10 a 15 toneladas tienen un diámetro de partículas de 0.002 a 0.1 mm, 15 a 30 toneladas tienen un diámetro de partículas de 0.2 a 0.6 mm, y 10 a 15 toneladas tienen un diámetro de partículas de 0.005 a 0.05 mm. Se debe observar que alrededor de 100 toneladas de un consolidador más costoso que la arena sería necesario para obtener un valor de conductividad hidráulica en la fractura creada implementando el método anterior (convencional) de fracturación hidráulica. Para los propósitos de esta invención, puede ser preferible usar arena con un revestimiento adhesivo solo, o un revestimiento adhesivo revestido por una capa de substancia no adhesiva que se disuelve en el fluido de fracturación a medida que pasa a través de la fractura. Una substancia no adhesiva garantiza que las partículas del consolidador adhesivo no formará aglomerados antes de entrar a la fractura, y permite el control de un momento de tiempo
(un lugar) en la fractura cuando (en donde) una partícula de consolidador gana sus propiedades adhesivas. El revestimiento adhesivo se cura a la temperatura de formación, y las partículas de arena se aglutinan entre sí. Las partículas de enlace dentro de los grupos reduce el régimen de erosión de grupo de consolidador a medida que los fluidos de formación fluyen más allá del grupo, y reduce al mínimo la destrucción de grupo de consolidador por erosión.
En algunos casos, la primera modalidad de esta invención puede requerir que la etapa de consolidación sea seguida por una tercera etapa, aquí y más adelante referida como la "etapa de cola" que involucra la introducción continua de una cantidad de consolidador. Si se emplea, la etapa de cola del tratamiento de fracturación se parece al tratamiento de fracturación convencional, en donde un lecho continuo de consolidador convencional bien clasificado se coloca en la fractura relativamente cerca del pozo de sondeo. La etapa de cola puede involucrar introducción de ambos, un agente que aumenta la capacidad de transporta de consolidador de fluido y/o un agente que actúa como un material de refuerzo. La etapa de cola se distingue de la segunda etapa por la colocación continua de un consolidador bien clasificado, es decir, un consolidador con un tamaño de partículas esencialmente uniforme. La resistencia de consolidador es suficiente para prevenir su agrietamiento
(desmoronamiento) cuando se somete a esfuerzos que ocurren en el cierre de fractura. El papel del consolidador en esta etapa es prevenir el cierre de fractura y, por lo tanto, proporciona buena conductividad de fractura en proximidad al pozo de sondeo. Los consolidadotes usados en esta tercera etapa deben tener propiedades similares a los consolidadotes convencionales . SEGUNDA MODALIDAD El método de fracturación hidráulica en esta modalidad introduce uno o más agentes hacia el fluido de tratamiento para promover la formación de grupos de consolidador en la fractura durante el bombeo, mientras que se bombean continuamente agentes de consolidación. Cunado el agente reacciona ocasiona la formación local de un grupo de consolidador. Típicamente, el agente se selecciona o diseña de modo que su acción o función se retrase hasta que se coloca dentro de la fractura. La reacción química y/o física retrasada es un proceso comúnmente usado en la fracturación hidráulica así como muchos otros procesos industriales. Un proceso que se puede usar es la simple activación de temperatura del agente a medida que el fluido de fracturación se calienta a medida que entra a la formación de temperatura superior profunda en la formación en la tierra. Por ejemplo, la homólisis de persulfato de amonio es relativamente lenta a temperaturas superficiales de 20°C, pero relativamente rápida a temperaturas de formación de 100°C. Un segundo proceso es disolución lenta del agente reactivo, o de un aglutinante. Por ejemplo, la relación de disolución de alcohol de polivinilo en agua depende de su peso molecular. La encapsulación de una especie reactiva es un proceso común empleado en la fracturación hidráulica. El material o agente reactivo se protege durante un tiempo del fluido de fracturación mediante una cápsula relativamente no reactiva. El material encapsulado subse4cuentemente libera el agente reactivo, ya sea lenta o rápidamente mediante muchos métodos diferentes. La encapsulación se puede diseñar para liberar sus contenidos mediante disolución, erosión mecánica, hinchamiento de trituración y ruptura, o simplemente mediante difusión lenta. Los ejemplos de mecanismos de liberación para entrega química controlada se describen en muchas patentes y publicaciones. (Patentes de EUA No. 5,658,861; 4,657,784; 5,716,923; 5,505,740; 5,910,322). lEsta modalidad de la invención involucra varios pasos. La primera etapa del tratamiento de fracturación, la
