MX2015001302A - Micro apuntalantes para estimulacion de campo lejano. - Google Patents

Micro apuntalantes para estimulacion de campo lejano.

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Abstract

Una zona subterránea que rodee un pozo es fracturada con un fluido de fracturación. Se bombea micro apuntalante de malla 200 o más pequeña al interior de fracturas de campo lejano de la zona subterránea y apuntalar las fracturas de campo lejano manteniendo las abiertas.

Description

MICRO APUNTALANTES PARA ESTIMULACIÓN DE CAMPO LEJANO CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere al campo de apuntalantes para fracturas hidráulicas, y más particularmente, a micro apuntalantes para estimulación de campo lejano.
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN En ciertas formaciones de permeabilidad baja, tales como rocas sedimentarias ( shale) , la fracturación hidráulica es necesaria para producir de manera efectiva fluidos desde la formación. Una estimulación de fracturación hidráulica en rocas sedimentarias y formaciones similares no solamente forma fracturas primarias en el campo cercano alrededor del pozo, sino que también forma fracturas inducidas, ramificadas en el campo lejano que se extienden desde las fracturas primarias. Estas fracturas inducidas, ramificadas se forman generalmente en la punta y bordes de las fracturas primarias, y se extienden hacia fuera en una manera parecida a la ramificación de un árbol desde las fracturas primarias.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN Como se mencionó anteriormente, en ciertas formaciones de permeabilidad baja, la estimulación de fracturación hidráulica forma fracturas primarias en el campo cercano alrededor del pozo y fracturas inducidas, ramificadas en el campo lejano. Las fracturas ramificadas se forman generalmente en la punta y borde de las fracturas primarias, y se extienden hacia fuera en una manera parecida a la ramificación de un árbol. Debido a que estas fracturas secundarias, ramificadas se pueden extender transversalmente a la trayectoria de las fracturas primarias, estas pueden alcanzar y enlazarse con fracturas naturales en y adyacentes a la trayectoria de las fracturas primarias. Como tal, pueden alcanzar una porción más grande de la red de fracturas que ocurren naturalmente, y enlazar las fracturas naturales de vuelta a las fracturas primarias y al pozo. Las rocas sedimentarias (shale), y muchas otras formaciones de permeabilidad baja, por ejemplo se conoce que formaciones que tienen una permeabilidad de aproximadamente 1 milidarcy (mD) o menos, se fracturan de esta manera.
Los conceptos en este documento abarcan el apuntalamiento de las fracturas inducidas, ramificadas y, en ciertos casos, las fracturas naturales enlazadas, para mejorar potencialmente la recuperación de la formación. Las fracturas inducidas, ramificadas son pequeñas. Los apuntalantes típicos que se utilizan en la estimulación de fracturación hidráulica, en el rango de malla 100 a 12 (149- 1680 mm), no pueden invadir las fracturas ramificadas, y por lo tanto, no apuntalarán o mantendrán abiertas las fracturas ramificadas cuando se retire la presión hidráulica del tratamiento de fracturación. Por lo tanto, se utilizan micro apuntalantes más pequeños que la malla 100 (149 pm), y en ciertos casos iguales o más pequeños que la malla 200 (74 pm), la malla 230 (63 pm) o incluso la malla 325 (44 pm), para apuntalar y mantener abiertas estas fracturas inducidas, ramificadas. En ciertos casos, el tamaño del micro apuntalante se puede seleccionar en relación con el tamaño de las fracturas ramificadas que se van a apuntalar, de tal forma que el tamaño de partícula es menor que la dimensión transversal de la fractura ramificada cuando se mantiene abierta bajo la presión de fracturación.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La Figura 1 es un esquema de un sistema de fracturación para un pozo.
La Figura 2 es una vista lateral esquemática de un sistema de pozo durante un tratamiento de fractura.
Los símbolos de referencia similares en los diferentes dibujos indican elementos similares.
DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN La Figura 1 es un ejemplo de un sistema de estimulación de fracturas 10 de acuerdo con los conceptos de este documento. En ciertos casos, el sistema 10 incluye un aparato de producción de gel de fracturación 20, una fuente de fluido 30, una fuente de apuntalante 40, y un sistema de bomba y mezclador 50 y reside en un sitio de pozo 60 en la superficie. En ciertos casos, el aparato de producción de gel 20 combina un precursor de gel con fluido (p.ej., liquido o sustancialmente liquido) desde la fuente de fluido 30, para producir un gel de fracturación hidratado que se utiliza como un fluido de fracturación. El gel de fracturación hidratado puede ser un gel listo para utilizarse en un tratamiento de estimulación de fractura del pozo 60 o un concentrado de gel al cual se agrega fluido adicional antes de utilizarse en una estimulación de fractura del pozo 60. En otros casos, el aparato de producción de gel de fracturación 20 se puede omitir y el fluido de fracturación se origina directamente desde la fuente de fluido 30. En ciertos casos, el fluido de fracturación puede incluir agua, un fluido de hidrocarburo, un gel de polímero, espuma, aire, gases húmedos y/u otros fluidos.
La fuente de apuntalante 40 puede incluir un apuntalante pre-hecho para su combinación con el fluido de fracturación y/o, como se discute a mayor detalle más adelante, la fuente de apuntalante 40 puede incluir una fuente de precursor de apuntalante. El precursor de apuntalante es una composición que genera el apuntalante después de ser combinado con el fluido de fracturación y/o mientras está en el interior del pozo (esto es, en el pozo y/o en las fracturas de la zona subterránea). En ciertos casos, la fuente de apuntalante 40 puede incluir adicionalmente una fuente de un activador para el precursor de apuntalante que activa el precursor de apuntalante para generar el apuntalante.
El sistema puede también incluir otros aditivos 70 diferentes para alterar las propiedades de la mezcla. Por ejemplo, los otros aditivos 70 se pueden incluir para reducir la fricción del bombeo, para reducir o eliminar la reacción de la mezcla a la formación geológica en la cual se forma el pozo, para operar como surfactantes y/o para servir a otras funciones.
El sistema de bomba y mezclador 50 recibe el fluido de fracturación y lo combina con otros componentes, incluyendo apuntalante o precursor de apuntalante (y en algunos casos, el activador) desde la fuente de apuntalante 40 y/o fluido adicional desde los aditivos 70. La mezcla resultante se puede bombear al interior del pozo 60 bajo presión para estimular por fractura una zona subterránea (esto es, producir fracturas), por ejemplo para mejorar la producción de recursos desde la zona. En casos que utilizan un activador, el activador se puede combinar con el precursor de apuntalante en el sistema de bomba y mezclador 50 y/o inyectar al interior del pozo 60 en otro momento. Notablemente, en ciertos casos, se administran con válvula diferentes fuentes de fluidos al sistema de bomba y mezclador 50 de tal forma que el sistema de bomba y mezclador 50 puede abastecerse desde una, algunas o todas las diferentes fuentes del fluido en un momento dado. Por lo tanto, por ejemplo, el sistema de bomba y mezclador 50 puede proporcionar sólo fluido de fracturación al pozo en algunas ocasiones, sólo precursor y/o activador de apuntalante en otras ocasiones, y combinaciones de los fluidos en todavía otras ocasiones.
La Figura 2 muestra el pozo 60 durante un tratamiento de fractura de una zona subterránea 102 de interés que rodea un pozo 104. La zona subterránea 102 puede incluir una o más formaciones subterráneas o una porción de una formación subterránea.
El pozo 104 se extiende desde una superficie terránea 106, y el fluido de fracturación 108 se aplica a la zona subterránea 102 que rodea la porción horizontal del pozo. Aunque se muestra como vertical desviando horizontal, el pozo 104 puede incluir geometrías horizontales, verticales, inclinadas, curveadas, y de otros tipos de geometrías y orientaciones de pozo, y el tratamiento de fracturación se puede aplicar a una zona subterránea que rodea cualquier porción del pozo. El pozo 104 puede incluir un revestimiento 110 que está cementado o asegurado de otra forma a la pared del pozo. El pozo 104 puede estar sin revestir o incluir secciones sin revestir. Se pueden formar perforaciones en el revestimiento 110 para permitir que los fluidos de fracturación y/u otros materiales fluyan al interior de la zona subterránea 102.
En pozos revestidos, se pueden hacer perforaciones utilizando cargadores de forma, una pistola de perforación, inyección hidráulica a chorro y/u otras herramientas.
