BR112015022108B1 - Métodos para tratar uma formação subterrânea penetrada por um furo de poço, métodos, e método de projetar um tratamento - Google Patents

Métodos para tratar uma formação subterrânea penetrada por um furo de poço, métodos, e método de projetar um tratamento Download PDF

Info

Publication number
BR112015022108B1
BR112015022108B1 BR112015022108-4A BR112015022108A BR112015022108B1 BR 112015022108 B1 BR112015022108 B1 BR 112015022108B1 BR 112015022108 A BR112015022108 A BR 112015022108A BR 112015022108 B1 BR112015022108 B1 BR 112015022108B1
Authority
BR
Brazil
Prior art keywords
binder
solid particulate
fracture
carrier fluid
solid
Prior art date
Application number
BR112015022108-4A
Other languages
English (en)
Other versions
BR112015022108A2 (pt
Inventor
Dmitriy Ivanovich Potapenko
Leland Ramsey
Timothy M. Lesko
Dean M. Willberg
Theodore B. Lafferty
John W. Still
Original Assignee
Schlumberger Technology B.V
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Schlumberger Technology B.V filed Critical Schlumberger Technology B.V
Publication of BR112015022108A2 publication Critical patent/BR112015022108A2/pt
Publication of BR112015022108B1 publication Critical patent/BR112015022108B1/pt

Links

Images

Classifications

    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62Compositions for forming crevices or fractures
    • C09K8/66Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/68Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/80Compositions for reinforcing fractures, e.g. compositions of proppants used to keep the fractures open
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/845Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/84Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/86Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/88Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/92Compositions for stimulating production by acting on the underground formation characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25Methods for stimulating production
    • E21B43/26Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25Methods for stimulating production
    • E21B43/26Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/267Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C09DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09KMATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K2208/00Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
    • C09K2208/08Fiber-containing well treatment fluids

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
  • Colloid Chemistry (AREA)
  • Processing Of Solid Wastes (AREA)
  • Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
  • Preparation Of Clay, And Manufacture Of Mixtures Containing Clay Or Cement (AREA)
  • Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)

Abstract

MÉTODO PARA TRATAR UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA PENETRADA POR UM FURO DE POÇO, COMPOSIÇÃO, MÉTODO, E MÉTODO DE PROJETAR UM TRATAMENTO. É fornecido um método para tratar uma formação subterrânea penetrada por um furo de poço compreendendo: fornecer uma pasta de tratamento compreendendo um fluido portador, um particulado sólido e um aglomerante; injetar a pasta de tratamento em uma fratura para formar uma mistura substancialmente uniformemente distribuída do particulado sólido e o aglomerante; e transformar a mistura substancialmente uniforme em áreas que são ricas em particulado sólido e áreas que são substancialmente isentas de particulado sólido, em que o particulado sólido e o aglomerante têm velocidades substancialmente diferentes na fratura e em que a transformação resulta das velocidades substancialmente diferentes.

Description

ANTECEDENTES
[0001] As declarações nessa seção meramente fornecem informações antecedentes relacionadas à presente revelação e podem não constituir técnica anterior.
[0002] Fraturamento é usado para aumentar permeabilidade de formações subterrâneas. Um fluido de fraturamento é injetado no furo de poço passando através da formação subterrânea. Um agente de sustentação (propante) é injetado na fatura para evitar fechamento de fratura e, desse modo, fornecer extração aperfeiçoada de fluidos extrativos, como óleo, gás ou água.
[0003] O propante mantém a distância entre as paredes de fratura para criar canais condutivos na formação. A sedimentação de partículas de propante, entretanto, pode diminuir a condutividade na fratura.
SUMÁRIO
[0004] A matéria revelada do pedido provê métodos para tratar formações subterrâneas penetradas por um furo de poço fornecendo sedimentação não homogênea que resulta em áreas de clusters ricos em partícula sólidos circundados por áreas isentas de partícula substancialmente sólida.
[0005] A matéria revelada do pedido provê ainda composições capazes de transformar através de sedimentação a partir de um primeiro estado de ser substancialmente homogeneamente misturado e um segundo estado compreendendo porções que são ricas de particulados sólidos e porções que são substancialmente isentas de particulados sólidos.
[0006] Esse sumário é fornecido para introduzir uma seleção de conceitos que são adicionalmente descritos abaixo na descrição detalhada. Esse sumário não pretende identificar aspectos chave ou essenciais da matéria reivindicada, nem pretende ser usado como um auxílio na limitação do escopo da matéria reivindicada.
BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS
[0007] Esses e outros aspectos e vantagens serão entendidos melhor por referência à seguinte referência detalhada quando considerada em combinação com os desenhos em anexo.