"etapa de almohadilla" se bombea como es usual. A diferencia de la modalidad anterior en donde los consolidadotes se bombearon discontinuamente, en esta modalidad el consolidador
(agente de consolidación) se bombea continuamente. La concentración del consolidador puede aumentar, permanecer constante, o disminuir durante la etapa consolidada. Normalmente las concentraciones de consolidador empiezan bajas, y se hacen rampa ascendente a concentraciones superiores cerca del final del tratamiento. La clave a esta modalidad es que un agente ocasiona la nucleación o formación de grupos de consolidador se introduce discontinua o periódicamente hacia el fluido de fracturación durante la etapa consolidada. El agente está diseñado para trabajar en solamente una región o zona pequeña dentro de la fractura. Los materiales de consolidación dentro de esta zona son influenciados de tal manera que formar grupo, puente o se hacen inmóviles. Además de consolidadotes que se bombean después de la formación de grupo puede acumularse en el grupo y hacerlo crecer en tamaño. Una forma de practicar esta invención es generar grupos de consolidador reduciendo localmente la capacidad de los fluidos de transportar partículas de fase sólida. En este caso, el agente podría ser una concentración elevada de "ruptores" oxidantes, tales como persulfato de amonio que -cuando reacciona con el • fluido de fracturación en diferentes lugares en la fractura - conduce a disminuciones drásticas y significativas en la viscosidad local del fluido de fracturación. Cuando la viscosidad del fluido cae por debajo de un valor crítico, el fluido de fracturación es incapaz de transferir las partículas de consolidador. Las partículas se detienen, sedimentan y forman grupos de consolidador. La adición de fibras mejora grandemente la formación de grupo de consolidador. La Figura 1 muestra la viscosidad crítica del fluido de fracturación contra la concentración de consolidador. Los ruptores encapsulados con un tiempo de liberación prolongado se pueden usar al principio de la etapa consolidada, y los ruptores encapsulados con tiempos de liberación cortos se pueden usar al final de la etapa consolidada. Los materiales de refuerzo, tales como fibras, pueden aumentar grandemente la tendencia de los consolidadotes a amontonarse localmente entre las paredes de fractura y formar un grupo. Por lo tanto, en esta modalidad, fibras y/u otros materiales de refuerzo como se discuten arriba se pueden añadir al fluido de fracturación durante la etapa consolidada ya sea continuamente hacia o discontinuamente (al mismo tiempo que el ruptor) . Los requerimientos de propiedades de consolidador usado en la primera modalidad se aplican en la segunda también. Es posible usar un consolidador sin una distribución de diámetro estrecha de partículas, es decir, un consolidador clasificado de manera baja con un valor de resistencia relativamente pequeño por partícula. Por ejemplo, puede haber partículas de arena con revestimientos similares a aquella descrita en la primera modalidad del método. La tercera etapa arriba mencionada también puede ocurrir. Las especies químicas que ligan competitivamente los agentes de reticulación pueden ser otro tipo de agente usado para reducir localmente la viscosidad de fluido. La liberación local de quelantes, (que reaccionan con reticuladores de zirconato) , sorbitol o alcohol de polivinilo (que reaccionan con reticuladores de borato) u otras especies que desactivan al reticulador pueden ocasionar que el gel de polímero deshaga la reticulación y reducir significativamente la viscosidad de fluido de fracturación. Puesto que muchas reacciones de reticulación son dependientes de pH, la liberación localizada de un ácido o base también puede reducir la viscosidad de fluido. Por ejemplo, se puede manipular el pH de fluido de' fracturación a través de la introducción del ácido y/o partículas de substancias encapsulados, por ejemplo ácido poliláctico o ácido poliglicólico en los que la liberación o generación del ácido ocurre a un régimen controlado. Cambiar el pH de fluido de fracturación reduce la afinidad del reticulador para formar enlaces estables con el polímero y la viscosidad de fluido disminuye para ciertas combinaciones específicas de reticulador de polímero.