El pozo se muestra con una cadena de trabajo 112 que depende de la superficie 106 al interior del pozo 104. El sistema de bomba y mezclador 50 está acoplado a una cadena de trabajo 112 para comunicar el fluido de fracturación 108 al interior del pozo 104. La cadena de trabajo 112 puede incluir tubería flexible, tubería articulada, y/u otras estructuras que comunican fluido a través del pozo 104. La cadena de trabajo 112 puede incluir dispositivos de control de flujo, válvulas de derivación, puertos, y otras herramientas o dispositivos del pozo que controlan un flujo del fluido desde el interior de la cadena de trabajo 112 al interior de la zona subterránea 102. Por ejemplo, la cadena de trabajo 112 puede incluir puertos adyacentes a la pared del pozo para comunicar el fluido de fracturación 108 directamente a la zona subterránea 102, y/o la cadena de trabajo 112 puede incluir puertos que están espaciados de la pared del pozo para comunicar el fluido de fracturación 108 al interior de un anillo en el pozo entre la cadena de trabajo 112 y la pared del pozo.
La cadena de trabajo 112 y/o el pozo 104 incluyen uno o más conjuntos de obturadores 114 que sellan el anillo entre la cadena de trabajo 112 y el pozo 104 para definir un intervalo del pozo 104 dentro del cual se bombeará el fluido de fracturación 108. La Figura 2 muestra dos obturadores 114, uno que define una frontera hacia el exterior del pozo del intervalo y uno que define el extremo hacia el interior del pozo del intervalo.
La matriz de roca de la zona subterránea 102 es de un tipo que cuando se fractura, produce una fractura primaria 116 en el campo cercano y fracturas secundarias, inducidas, ramificadas 118 en el campo lejano. Las fracturas secundarias 118 se propagan desde o cerca de los extremos y bordes de la fractura primaria 116. En ciertos casos, la zona subterránea 102 es una zona de permeabilidad baja que tiene una permeabilidad de 1 mD o menos. Por ejemplo, la zona subterránea 102 puede ser rocas sedimentarias ( shale). En ciertos casos, la matriz de roca de la zona subterránea 102 puede incluir trincas o fracturas naturales (esto es, aquellas que existían antes de, y no fueron provocadas por, un tratamiento de fractura). Las fracturas naturales tienden a correr generalmente en una dirección que es paralela a la fractura primaria 116. Las fracturas secundarias 118 corren en muchas direcciones incluyendo direcciones no paralelas y, en ciertos casos, perpendiculares a la dirección de la fractura primaria 116. Como resultado, la fracturas secundarias 118 puede cruzar, y de esta manera enlazar, las fracturas naturales a la fractura primaria 116.
El tratamiento de fracturación se puede llevar a cabo en una o más etapas, donde se proporcionan diferentes cantidades, tamaños, y/o concentraciones de apuntalante (incluyendo micro apuntalante así como apuntalante más grande) o, en algunas etapas, no se proporciona ningún apuntalante a las fracturas 116, 118. Por ejemplo, en ciertos casos, las fracturas 116, 118 se pueden iniciar con un fluido de fracturación que contiene poco o nulo apuntalante, después etapas subsecuentes pueden proporcionar el apuntalante a las fracturas 116, 118 en una manera que llena y apuntala las fracturas secundarias 118 y las fracturas primarias 116 manteniendo las abiertas. Dado el pequeño tamaño de las fracturas ramificadas, secundarias 118, una o más de las etapas pueden introducir un micro apuntalante de tal forma que el tamaño de partícula sea menor que la dimensión transversal de la fractura cuando se mantiene abierta bajo la presión de fracturación. En ciertos casos, el micro apuntalante es más pequeño que la malla 100 (149 pm), y en ciertos casos igual o menor que la malla 200 (74 pm), la malla 230 (63 pm) o incluso la malla 325 (44 pm). Las etapas proporcionan apuntalante de tal forma que las fracturas secundarias 118 se apuntalan por medio del micro apuntalante. De manera notable, el apuntalante se proporciona a la formación subterránea 102 en una concentración igual o menor que la concentración de puente crítica del micro apuntalante en la zona subterránea 102. En ciertos casos, las etapas pueden proporcionar apuntalante adicional más grande que el micro apuntalante para apuntalar las fracturas primarias 116. Las etapas se pueden acomodar para proporcionar el apuntalante y micro apuntalante entremezclados y/o algunas etapas pueden proporcionar sustancialmente sólo micro apuntalante y otras etapas pueden proporcionar sólo apuntalante más grande.