[0008] A figura 1 ilustra esquematicamente os estados de definir os índices de canalização 0-3. A figura 1a ilustra índice de canalização 0, a figura 1b ilustra índice de canalização 1, a figura 1c ilustra índice de canalização 2; e a figura 1d ilustra índice de canalização 3.
[0009] A figura 2 é um gráfico ilustrando a dependência de ligação para a mistura compreendendo 0,6% de solução guar, fibra PLA e areia de malha 20/40 (tamanho de partícula 0,840,43 mm) em que a letra A indica a presença sem areia e B indica sem fibra.
[00010] A figura 3 ilustra um exemplo dos resultados obtidos no laboratório e a curva correspondente para um conjunto único de valores para os parâmetros constantes na equação (1) como descrito no Exemplo 3.
[00011] A figura 4 ilustra uma metodologia possível para quantificar o grau de heterogeneidade de concentração de propante em um espaço vazio como descrito no exemplo 4. A figura 4a mostra uma fenda de laboratório 1. A figura 4b é uma representação gráfica da fenda 1 onde áreas sustentadas são mostradas sombreadas e áreas não sustentadas são mostradas como áreas claras. A figura 4c mostra a dependência do fator de heterogeneidade calculado através da altura da fenda.
[00012] A figura 5 ilustra esquematicamente um método de quantificação canalização como discutido no exemplo 5.
[00013] A figura 6 mostra o perfil calculado de largura de fratura média em uma zona de furo de poço para a fratura hidráulica criada durante o fechamento de fratura, como discutido no exemplo 6.
[00014] A figura 7 ilustra as dependências de reologia para os fluidos portadores listados na tabela 4, como discutido no exemplo 8.
[00015] A figura 8 ilustra a dependência de tempo de índice de canalização para duas pastas de tratamento diferentes diferindo na densidade do propante, como discutido no exemplo 12.
DESCRIÇÃO DETALHADA DE ALGUMAS MODALIDADES ILUSTRATIVAS
[00016] Para fins de promover uma compreensão dos princípios da revelação, será feita agora referência a algumas modalidades ilustrativas do pedido atual.
[00017] Algumas modalidades da matéria revelada podem ser descritas em termos de tratamento de poços verticais, porém são igualmente aplicáveis em poços de qualquer orientação. As modalidades podem ser descritas para poços de produção de hidrocarboneto, porém deve ser entendido que as modalidades podem ser usadas para poços para produção de outros fluidos, como água ou dióxido de carbono, ou, por exemplo, para poços de armazenagem ou injeção. Deve ser também entendido que em todo esse relatório descritivo, quando uma faixa de quantidade ou concentração é descrita como sendo útil, ou adequada, ou similar, pretende-se que toda e qualquer concentração ou quantidade compreendida na faixa, incluindo os pontos terminais, deva ser considerada como tendo sido mencionada. Além disso, cada valor numérico deve ser lido uma vez como modificado pelo termo “aproximadamente” (a menos que já expressamente assim modificado) e então lido novamente como não sendo assim modificado a menos que de outro modo mencionado no contexto. Por exemplo, “uma faixa de 1 a 10” deve ser lida como indicando todo e cada número possível ao longo do continuum entre aproximadamente 1 e aproximadamente 10. Em outras palavras, quando certa faixa é expressa, mesmo se somente alguns pontos de dados específicos forem explicitamente identificados ou mencionados como compreendidos na faixa, ou mesmo quando nenhum ponto de dados é mencionado como compreendido na faixa, deve ser entendido que os inventores reconhecem e entendem que todos e quaisquer pontos de dados compreendidos na faixa devem ser considerados como tendo sido especificados, e que os inventores tem posse da faixa inteira e todos os pontos compreendidos na faixa. Deve ser também entendido que fechamento de fratura inclui fechamento parcial de fratura.
[00018] Como utilizado aqui, o termo tratamento de fraturamento hidráulico significa o processo de bombear fluido para dentro de um furo de poço com bombas hidráulicas potentes para criar pressão de fundo de poço suficiente para rachar ou fraturar a formação. Isso permite injeção de fluido carregado de propante na formação, desse modo criando uma região de areia de alta permeabilidade através da qual os fluidos podem fluir. O propante permanece no lugar após a pressão hidráulica ser removida e, portanto propantes abrem a fratura e aumentam fluxo para dentro ou a partir do furo de poço.