Para dichos propósitos, un absorbente encapsulado o agente de quelación competitivo del reticulador de cadena de polímero se puede usar también, lo que permite la liberación controlada. Los químicos de gel reticulado, tales como gluconato de sodio o sorbitol, se pueden usar para un borato. Para reticuladores de metal, tales como titanatos o zirconatos, los químicos incluyendo, pero no limitados a EDTA, NTA, fosfatos, acetatos de polivinilo se pueden usar. La selección del químico específico para atacar al reticulador en cuestión es bien conocida a los trabajadores expertos y pueden ser ayudados mediante referencias tales como R. M. Smith y A. E. martell, "critical Stability Constants", Vol. 1-6, Plenum Press, New York, 1974, 1975, 1976, 1977, 1982 y 1989. Estos absorbentes pueden ser, por ejemplo, fosfatos o acetatos de polivinilo. El agente que proporciona formación de grupo de consolidador disminuyendo la viscosidad local del fluido de fracturación también puede representar substancias químicas que reaccionan con el fluido de fracturación para proporcionar una cantidad significativa de extracción de calor local, resultando en calentamiento del fluido de fracturación y de esta manera disminuyendo su viscosidad local. Ejemplos de dichas substancias incluyen explosivos o metales reactivos encapsulados tales como sodio, que libera la substancia en diversos lugares en la fractura para proporcionar formación de grupo de consolidador a través de la longitud de la fractura. (Solicitud de Patente US2004/0226715 Al: willberg, Desroches, y col). LA TERCERA MODALIDAD La tercera modalidad está dirigida a formación de grupos de consolidador y canales entre los mismos reduciendo la movilidad de consolidador en la fractura. Este método involucra primera y segunda etapas similares a la segunda modalidad, pero difiere en que los agentes que producen formaciones de grupo disminuyen la movilidad de las partículas de consolidador. Estos aditivos pueden ser haces de fibra que se expanden lentamente y cortas fibras individuales debido a agitación mecánica. El volumen excluido aumentado del haz, y el aumento localizado de concentración de fija puede iniciar montones y crear los grupos de consolidador. Los aditivos también pueden ser alambres cortados hechos de una aleación que posee propiedades de "memoria de forma". Por ejemplo, las aleaciones de memoria de forma de Cobre-Aluminio-Níquel (CuAlNi) funcionan a través de la escala de temperatura de muchas formaciones que contienen petróleo y gas. Estos materiales se pueden doblar para formar bolas pequeñas 8resortes9 y retener su forma a la temperatura superficial. Cuando se calientan a la temperatura del depósito, el material con "memoria de forma" se somete a transición de fase acompañada por recuperación de su forma de línea recta memorizada original. La variación de temperatura de transición de fase es posible variando la composición de aleación. Puede ser preferible introducir un material cuya temperatura de transición de fase varía de porción a porción. Al principio de la etapa consolidada, por ejemplo, puede ser razonable introducir materiales con la temperatura de transición de fase más elevada, por ejemplo, ligeramente menor que la temperatura de formación; y al final de la segunda etapa, puede ser razonable introducir un material que tiene la temperatura de transición de fase más baja, por ejemplo ligeramente más que la temperatura de fluido superficial. Las bolas del material con "memoria de forma" usualmente similares en tamaño a partículas de consolidador
(K. Otsuka, C.M. Wayman, Sha e memoria materials, Cambridge University Press, 1999; EP 0360319 Al; Patente de EUA 5,040,283; patente de EUA 5,057,114; Patente de EUA 6,572,208; patente de EUA 4,980,960; patente de EUA-4, 619,320) .