La fuente de apuntalante puede proporcionar apuntalante y/o precursor de apuntalante al fluido de fracturación. En el caso de precursor de apuntalante, el apuntalante puede ser generado subsecuentemente en el fluido de fracturación. Por ejemplo, el apuntalante puede ser generado en el fluido de fracturación en la superficie y/o en el pozo 104, y en ciertos casos, en las fracturas primarias 116 y/o las fracturas secundarias 118 de la zona subterránea 102. El apuntalante puede tomar muchas formas, como se describe más adelante. De manera notable, aunque más adelante se discuten muchos ejemplos de micro apuntalante como capaz de formarse en el interior del pozo, también está dentro de los conceptos de este documento pre-formar estos micro apuntalantes en la superficie y proporcionarlos como apuntalantes al fluido de fracturación o formarlos en el fluido de fracturación en la superficie antes de bombear el fluido de fracturación al interior del pozo 104.
En ciertos casos, se puede generar micro apuntalante en la forma de partículas de silicato en el interior del pozo (esto es, en el pozo 104 y/o en las fracturas de la zona subterránea 102) al proporcionar un precursor de apuntalante de silicato orgánico en pH neutro al interior del pozo 104 junto con el fluido de fracturación. En ciertos casos, el silicato orgánico puede ser tetraetilortosilicato (TEOS, Tetraethylorthosilicate) y/u otros silicatos orgánicos. Una vez en el pozo 104, el pH del fluido de fracturación se cambia ya sea a básico o ácido para hidrolizar el silicato orgánico. El pH se puede cambiar al introducir un activador tal como al inyectar un fluido ácido o básico en el pozo 104, al inyectar un material de pH cambiante que se disuelve lentamente con el fluido de fracturación, y/o de otra manera. En la hidrólisis, el silicato orgánico formará un gel que eventualmente se convertirá en partículas pequeñas. La concentración del silicato orgánico en el fluido de fracturación impulsa el tamaño de partícula, y las concentraciones se pueden seleccionar para producir micro apuntalante. Notablemente, el micro apuntalante se puede generar de esta manera en situaciones donde se utiliza petróleo para el fluido de fracturación (p.ej., pozos de gas y/u otros tipos de pozos). Por ejemplo, el silicato orgánico se puede emulsificadora para formar una micro emulsión en el fluido de fracturación de petróleo. Al hacer contacto con el agua de la formación y cambiar el pH, el silicato orgánico se hidrolizará y generará el micro apuntalante.
En ciertos casos, el micro apuntalante en la forma de partículas de alúmina se puede generar en el interior del pozo al proporcionar un precursor de apuntalante de aluminoxano ácido orgánico al interior del pozo 104 junto con el fluido de fracturación. El aluminoxano ácido orgánico se hidrolizará lentamente para generar partículas de alúmina como micro apuntalante. El aluminoxano se puede adaptar para hidrolizar rápido o lento dependiendo de los requerimientos del fluido de fractura, y se puede adaptar para promover la formación del micro apuntalante en las fracturas secundarias 118.
En ciertos casos, se puede generar micro apuntalante en la forma de carbonato de calcio (CaCO3) y sulfato de bario (BaSO4) en el interior del pozo. Por ejemplo, el CaC03 se puede generar al proporcionar un precursor de apuntalante de óxido de calcio (CaO) dentro del pozo 104 junto con el fluido de fracturación en una concentración muy baja, y después adicionalmente y/o subsecuentemente proporcionar un activador de un fluido acuoso que contiene dióxido de carbono (CO2) dentro del pozo 104. El CaO reaccionará con el agua para formar Ca(OH)2 que a su vez reacciona con el C02 para formar CaC03 y precipitarse como micro apuntalante. Para prevenir la agregación de partículas, se puede agregar surfactante al fluido de fracturación o en relación con el activador. En otro ejemplo, el BaS04 se puede generar al proporcionar un precursor de apuntalante de carbonato de bario (BaC03) en el fluido de fracturación en una concentración muy baja, y adicionalmente y/o subsecuentemente proporcionar un activador de ácido sulfúrico acuoso (H2S04) en el pozo 104. La reacción resultante formará el BaS04 el cual se precipitará como micro apuntalante suspendido en la solución.
En ciertos casos, se puede generar el micro apuntalante en la forma de un polímero en el interior del pozo. El micro apuntalante se puede generar por la polimerización del radical libre de un monómero con un reticulante. Por ejemplo, un monómero junto con un reticulante se emulsiona en agua y se proporciona como un precursor de apuntalante en el interior del pozo 104 junto con el fluido de fracturación y/o se emulsiona directamente en el fluido de fracturación. La emulsificación se puede llevar a cabo con un surfactante. La polimerización del monómero se inicia en el interior del pozo por medio del calor de la zona subterránea 102 y/o por un activador que se incluye en la micro emulsión para formar el micro apuntalante.