[00019] Como usado aqui, o termo espaço vazio significa qualquer espaço aberto em uma formação geológica, incluindo espaços abertos de ocorrência natural e espaços abertos formados entre a formação geológica e um ou mais objetos colocados na formação geológica. Um espaço vazio pode ser uma fratura. Em certas modalidades, o espaço vazio pode ser uma fratura com uma dimensão mais estreita da fratura sendo de 1 mícron a 20 mm. Todos os valores e subfaixas de 1 mícron a 20 mm são incluídos e revelados aqui; por exemplo, a dimensão mais estreita da fratura pode ser de um limite inferior de 1 mícron, 300 mícron, 600 mícron, 900 mícron, 10 mm ou 15 mm até um limite superior de 15 mícrons, 500 mícron, 800 mícron, 2 mm, 12 mm ou 20 mm. Por exemplo, a dimensão mais estreita da fratura pode ser de 1 mícron a 20 mm, ou de 1 mícron a 1 mm, de 1 mm a 20 mm, ou de 1 mm a 10 mm, ou de 10 mm a 20 mm.
[00020] O termo particulado sólido inclui, por exemplo, propantes.
[00021] As modalidades da matéria revelada permitem condutividade crescente de um particulado sólido, ou vedador propante em um espaço vazio por formar canais altamente condutivos por meio de sedimentação de propante na presença de um aglomerante. A formação de tais canais é realizada por redistribuir propante em um fluido de fraturamento durante sedimentação não homogênea auxiliada por aglomerante. Tal sedimentação não homogênea causa a formação de “ilhas” de clusters ricos em propante circundados por fluido substancialmente isento de propante. Fechamento de espaço vazio resulta na criação de canais entre os clusters de propante. Quando tais canais interconectam, o espaço vazio tem condutividade significativamente mais elevada do que a condutividade de um espaço vazio tratado com uma pasta de tratamento que apresenta sedimentação de propante homogênea.
[00022] Pastas de tratamento podem ser testadas em laboratório utilizando espaços vazios artificiais criados entre duas placas tendo um espaço entre as mesmas. A largura de fratura simulada pode ser de 3 a 6 mm e as placas podem variar de 15,2 cm a 20,3 cm (6 por 8 polegadas) a 101,6 cm por 101,6 cm (40 por 40 polegadas). Como seria entendido, outros tamanhos de placas podem ser usadas. As placas podem ser feitas de um material transparente, como vidro de acrílico, de modo que a sedimentação e distribuição da pasta de tratamento podem ser observadas ao longo do tempo. A canalização aqui é medida qualitativamente utilizando um índice de 0 a 3. O numeral 0 indica que a pasta de tratamento não apresenta sedimentação e nenhuma canalização; 1 indica sedimentação sem canalização; 2 indica certa canalização, porém em que as regiões isentas de sólidos não são interconectadas; e 3 indica canalização em que as regiões isentas de sólidos são interconectadas. A figura 1 ilustra esquematicamente os índices de canalização 0-3.
[00023] Índice de canalização 0 corresponde ao cenário em que a pasta de tratamento no interior do espaço vazio (por exemplo, fratura hidráulica) é homogênea e nenhuma separação ou sedimentação dos particulados sólidos ocorre.
[00024] Índice de canalização 1 corresponde ao cenário em que os particulados sólidos (áreas cruzadas) na pasta de tratamento no interior do espaço vazio (por exemplo, fratura hidráulica) estão sedimentando homogeneamente sem separação perceptível entre os componentes.
[00025] Índice de canalização 2 corresponde ao cenário em que a pasta de tratamento no interior do espaço vazio (por exemplo, fratura hidráulica) está separando áreas de formação que consiste substancialmente dos sólidos em partículas (área cruzada) e áreas substancialmente ou totalmente isentas de sólidos (áreas sombreadas sólidas) e em que as áreas isentas de sólidos não são interconectadas.
[00026] Índice de canalização 3 corresponde ao cenário em que a pasta de tratamento no interior do espaço vazio (por exemplo, fratura hidráulica) separou áreas ricas de sólido de formação (áreas cruzadas) e áreas isentas de sólidos interconectadas (áreas sombreadas sólidas). Em tal cenário, há pelo menos um percurso fluidamente conectado isento de sólidos entre os lados do espaço vazio.
[00027] Em algumas modalidades, os métodos para tratar uma formação subterrânea penetrada por um furo de poço são revelados; tais métodos compreendendo fornecer uma pasta de tratamento compreendendo um fluido portador, um particulado sólido e um aglomerante; injetar a pasta de tratamento em uma fratura para formar uma mistura substancialmente uniformemente distribuída do particulado sólido e injetar o aglomerante; e transformar a mistura substancialmente uniforme em áreas que são ricas em particulado sólido e áreas que são substancialmente isentas de particulado sólido, em que o particulado sólido e o aglomerante têm sedimentação substancialmente diferente, isto é, fluxo ou velocidades na fratura e em que a transformação resulta das velocidades substancialmente diferentes. Tais velocidades diferentes podem, em algumas modalidades, se originar, parcial ou totalmente, a partir da interação do aglomerante com a parede de fratura, tal interação incluindo, por exemplo, aquelas que originam por fricção. Como utilizado aqui, meio substancialmente diferente diferindo em pelo menos 20%. Todos os valores e subfaixas de pelo menos 20% são incluídas aqui e reveladas aqui. Por exemplo, as taxas de sedimentação de particulado e aglomerante podem diferir em pelo menos 20%, ou diferir em pelo menos 50%, diferir em pelo menos 75%, ou diferir em pelo menos 100% ou diferir em pelo menos 150%.