Cuando las bolas de metal se someten a una temperatura elevada en la fractura, recuperan su forma original, es decir, se enderezan. Como se anotó arriba, el aumento local de sus contenidos promueve efectivamente la formación de grupos de consolidador en la fractura. La capacidad de variar la temperatura de recuperación de forma gradualmente variando la composición de aleación 'permite la formación de alambres y de esta manera grupos de consolidador inmóviles distribuidos uniformemente a -través de la longitud de la fractura. La implementación de este método en su tercera modalidad también puede estipular el uso de material súper absorbente para formar montones locales en el fluido de fracturación que fluye. Los súper-absorbentes tales como copolímeros de poliacrilamida poliacrilato reticulados pueden adsorber una cantidad de agua de 100 a 300 veces su peso en agua. Una amplia variedad de súper-absorbentes están disponibles. La selección de uno particular para el presente método se determina por factores tales como temperatura de formación, contenido de sal del agua usada para preparar el fluido de fracturación, y otros. Es preferible para uso en el presente método un súper-absorbente protegido por una coraza o emulsión que se disuelve o dispersa a medida que pasa a través de la fractura o durante elevación de la temperatura de fluido de fracturación, o una combinación de estas condiciones. Variando el espesor de coraza, es posible controlar el tiempo de expansión entre la introducción de una porción del súper-absorbente hacia el fluido de fracturación y su liberación de la coraza. Cuando la coraza se disuelve o dispersa, una partícula absorbente empieza su crecimiento absorbiendo agua de sus medios circundantes. Aumentar la masa y tamaño de partículas desacelera su movimiento a través de la fractura y finalmente resulta en montones locales, captura de partículas de consolidador, y formación de grupos de consolidador. En la tercera modalidad del método, los aditivos usados para disminuir la movilidad del consolidador en la fractura mediante granulos, fibras, o placas cuya superficie se hace "adhesiva" a temperaturas de formación. Para practicar este método, revestimiento adicional de partículas con superficies adhesivas con una capa de una substancia no adhesiva que se disuelve en el fluido de fracturación puede ser preferible; variando el espesor de substancia, la expansión de tiempo se puede variar cuyo lapso da lugar a formación de grupos de consolidador debido a sus propiedades adhesivas superficiales. Otra técnica para controlar la expansión de tiempo emplea revestimientos que ganan propiedades adhesivas a temperaturas diferentes. Para aplicar la presente técnica, puede ser preferible introducir partículas con un espesor máximo de revestimiento protector (de esta manera con una temperatura máxima de demostración de propiedades "adhesivas) al principio de la segunda etapa. Y es preferible introducir respectivamente' partículas con un espesor mínimo de un revestimiento protector (de esta manera con una temperatura mínima de demostrar propiedades "adhesivas") al final de la segunda etapa. Cuando dichas partículas entran a la fractura, chocan (rebotan) y se conglutinan formando aglomerados de partículas de consolidador. Cuando el tamaño de los aglomerados se hace comparable con la anchura característica de la fractura, hacen cuña entre las caras de fractura ocasionando montones de consolidador locales y formación de grupos de consolidador. Como en modalidades anteriores del método, esta puede incluir introducir materiales de refuerzo hacia el fluido de fracturación, aumentando de esta manera la resistencia de los grupos de consolidador formado; e introduciendo agentes que aumentan la capacidad de transporte de consolidador de fluido disminuyendo el régimen de sedimentación de consolidador, particularmente para uso de un consolidador que es relativamente fuerte en forma moderada, una distribución (posiblemente) amplia de tamaños de partícula, el consolidador revestido preliminarmente con una capa aglutinante curable bajo condiciones de formación, permanece aplicable en la presente modalidad del método. La tercera etapa arriba mencionada del método también es posible. LA CUARTA MODALIDAD La cuarta modalidad del método de fracturación hidráulica está dirigida a la formación de grupos de consolidador y canales entre los mismos bombeando en secuencia dos fluidos con viscosidades contrastantes hacia la perforación. Este método involucra una primera etapa similar a aquella en las modalidades arriba mencionadas, y una segunda etapa que involucra introducción continua de consolidador hacia un fluido determinado. Similar a las modalidades anteriores, la segunda etapa puede involucrar introducir materiales de refuerzo hacia el fluido de fracturación, estos materiales aumentando la resistencia de los grupos de consolidador formados; e introduciendo un agente que aumenta la capacidad de transporte de consolidador del fluido disminuyendo el régimen de sedimentación de los consolidadores. Todos los requerimientos para selección de consolidador, particularmente el uso de un consolidador con una resistencia relativamente moderada, una distribución de tamaño amplio de partículas, y revestidas preliminarmente con una capa de aglutinante curable bajo condiciones de formación, todavía son aplicables en la presente modalidad. La tercera etapa del presente método termina la inyección de fluido de fracturación que contiene consolidador junto con otros materiales, y en su lugar inyecta un fluido de viscosidad muy baja hacia la fractura creada. Debido a la diferencia entre sus viscosidades, la inyección del fluido de viscosidad inferior después de la inyección del fluido más viscoso resulta en penetración del fluido de viscosidad inferior hacia el fluido más viscoso en la forma de "intrusiones". Esto forma canales en el consolidador que llena la fractura dividiendo el consolidador en grupos discretos, como se muestra en la Figura 4. en la modalidad de la Figura 4, la relación de viscosidades de fluido es 80. Como en las modalidades anteriores, el presente método puede incluir una cuarta etapa "de cola" que involucra introducción continua de un consolidador con tamaño de partícula esencialmente uniforme, un material de refuerzo, y/o un material con partículas alargadas que aumentan la capacidad de transporte de consolidador del fluido de fracturación hacia el fluido. Todos los métodos para fracturación hidráulica arriba descritos y con diferentes mecanismos para formar grupos de consolidador proporcionan conductividad de fractura hidráulica muy elevada. Esto ocurre a través de la formación de grupos de consolidador fuertes bien espaciados a través de la longitud y altura de la fractura. Los grupos son estables lo suficiente para impedir que la fractura se cierre; y los canales entre grupo tienen una sección transversal suficientemente grande para que fluyan los fluidos de formación.