En un ejemplo, se emulsionar en agua estireno junto con una cantidad pequeña (1-3%) de 4-viniloestireno y/o el fluido de fracturación con la ayuda de un surfactante para formar una micro emulsión. Los azo-iniciadores solubles en petróleo se incluyen en la emulsión para iniciar la polimerización del estireno conforme aumenta la temperatura, tal como debido al calor de la zona subterránea 102, para generar micro apuntalante. La cantidad de reticulante en la emulsión determina la dureza, y por lo tanto la dureza del micro apuntalante se puede adaptar para diferentes rangos de presión.
Otra manera de formar el micro apuntalante es al formar partículas termoestables en el interior del pozo. En un ejemplo, furfural se emulsiona en agua y se proporciona como un precursor de apuntalante al interior del pozo 104 junto con el fluido de fracturación y/o se emulsionar directamente en el fluido de fracturación. La emulsificación se puede llevar a cabo con un surfactante. Un ácido como un activador se puede introducir en el interior del pozo al inyectar un fluido ácido dentro del pozo 104, al inyectar un material de generación de ácido que se disuelve lentamente con el fluido de fracturación o por separado, y/o de otra manera. El ácido iniciará la formación de partículas de resina de furano como micro apuntalante. Se puede retrasar la introducción del fluido ácido o se puede seleccionar la tasa en la cual el material que se disuelve forma ácido para retrasar la reacción para facilitar la generación de micro apuntalante en las fracturas secundarias 118.
En otro ejemplo, se puede emulsionar resina epoxídica en agua y proporcionar como un precursor de apuntalante en el pozo 104 junto con el fluido de fracturación y/o emulsionar directamente en el fluido de fracturación. También se puede emulsionar un endurecedor (p.ej., amina y/u otro endurecedor) en el agua o fluido de fracturación. La resina epoxídica se endurecerá en el interior del pozo debido al calor de la zona subterránea 102 y del micro apuntalante. El endurecedor se puede seleccionar con base en su tasa de reacción para retrasar la reacción para facilitar la generación de micro apuntalante en las fracturas secundarias 118.
En ciertos casos, el micro apuntalante se puede pre formar, por ejemplo, en una instalación de fabricación y proporcionar como apuntalante al fluido de fracturación. El micro apuntalante puede ser orgánico o inorgánico en su naturaleza y se puede sintetizar por medio de métodos conocidos. En ciertos casos, el apuntalante orgánico se puede crear por medio de secado por pulverización de materiales poliméricos. En ciertos casos, se puede crear apuntalante inorgánico en solución por la precipitación y/u otro método. En un ejemplo, se puede utilizar ceniza volante como el micro apuntalante. Notablemente, la ceniza volante puede ser no reactiva o sustancialmente no reactiva a los constituyentes del entorno en el interior del pozo. En otro ejemplo, el micro apuntalante puede ser burbujas o microesferas prefabricadas, tal como hechas a partir de vidrio, cerámica, polímero y/u otro material.
En ciertos casos, el fluido de fracturación puede contener agua y polímeros naturales y sintéticos, donde los polímeros se seleccionan para depositar en las fracturas secundarias 118 como micro apuntalante para endurecer y comportarse como partículas. Los polímeros se pueden adaptar para actuar como micro apuntalante en la fractura después de que las fracturas se han formado, así como no degradarse sustancialmente con calor o humedad. En un ejemplo, el fluido de fracturación puede contener fibras celulósicas.
Se han descrito un número de modalidades. Sin embargo, se entenderá que se pueden hacer diferentes modificaciones. En consecuencia, otras modalidades están dentro del alcance de las siguientes reivindicaciones.

Claims (22)

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN Habiendo descrito la presente invención como antecede, se considera como una novedad y, por lo tanto, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes: REIVINDICACIONES
1. Un método para fracturar una zona subterránea que rodea un pozo, que comprende fracturar la zona subterránea con un fluido de fracturación para formar fracturas primarias de campo cercano y fracturas secundarias de campo lejano; bombear apuntalante en las fracturas de campo lejano de la zona subterránea, el apuntalante comprende sustancialmente micro apuntalante; y apuntalar las fracturas de campo lejano sustancialmente con el micro apuntalante.
2. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque el micro apuntalante comprende apuntalante de malla 200 o más pequeña.
3. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque fracturar la zona subterránea con el fluido de fracturación comprende fracturar una zona de permeabilidad baja que tiene una permeabilidad de 1 D o menos con el fluido de fracturación.
4. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque fracturar la zona subterránea con el fluido de fracturación comprende fracturar una zona de rocas sedimentarias con el fluido de fracturación.
5. El método de acuerdo con la reivindicación 2, caracterizado porque apuntalar las fracturas de campo lejano sustancialmente con el micro apuntalante comprende apuntalar fracturas ramificadas sustancialmente con el micro apuntalante.
6. El método de acuerdo con la reivindicación 1, además comprende bombear un fluido de fracturación que comprende apuntalante al interior del pozo en una concentración igual o menor que la concentración de puente critica del micro apuntalante en la zona subterránea.
7. El método de acuerdo con la reivindicación 1, además comprende generar el micro apuntalante en el fluido de fracturación.
8. El método de acuerdo con la reivindicación 7, caracterizado porque generar el micro apuntalante en el fluido de fracturación comprende generar el micro apuntalante en el pozo.
9. El método de acuerdo con la reivindicación 7, caracterizado porque generar el micro apuntalante en el fluido de fracturación comprende generar el micro apuntalante en las fracturas de campo lejano.
10. El método de acuerdo con la reivindicación 7, caracterizado porque generar el micro apuntalante en el fluido de fracturación comprende hidrolizar silicato orgánico en el fluido al cambiar el pH del fluido.
11. El método de acuerdo con la reivindicación 7, caracterizado porque generar el micro apuntalante en el fluido de fracturación comprende hidrolizar aluminoxano en el fluido.
12. El método de acuerdo con la reivindicación 7, caracterizado porque generar el micro apuntalante en el fluido de fracturación comprende al menos uno de combinar CaO y CO2 en una solución acuosa para formar CaCCh o combinar BaCO3 y H2SO4 acuoso para formar BaS04.
13. El método de acuerdo con la reivindicación 7, caracterizado porque generar el micro apuntalante en el fluido de fracturación comprende calentar una emulsión de monómero y reticulante en el fluido para generar partículas de polímero.
14. El método de acuerdo con la reivindicación 7, caracterizado porque generar el micro apuntalante en el fluido de fracturación comprende combinar una emulsión de furfural en la solución acuosa con un ácido para formar partículas de resina de furano.
15. El método de acuerdo con la reivindicación 7, caracterizado porque generar el micro apuntalante en el fluido de fracturación comprende combinar una emulsión de resina epoxídica en una solución acuosa con un endurecedor y calentar la combinación para formar partículas.
16. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque bombear apuntalante al interior de fracturas de campo lejano de la zona subterránea comprende bombear al menos uno de un material polimérico secado por pulverización, ceniza volante, fibras celulósicas o icroesferas de vidrio, polímero o cerámica fabricadas.
17. Un sistema de fracturación de pozos, que comprende: un sistema de bombeo; una fuente de fluido de fracturación acoplada al sistema de bombeo; y una fuente de apuntalante acoplada al sistema de bombeo para combinar con el fluido de fracturación y producir una mezcla de fluido de fracturación que comprende sustancialmente micro apuntalante.
18. El sistema de fracturación de pozos de acuerdo con la reivindicación 17, caracterizado porque la fuente de apuntalante comprende una fuente de precursor de apuntalante que comprende una composición que genera un apuntalante de malla 200 o más pequeña después de ser combinado con el fluido de fracturación.
19. El sistema de fracturación de pozos de acuerdo con la reivindicación 18, caracterizado porque la fuente de apuntalante además comprende una fuente de activador que comprende un activador que activa el precursor de apuntalante para generar un apuntalante.
20. Un método, que comprende: fracturar una zona subterránea de permeabilidad baja alrededor de un pozo con un fluido de fracturación; combinar un precursor de apuntalante con un activador para generar un micro apuntalante de malla 200 o más pequeña; y apuntalar fracturas ramificadas sustancialmente con el micro apuntalante.
21. El método de acuerdo con la reivindicación 20, caracterizado porque la zona subterránea de permeabilidad baja tiene una permeabilidad de 1 mD.
22. El método de acuerdo con la reivindicación 20, caracterizado porque combinar un precursor de apuntalante con un activador para generar un micro apuntalante de malla 200 o más pequeña comprende combinar el precursor de apuntalante con el activador para generar el apuntalante en el pozo.
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