[00028] Em modalidades adicionais, composições são reveladas; as composições compreendendo: um fluido portador; uma pluralidade de particulados sólidos; e um aglomerante; em que a composição é capaz de transformar através de sedimentação a partir de um primeiro estado de ser substancialmente homogeneamente misturada e um segundo estado compreendendo porções que são ricas nos particulados sólidos e porções que são substancialmente isentas dos particulados sólidos. Tal transformação pode, em algumas modalidades, originar parcial ou totalmente a partir de taxas de sedimentação diferentes de aglomerante e particulados sólidos. Tais taxas de sedimentação diferentes podem, em algumas modalidades, se originar parcial ou totalmente a partir da interação do aglomerante com a parede de fratura, tal interação incluindo, por exemplo, aqueles que originam por fricção.
[00029] Modalidades adicionais revelam métodos compreendendo: fornecer uma pasta compreendendo um fluido portador, um particulado sólido e um aglomerante; fluir a pasta para dentro de um espaço vazio para formar uma mistura substancialmente uniformemente distribuída do particulado sólido e o aglomerante; e transformar a mistura substancialmente uniformemente distribuída para dentro de áreas que são ricas em particulado sólido e áreas que são substancialmente isentas de particulado sólido, em que o particulado sólido e o aglomerante têm sedimentação substancialmente diferente, ou fluxo, velocidades no espaço vazio e em que a transformação resulta das velocidades substancialmente diferentes. Tais velocidades diferentes podem em algumas modalidades originar, parcial ou totalmente, da interação do aglomerante com a parede de fratura, tal interação incluindo, por exemplo, aquelas que originam por fricção.
[00030] Modalidades adicionais revelam métodos de projetar um tratamento, compreendendo: considerar uma dimensão de fratura; selecionar um aglomerante tendo uma dimensão comparável com a dimensão de fratura; selecionar um particulado sólido tendo uma velocidade de sedimentação substancialmente diferente a partir do aglomerante; formular um fluido de tratamento compreendendo o particulado sólido e o aglomerante de modo que o fluido de tratamento seja capaz de transformar através de sedimentação a partir de um primeiro estado de ser substancialmente misturado homogeneamente e um segundo estado compreendendo porções que são ricas dos particulados sólidos e porções que são substancialmente isentas dos particulados sólidos; e bombear o fluido de tratamento para dentro de um poço para criar e/ou aumentar a fratura.
[00031] Como usado aqui, substancialmente isento de um componente significa ter menos de 40% de tal componente. Todos os valores e subfaixas individuais menores que 40% são incluídas e reveladas aqui. Por exemplo, substancialmente isento de tal componente pode ser menor que 40% de tal componente, ou menor que 20% de tal componente, ou menor que 10% de tal componente, ou menor que 5% de tal componente, ou menor que 2,5% de tal componente, ou menor que 1,25% de tal componente, ou menor que 0,625% de tal componente.
[00032] Como usado aqui, rico em um componente significa ter mais de 40% de tal componente. Todos os valores e subfaixas individuais maiores que 40% são incluídas e reveladas aqui. Por exemplo, rico em tal componente pode ser maior que 40% de tal componente, ou maior que 60% de tal componente, ou maior que 90% de tal componente, ou maior que 95% de tal componente, ou maior que 95% de tal componente, ou maior que 97% de tal componente, ou maior que 98% de tal componente.
[00033] Em uma alternativa, todas as modalidades reveladas podem conter um fluido de tratamento que, no momento de injeção, possui uma propriedade inconsistente com canalização e subsequentemente é transformado para ser consistente com canalização. Por exemplo, a pasta de tratamento pode ter uma viscosidade, no momento de injeção, de modo que permita a colocação de particulados sólidos em um espaço vazio, por exemplo, maior que 50 cP a 100s-1 e ao mesmo tempo uma viscosidade de modo que minimize a chance de canalização através de sedimentação, por exemplo, maior que 500.000 cP a 0,001 a 1s-1. Subsequentemente, a viscosidade pode ser alterada, por exemplo, por introdução de um meio de quebra de viscosidade de modo que a viscosidade seja consistente com canalização. Ainda em uma modalidade adicional, a pasta de tratamento pode conter uma combinação de dois ou mais fluidos, por exemplo, um gel reticulado e um gel linear, em que, no momento de injeção, pelo menos um dos fluidos é inconsistente com canalização e pelo menos um dos fluidos é consistente com canalização. Em tais modalidades, subsequente à injeção, aqueles fluidos inconsistentes com canalização podem ser destruídos ou quebrados desse modo permitindo que canalização ocorra. Os exemplos de tais sistemas podem ser soluções de guar reticulado e tensoativos viscoelásticos em que a desreticulação pode ocorrer por diminuir o pH ou por adição de meios de quebra oxidativos. Outro exemplo podem ser soluções de guar reticulado com polímeros de poliacrilamida e borato.