Claims (3)
1. - El método de conformidad con la reivindicación 6, en donde las partículas alargadas son fibras hechas de materiales orgánicos que ocurren naturalmente o sintéticos, o vidrió, cerámica, carbono, fibras inorgánicas o metálicas. 8.- El método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado por fibras hechas sobre la base de ácido poliláctico, ácido poliglicólico, polietiltereftalato (PDT) , copolímeros de estos poliésteres y alcohol de polivinilo. 9.- El método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado por fibras revestidas por, o hechas de un material que se hace adhesivo a las temperaturas de formación. 10.- El método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado por fibras hechas de material adhesivo revestidas por una substancia no adhesiva que se disuelve en el fluido de fracturación a medida que pasa a través de la fractura. 11.- El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado por una concentración de peso del material en el fluido de fracturación de 0.1-10%. 12.- El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado por materiales de más de 2 mm de largo con diámetros de 3-200 um. 13.- El método de conformidad con todas las reivindicaciones 1-12, caracterizado por el volumen de inyección del fluido de fracturación que contiene consolidador siendo menor que el volumen de inyección del fluido que no contiene consolidador, para crear grupos de consolidador menores y canales mayores entre los mismos para que pasen los fluidos de formación. 14.- El método de conformidad con todas las reivindicaciones 1-13, caracterizado por el consolidador que comprende una mezcla de fracciones de material con diferentes diámetros de partícula, una relación de diámetro de partículas en cada fracción, y una cantidad relativa de cada fracción siendo seleccionada para reducir al mínimo la porosidad resultante del grupo o islas de consolidador. 15.- El método de conformidad con todas las reivindicaciones 1-14, caracterizado por partículas del consolidador que tiene un revestimiento resinoso o adhesivo solo, o un revestimiento resinoso o adhesivo revestido por una capa de substancia no adhesiva capaz de disolverse en el fluido de fracturación a medida que pasa a través de la fractura. 16.- El método de conformidad con todas las reivindicaciones 1-15, caracterizado por una tercera etapoa que involucra la introducción continua de un consolidador hacia el fluido de fracturación, el consolidador teniendo un tamaño de partículas esencialmente uniforme. 17.- El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado por la tercera etapa que involucra además introducción continua de un material de refuerzo, material de consolidación, o ambos, hacia el fluido de fracturación. 18.- El método de conformidad con la reivindicación 16 o reivindicación 17, caracterizado por la tercera etapa que involucra además introducción continua de un material hacia el fluido de fracturación, el material teniendo partículas alargadas que aumentan la capacidad de transporte de consolidador del fluido. 19.- Un método para fracturación hidráulica de formación subterránea que comprende: una primera etapa que involucra inyección de fluido de fracturación hacia una perforación, el fluido conteniendo espesadores para crear una fractura en la formación; y una segunda etapa que involucra introducción de consolidador hacia el fluido de fracturación inyectado para impedir el cierre de la fractura creada, y además, que involucra introducción periódica de un agente hacia el fluido de fracturación para proporcionar formación de grupos de consolidador en la fractura creada y canales para que fluyan los fluidos de formación. 20.- El método de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado en que, para formar grupos de consolidador el agente reacciona con el fluido de fracturación después de un lapso de tiempo desde el momento en que se introduce hacia el fluido de fracturación, ese momento variado para proporcionar la reacción del agente con el fluido de fracturación en lugares diferentes en la fractura creada, y formación de los grupos de consolidador en estos lugares. 21.- El método de conformidad con la reivindicación 20, que incluye el paso de variar el período de tiempo que usa uno de los siguientes mecanismos: variación de la composición química del agente; encapsulación del agente en granulos protegidos por corazas destruidas durante el período de tiempo disolviendo las corazas en el fluido de fracturación, o mediante destrucción erosiva de las mismas mediante choques con otras partículas de agente y una superficie de fractura; o triturándolos con las caras de fractura en el cierre de fractura, encapsulación del agente en corazas semipermeables que se hinchan y rompen en el fluido de fracturación; encapsulación del agente en una membrana semipermeable o coraza porosa para su difusión lenta a través del mismo; encapsulación del agente hacia una coraza capaz de disolverse o de eliminarse por lavado. 