[00034] Fluidos portadores adequados para uso em todas as modalidades da matéria revelada incluem qualquer fluido útil em fraturar fluidos, incluindo, sem limitação, géis, espumas, slickwater, fluidos energizados e tensoativos viscoelásticos. Em modalidades adicionais, os fluidos portadores podem compreender fluidos lineares, por exemplo, fluidos não reticulados.
[00035] Em uma alternativa, todas as modalidades reveladas podem conter um fluido portador que compreende um fluido reticulado como um polissacarídeo reticulado e/ou poliacrilamida reticulada. Qualquer agente de reticulação apropriado pode ser usado na formação do fluido reticulado, incluindo, por exemplo, boro e seus sais, sais ou outros componentes de metais de transição como cromo e cobre, titânio, antimônio, alumínio, zircônio, e reticuladores orgânicos como glutaraldeído.
[00036] Em uma alternativa, todas as modalidades reveladas podem conter um fluido portador sendo uma emulsão ou tensoativo viscoelástico (VES). Em modalidades adicionais, a pasta ou composição compreende ainda um ou mais aditivos de quebra para reduzir a viscosidade da fase de líquido.
[00037] Em modalidades adicionais, os particulados sólidos têm uma relação de aspecto (a relação da dimensão maior para a dimensão menor) menor ou igual a 6. Todos os valores e subfaixas menores ou iguais a 6 são incluídas aqui e reveladas aqui. Por exemplo, a relação de aspecto de particulado sólido pode ser menor que ou igual a 6, ou menor que ou igual a 5,5, ou menor que ou igual a 5.
[00038] Em modalidades adicionais, os particulados sólidos têm densidade de 0,1 g/cm3 a 10 g/cm3. Todos os valores e subfaixas de 0,1 g/gm3 a 10 g/cm3 são incluídos aqui e revelados aqui. Por exemplo, a densidade de particulado sólido pode ser de um valor inferior de 0,1, 1, 3, 5, 7, ou 9 g/cm3 até um valor superior de 2, 4, 6, 8 ou 10 g/cm3. Por exemplo, a densidade de particulado sólido pode ser de 1g/cm3 a 5 g/cm3, ou de 2 g/cm3 a 4 g/cm3.
[00039] Em modalidades adicionais, a densidade do particulado sólido é maior que a densidade do fluido portador.
[00040] Em modalidades adicionais, o aglomerante é selecionado do grupo de partículas sólidas tendo uma relação de aspecto maior que 6. Todos os valores e subfaixas maiores que 6 reveladas e incluídas aqui. Por exemplo, o aglomerante pode ter uma relação de aspecto maior que 6, ou maior que ou igual a 20, ou maior que ou igual a 40 ou maior que ou igual a 50.
[00041] Em modalidades adicionais, o aglomerante tem uma densidade entre 0,1 gm/cm3 a 10 g/cm3. Todos os valores e subfaixas de 0,1 g/cm3 a 10 g/cm3 são incluídas aqui e reveladas aqui. Por exemplo, a densidade de aglomerante pode ser de um valor inferior de 0,1, 1, 3, 5, 7, ou 9 g/cm3 até um valor superior de 2, 4, 6, 8, ou 10 g/cm3. Por exemplo, a densidade de aglomerante pode ser de 1 g/cm3 a 5 g/cm3, ou de 2 g/cm3 a 4 g/cm3.
[00042] Em modalidades adicionais, a densidade do aglomerante é menor que a densidade do fluido portador.
[00043] Os particulados sólidos e aglomerante podem ter qualquer tamanho ou distribuição de tamanho na faixa de 10 nm a 5 nm. Todos os valores e subfaixas de 10 nm a 5 nm são incluídas e reveladas aqui. Por exemplo, os particulados sólidos e/ou aglomerante podem ter um tamanho de 10 nm a 5 nm, ou de 0,1 mm a 2 mm, ou de 0,1 mm a 5 mm, ou de 10 nm a 0,001 mm, ou de 0,001 mm a 5 mm, ou de 0,0005 mm a 5 mm ou de 1000 nm a 1 mm.
[00044] Os particulados sólidos e aglomerante podem ter qualquer formato com a condição de que as exigências de relação de aspecto sejam atendidas, incluindo fibras, tubos, contas irregulares, flocos, fitas, plaquetas, hastes, tubos ou qualquer combinação de dois ou mais dos mesmos.
[00045] Qualquer material propante que atenda a relação de aspecto menor ou igual a 6 e útil nos fluidos de tratamento de poço pode ser usado. Propantes exemplares incluem propante cerâmico, areia, bauxita, contas de vidro, cascas de nozes trituradas, propante polimérico e misturas dos mesmos.
[00046] Em modalidades adicionais, os particulados sólidos têm um tamanho médio de partícula de 1 mícron a 5000 mícrons. Todos os valores e subfaixas de 1 a 5000 mícrons são incluídos e revelados aqui; por exemplo, o particulado sólido tem um tamanho médio de partícula de um limite inferior de 1, 300, 900, 2000, 2400, 3300 ou 4800 mícrons até um limite superior de 200, 700, 1500, 2200, 2700, 3500 ou 5000 mícrons. Por exemplo, os particulados sólidos têm um tamanho médio de partícula de 1 a 5000 mícrons, ou de 1 a 2500 mícrons, ou de 2500 a 5000 mícrons, ou de 1 mícron a 1 mm, ou de 2500 a 5000 mícrons, ou de 1 mícron a 1 mm, ou de 10 mícron a 800 mícron. Como utilizado aqui, o termo tamanho médio de partícula refere-se ao tamanho médio da maior dimensão do particulado sólido.
[00047] Em modalidades adicionais, a maior dimensão das partículas de aglomerante é comparável com a dimensão mais estreita do espaço vazio, ou fratura. Como utilizado aqui, comparável significa não diferente em mais de 20 vezes. Por exemplo, os particulados sólidos e/ou aglomerante podem ter um tamanho de 0,05 a 20 vezes da dimensão mais estreita do espaço vazio (por exemplo, largura de fratura), ou de 0,1 a 10 vezes da dimensão mais estreita do espaço vazio (por exemplo, largura de fratura) ou de 0,33 a 3 vezes da dimensão mais estreita do espaço vazio (por exemplo, largura de fratura). A maior dimensão do aglomerante também pode ser comparável com a dimensão mais estreita do espaço vazio, ou fratura. Por exemplo, se a dimensão mais estreita de fratura, isto é, largura for 2 mm, a dimensão maior média dos aglomerantes pode estar entre 0,1 e 40 mm. Em várias modalidades, larguras de espaço vazio esperadas variam de 1 mícron a 2 0 mm. Todos os valores e subfaixas individuais de 1 mícron a 20 mm são revelados e incluídos aqui.
[00048] Em modalidades adicionais, a maior dimensão do aglomerante é de 0,5 mícron a 50 mm. Todos os valores e subfaixas de 0,5 mícron a 50 mm; por exemplo, a maior dimensão de aglomerante pode ser de um limite inferior de 0,5 mícron, 100 mícron, 500 mícron, 900 mícron, 20 mm ou 40 mm até um limite superior de 10 mícron, 250 mícron, 750 mícron, 10 mm, 30 mm ou 50 mm. Por exemplo, a maior dimensão de aglomerante pode ser de 0,5 mícron a 50 mm, ou de 1 mm a 20 mm, ou de 0,5 mícron a 20 mm, ou de 20 a 50 mm, ou de 0,5 mícron a 30 mm.
[00049] Em modalidades adicionais, os particulados sólidos compreendem uma mistura ou blenda de dois ou mais sólidos de particulado. Por exemplo, os particulados sólidos podem compreender um primeiro tipo de particulado sólido tendo um primeiro tamanho de partícula médio, um segundo tipo de particulado sólido tendo um segundo tamanho de partícula médio, um terceiro tipo de particulado sólido tendo um terceiro tamanho de partícula médio, e assim por diante. Alternativamente, os dois ou mais tipos de particulado sólido podem ter densidades, formatos, relações de aspecto, estruturas, composições e/ou propriedades químicas diferentes.
[00050] Em modalidades adicionais, alguns ou todos os particulados sólidos e/ou aglomerante são feitos de materiais degradáveis, fundíveis, solúveis ou dissolvíveis. Em outra modalidade, a pasta de tratamento compreende ainda um ou mais agente(s) que acelera(m) ou controla(m) degradação de particulados sólidos degradáveis. Por exemplo, NaOH, CaCO3 e Ca(OH)2 podem ser adicionados à pasta de tratamento para controlar degradação de materiais particulados compreendendo ácido poliláctico. De modo semelhante, um ácido pode ser usado para acelerar degradação para materiais particulados compreendendo polissacarídeos e poliamidas.