22.- El método de conformidad con la reivindicación 20, que incluye el paso de variar el período de tiempo usando uno de los siguientes mecanismos: variando la composición química del agente; encapsulando el agente en granulos de material poroso que se destruyen durante el período de tiempo disolviendo las corazas en fluido de fracturación, o mediante destrucción erosiva de los granulos mediante choque con otras partículas de agente y una superficie de fractura, o triturando los granulos en el cierre de las paredes de fractura, o separación lenta de los químicos reactivos fuera del granulo. 23.- El método de conformidad con las reivindicaciones 19-22, caracterizado por el agente que representa aditivos que proporcionan disminución local drástica y significativa en viscosidad del fluido de fracturación y sedimentación del consolidador en el mismo. 24.- El método de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado por aditivos que son ruptores de fluido de fracturación que reaccionan en el mismo en diferentes lugares en la fractura. 25.- El método de conformidad con la reivindicación 24, caracterizado por un ruptor con partículas revestidas por corazas de diversos espesores que se disuelven en el fluido de fracturación y liberan el ruptor para su reacción con el fluido de fracturación en diversos lugares de la fractura. 26.- El método de conformidad con la reivindicación 24 o reivindicación 25, caracterizado en que el ruptor del fluido de fracturación es un oxidante que reacciona con el fluido de fracturación y resulta en rupturas de cadena 'de polímero del fluido de fracturación. 27.- El método de conformidad con la reivindicación 26, caracterizado por un catalizador introducido hacia el fluido de fracturación para aumentar el régimen de reacción de un oxidante ya disuelto o disperso dentro del fluido de fracturación. 28.- El método de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado por aditivos que pueden destruir un sitio de reticulación, ocupar un sitio de reticulación, o secuestrar la especie de reticulador de un fluido de fracturación reticulado. 29.- El método de conformidad con la reivindicación 28, caracterizado por aditivos revestidos por corazas de diversos espesores que se disuelven en el fluido de fracturación y liberan los aditivos en diversos lugares de la fractura. 30.- El método de conformidad con la reivindicación 28 o reivindicación 29, caracterizado por aditivos representados por ácido poliláctico, ácido poliglicólico, alcoholes de polivinilo, sorbitol, gluconatos, ADTA, NTA o fosfatos. 31.- El método de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado por aditivos que son explosivos, propulsores, metales reactivos, o cualesquiera otros materiales reactivos que resultan en calentamiento localizado de fluido de fracturación y están encapsulados en las corazas que se destruyen cuando entran a la fractura y liberan los aditivos en diversos lugares de la fractura. 32.- El método de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado por el agente que representa aditivos que reducen la movilidad de partículas de propulsor. 33.- El método de conformidad con la reivindicación 32, caracterizado por aditivos que son haces de fibra encapsulados en corazas, o ligadas juntas liberando lentamente agentes de apresto, cuya disolución en el fluido de fracturación proporciona hidratación o dispersión de fibras y un aumento en su concentración en el fluido de fracturación. 34.- El método de conformidad con la reivindicación 32, caracterizado por aditivos que son materiales que regresan a su forma inicial cuando se calientan a una cierta temperatura. 35.- El método de conformidad con la reivindicación 34, caracterizado en que el material representa tramos de fibras retorcidas hacia bolas que se enderecen o aumentan su volumen cuando se calientan. 36.- El método de conformidad con la reivindicación 32, caracterizado por aditivos de materiales con capacidad de absorción elevada. 37.- El método de conformidad con la reivindicación 36, caracterizado por partículas de un material con capacidad de absorción elevada retrasada física o químicamente ya sea por una coraza temporal, reticulaciones temporales, o tratamientos químicos temporales, que retrasan la hidratación y expansión volumétrica del material absorbente hasta que alcanza su ubicación deseada en la fractura, en donde el absorbente se activa mediante disolución del agente de retraso, temperatura, abrasión del material, o una combinación de estos tres. 38.- el método de conformidad con la reivindicación 32, caracterizado por aditivos que son granulos, fibras, o placas cuya superficie se hace adhesivo a temperaturas de formación. 39.