[00051] Em modalidades adicionais, os particulados sólidos e/ou aglomerante compreendem fibras poliméricas. Quaisquer fibras poliméricas adequadas podem ser usadas, incluindo, por exemplo, fibras compreendendo poliéster, ácido poliláctico (PLA), ácido poliglicólico (PGA), polietileno tereftalato (PET), policaprolactoma, poliamidas, copolímeros, celulose, lã, basalto, vidro, borracha, fibras aderentes e misturas dos mesmos.
[00052] Em modalidades adicionais, os particulados sólidos podem ser um propante. Qualquer material propante pode ser usado, incluindo, por exemplo, areia, contas de vidro, propantes de cerâmica, contas poliméricas, ou esferas de vidro oco, e combinações dos mesmos.
[00053] Em modalidades adicionais, as velocidades são velocidades de sedimentação.
[00054] Em modalidades adicionais, a transformação da mistura substancialmente uniforme em áreas que são ricas em particulado sólido e áreas que são substancialmente isentas de particulado sólido ocorre durante um fechamento forçado de fratura ou durante fluxo de volta de poço após-trabalho.
[00055] Em modalidades adicionais, os particulados sólidos e o aglomerante têm formatos, tamanhos, densidades diferentes ou uma combinação dos mesmos.
[00056] Em modalidades adicionais, o aglomerante é uma fibra, um floco, uma fita, uma plaqueta, uma haste ou uma combinação dos mesmos.
[00057] Em modalidades adicionais, o aglomerante é uma fibra.
[00058] Em modalidades adicionais, o aglomerante é um material degradável.
[00059] Em modalidades adicionais, alguns ou todos os particulados sólidos e/ou aglomerante são feitos de materiais degradáveis, fundíveis, solúveis ou dissolvíveis.
[00060] Em modalidades adicionais, o aglomerante é selecionado do grupo que consiste em ácido poliláctico, poliéster, policaprolactama, poliamida, ácido poliglicólico, politereftalato, celulose, lã, basalto, vidro, borracha ou uma combinação dos mesmos.
[00061] Em modalidades adicionais, alguns ou todos os particulados sólidos e/ou aglomerante compreendem materiais degradáveis, fundíveis, solúveis ou dissolvíveis.
[00062] Em modalidades adicionais, a transformação é obtida por permitir que o particulado sólido substancialmente uniformemente disperso (e aglomerante) sedimente na fratura por um período de tempo.
[00063] Em modalidades adicionais, a injeção é obtida por bombear a pasta de tratamento sob uma pressão suficiente para criar a fratura ou manter a fratura aberta na formação subterrânea.
[00064] Em modalidades adicionais, a transformação é obtida antes de fluxo de volta do fluido de tratamento.
[00065] Em modalidades adicionais, a transformação é obtida antes do fechamento de fratura.
[00066] Em modalidades adicionais, a mistura substancialmente uniformemente distribuída é formada pelo menos em uma porção do espaço vazio, ou fratura.
[00067] Em modalidades adicionais, a transformação da mistura substancialmente uniforme em áreas que são ricas em particulado sólido e áreas que são substancialmente isentas de particulado sólido ocorre pelo menos em uma porção do espaço vazio (por exemplo, fratura).
[00068] Em modalidades adicionais, o aglomerante tem uma característica de sedimentação substancialmente diferente daquela do particulado sólido. Sem ser limitado por nenhuma teoria específica, acredita-se atualmente que as características de sedimentação diferentes possam originar de um ou mais do seguinte: diferenças em formato, densidade ou tamanho, e interações entre as paredes do espaço vazio e o aglomerante e/ou particulado sólido e combinações dos mesmos.
[00069] Em modalidades adicionais, os particulados sólidos estão presentes na pasta em uma quantidade menor que 22% vol. Todos os valores e subfaixas menores que 22% vol. São incluídas e reveladas aqui. Por exemplo, o particulado sólido pode estear presente em uma quantidade de 22% vol. Ou menos de 18% vol., ou menos de 15% vol., ou menos de 12% vol.
[00070] Em modalidades adicionais, o aglomerante está presente na pasta de tratamento em uma quantidade menor que 5% vol. Todos os valores e subfaixas individuais de menos de 5% vol. São incluídas e reveladas aqui. Por exemplo, a quantidade de aglomerante pode ser de 0,05% vol. Menor que 5% vol., ou menor que 1% vol., ou menor que 0,5% vol. O aglomerante pode estar presente em uma quantidade de 0,5% vol. A 1,5% vol. Ou em uma quantidade de 0,01% vol. A 0,5% vol. Ou em uma quantidade de 0,05% vol. a 0,5% vol.