- El método de conformidad con la reivindicación 38, caracterizado por los granulos, fibras o placas que tienen una superficie de adhesivo revestida por una capa de una substancia no adhesiva que se puede disolver en el fluido de fracturación. 40.- El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 19-39, caracterizado por la segunda etapa que involucra introducción adicional de un material hacia el fluido de fracturación continua o simultáneamente con el agente, el material teniendo partículas largadas cuya longitud excede mucho su diámetro y aumenta la capacidad de transporte de consolidador del fluido. 41.- El método de conformidad con la reivindicación 40, caracterizado por el material que tiene partículas alargadas que involucran fibras que courren naturalmente orgánicas, sintéticas orgánicas, de vidrio, cerámica, carbono, inorgánicas, y metálicas. 42.- El método de conformidad con la reivindicación 41, caracterizado por fibras hechas sobre la base de polímeros que se pueden someter a hidrólisis en oligómeros solubles en agua, o monómeros. Ejemplos específicios incluyen ácido poliláctico, ácido poliglicólico, tereftalato de polietilo (PET), y copolímeros de los mismos. 43.- El método de conformidad con la reivindicación 41, caracterizado por fibras hechas sobre la base de polímeros que se disuelven lentamente, o cuya disolución depende de la temperatura. Ejemplos específicos incluyen fibras basadas en alcohol de polivinilo. 44.- El método de conformidad con la reivindicación 41, caracterizado por fibras revestidas con, o hechas de un material que se hace adhesivo a temperaturas de formación. 45.- El método de conformidad con la reivindicación 41, caracterizado por fibras hechas de un material que es adhesivo y revestido con una substancial no adhesiva que se disuelve en el fluido de fracturación. 46.- El método de conformidad con la reivindicación 40, caracterizado por la concentración de un material que tiene partículas alargados de 0.1-30% en peso del fluido. 47.- El método de conformidad con la reivindicación 40, caracterizado por las partículas del material que tiene una relación entre dimensiones mayor de 5:1. 48.- El método de conformidad con todas las reivindicaciones 17-47, caracterizado por la segunda etapa que involucra además introducción de un material de refuerzo o consolidación, o ambos, hacia el fluido de fracturación continua o simultáneamente con el agente. 49.- El método de conformidad con la reivindicación 48, caracterizado por un material de refuerzo de: fibras orgánicas, inorgánicas, u orgánicas e inorgánicas, que tienen un revestimiento adhesivo solo o un revestimiento adhesivo revestido por una capa de una substancia no adhesiva que se puede disolver en el fluido de fracturación a medida que pasa a través de la fractura; las partículas metálicas teniendo una forma esférica o una alargada; placas de substancias orgánicas o inorgánicas, cerámicas, metales o aleaciones de metal, que tienen una relación entre dimensiones mayor de 5:1. 50.- el método de conformidad con todas las reivindicaciones 19-49, caracterizado por el consolidador que comprende una mezcla de fracciones de material que tienen diferentes diámetros de sus partículas, una relación de diámetro de partículas en cada fracción, y una cantidad relativa de cada fracción siendo seleccionada para reducir al mínimo la porosidad resultante del consolidador. 51.- El método de conformidad con todas las reivindicaciones 19-50, caracterizado por partículas del consolidador que tiene un revestimiento adhesivo solo o un revestimiento adhesivo revestido por una capa de substancia no adhesiva que se puede disolver en el fluido de fracturación a medida que pasa a través de la fractura. 52.- El método de conformidad con todas las reivindicaciones 19-51, caracterizado por una tercera etapa que involucra introducción continua de un consolidador hacia el fluido de fracturación, el consolidador teniendo tamaño de partícula esencialmente uniforme. 53.- El método de conformidad con la reivindicación 52, caracterizado por la tercera etapa que involucra además introducción continua de un material de refuerzo hacia el fluido de fracturación. 54.- El método de conformidad con la reivindicación 52 o reivindicación 53, caracterizado por la tercera etapa que involucra además introducción continua de un material hacia el fluido de fracturación, el material teniendo partículas alargadas que aumentan la capacidad de transporte de consolidador del fluido. 55.- Un método para fracturación hidráulica de una formación subterránea que comprende: una primera etapa que involucra inyección de un fluido de fracturación hacia una perforación, el fluido conteniendo espesadores para crear una fractura de la formación; una segunda etapa que involucra introducción continua de un consolidador hacia el fluido de fracturación inyectado para suministrar el consolidador hacia una fractura creada para prevenir su cierre, y una tercera etapa que involucra inyección de una viscosidad inferior, en comparación con el fluido de fracturación hacia el fluido de fracturación, el fluido de viscosidad inferior, debido a la diferencia en viscosidad comparada con el fluido de fracturación, penetrando hacia el fluido de fracturación en la forma de intrusiones que dividen el consolidador hacia grupos discretos para formar canales entre los mismos a través de los cuales pasan los fluidos de formación. 56.- El método de conformidad con la reivindicación 55, caracterizado por la segunda etapa que involucra además introducción de un material hacia el fluido de fracturación continua o simultáneamente con el agente, el material teniendo partículas alargadas cuyas longitudes exceden sus diámetros por una relación entre dimensiones mayor de 5:1 y aumentan la capacidad de transporte de consolidador del fluido. 57.- El método de conformidad con la reivindicación 56, caracterizado por el material que tiene partículas alargadas que involucran fibras que ocurren naturalmente orgánicas, inorgánicas, sintéticas orgánicas, de vidrio, cerámica, carbono y metálicas. 58.- El método de conformidad con la reivindicación 57, caracerizada por fibras hechas sobre la base de polímeros que se pueden someter a hidrólisis hacia oligómeros solubles en agua, o monómeros, ácido poliláctico, ácido poliglicólico, polietilterftato (PET) , y copolímeros de los mismos. 59.- El método de conformidad con la reivindicación 58, caracterizado por fibras hechas sobre la base de polímeros que se disuelven lentamente, o cuya disolución es muy dependiente de la temperatura. Ejemplos específicos incluyen fibras basadas en alcohol de polivinilo. 60.- El método de conformidad con la reivindicación 57, caracterizado por fibras revestidas por, o hechas de un material que se hace adhesivo a las temperaturas de formación. 61.- El método de conformidad con la reivindicación 57, caracterizado por fibras hechas de un material que es adhesivo y revestido por una substancia no adhesiva que se disuelve en el fluido de fracturación a medida que pasa a través de la fractura. 62.- El método de conformidad con la reivindicación 56, caracterizado por una concentración de peso del material en el fluido de fracturación de 0.1-30%T. 63.- El método de conformidad con la reivindicación 56, caracterizado por las partículas del material que tienen una relación entre dimensiones mayor de 5:1. 64.- El método de conformidad con todas las reivindicaciones 55-63, caracterizado por la segunda etapa que involucra además introducción de un material de refuerzo hacia el fluido de fracturación continua o simultáneamente con el agente. 65.- El método de conformidad con la reivindicación 55, caracterizado por un material de refuerzo de: fibras orgánicas, inorgánicas, u orgánicas e inorgánicas, que tienen un revestimiento adhesivo solo o un revestimiento adhesivo revestido por una capa de substancia no adhesiva capaz de disolverse en el fluido de fracturación a medida que pasa a través de la fractura; partículas metálicas que tienen una forma esférica o una alargada, placas de substancias orgánicas o inorgánicas, cerámica, metales o aleaciones de metal, con una relación entre cualesquiera dos de las tres dimensiones mayor de 5 a 1. 66.- el método de conformidad con todas las reivindicaciones 55-65, caracterizado por el consolidador que comprende una mezcla de fracciones de material que tienen diámetro diferentes de partículas, una relación de diámetro de partículas en cada fracción y una cantidad relativa de cada fracción seleccionada de manera de reducir al mínimo la porosidad resultante del consolidador. 67.- El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 55-66, caracterizado por partículas del consolidador que tienen un revestimiento de adhesivo solo o un revestimiento de adhesivo cubierto por una capa de una substancia no adhesiva que es soluble en el fluido de fracturación a medida que pasa a través de la fractura. 68.- El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 55-67, caracterizado por una cuarta etapa que involucra introducción continua de un consolidador hacia el fluido de fracturación, el consolidador teniendo tamaño de partícula esencialmente uniforme. 69.- El método de conformidad con la reivindicación 68, caracterizado por la cuarta etapa que involucra además introducción continua de un material de refuerzo hacia el fluido de fracturación. 70.- El método de conformidad con la reivindicación 67 o reivindicación 68, caracterizado por la cuarta etapa que involucra además introducción continua de un material hacia el fluido de fracturación, el material teniendo partículas alargadas que aumentan la capacidad de transporte de consolidador del fluido.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| MX2008009169A true MX2008009169A (es) | 2008-09-26 |
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