[00071] Em modalidades adicionais, o aglomerante é uma fibra com um comprimento de 1 a 50 mm, ou mais especificamente de 1 a 10 mm, e um diâmetro de 1 a 50 mícrons, ou mais especificamente de 1 a 20 mícrons. Todos os valores e subfaixas de 1 a 50 mm são incluídas e reveladas aqui. Por exemplo, o comprimento de aglomerante de fibra pode ser de um limite inferior de 1, 3, 5, 7, 9, 19, 29 ou 49 mm até um limite superior de 2, 4, 6, 8, 10, 20, 30 ou 50 mm. O comprimento de aglomeração de fibra pode variar de 1 a 50 mm, ou de 1 a 10 mm, ou de 1 a 7 mm, ou de 3 a 10 mm, ou de 2 a 8 mm. Todos os valores de 1 a 50 mícrons são incluídos e revelados aqui. Por exemplo, o diâmetro de aglomeração de fibra pode ser de um limite inferior de 1, 4, 8, 12, 16, 20, 30, 40 ou 49 mícrons até um limite superior de 2, 6, 10, 14, 17, 22, 32, 42 ou 50 mícrons. O diâmetro de aglomerante de fibra pode variar de 1 a 50 mícrons, ou de 10 a 50 mícrons, ou de 1 a 15 mícron, ou de 2 a 17 mícrons.
[00072] Em modalidade adicionais, o aglomerante é selecionado do grupo que consiste em ácido poliláctico, poliéster, policaprolactama, poliamida, ácido poliglicólico, politereftalato, celulose, lã, basalto, vidro, borracha ou uma combinação dos mesmos.
[00073] Em modalidades adicionais, o aglomerante é uma fibra com um comprimento de 0,001 a 1 mm e um diâmetro de 50 nanômetros (nm) a 10 mícrons. Todos os valores individuais de 0,001 a 1 mm são revelados e incluídos aqui. Por exemplo, o comprimento de fibra de aglomerante pode ser de um limite inferior de 0,001, 0,01, 0,1 ou 0,9 mm a um limite superior de 0,009, 0,07, 0,5 ou 1 mm. Todos os valores individuais de 50 nanômetros a 10 mícrons são incluídos e revelados aqui. Por exemplo, o diâmetro de aglomerante de fibra pode variar de um limite inferior de 50, 60, 70, 80, 90, 100 ou 500 nanômetros até um limite superior de 500 nanômetros, 1 mícron ou 10 mícrons.
[00074] Em modalidades adicionais, o particulado sólido tem partículas com tamanho de 0,001 a 1 mm. Todos os valores individuais de 0,001 a 1 mm são revelados e incluídos aqui. Por exemplo, o tamanho de particulado sólido pode ser de um limite inferior de 0,001, 0,01, 0,1 ou 0,9 mm até um limite superior de 0,009, 0,07, 0,5 ou 1 mm. Aqui, o tamanho de partícula é definido como a dimensão maior do grão da partícula.
[00075] Em modalidades adicionais, o aglomerante é uma fibra com um comprimento de 0,5 a 5 vezes a largura (isto é menor dimensão) de um espaço vazio subterrâneo a ser tratado com a pasta de tratamento. Em várias modalidades, larguras de espaço vazio esperadas variam de 1 mícron a 20 mm. Todos os valores e subfaixas individuais de 1 mícron a 20 mm são revelados e incluídos aqui.
[00076] Em modalidades adicionais, a viscosidade do fluido portador é de 1 Pa.s a 500 Pa.s na faixa de taxas de cisalhamento de 0,001 a 1 s-1 ao transformar a composição a partir do primeiro para o segundo estado. Todos os valores e subfaixas individuais de 1 Pa.s a 500 Pa.s na faixa de taxas de cisalhamento de 0,001 a 1 s-1 são incluídos e revelados aqui. Por exemplo, a viscosidade do fluido portador pode variar de um limite inferior de 1, 75, 150, 225, 300, 375 ou 425 Pa.s até um limite superior de 50, 125, 200, 275, 325, 400, 475 ou 500 Pa.s, todos na faixa de taxas de cisalhamento de 0,001 a 1 s-1. Por exemplo, a viscosidade do fluido portador durante transformação pode variar de 1 a 500 Pa.s, ou de 250 a 500 Pa.s, ou de 1 a 250 Pa.s, ou de 200 a 400 Pa.s, tudo na faixa de taxas de cisalhamento de 0,001 a 1 s-1.
[00077] Em modalidades adicionais, o fluido portador apresenta fluxo Newtoniano ou não Newtoniano (por exemplo, Herschel-Bulkely, Bingham, lei de energia).
[00078] Em modalidades adicionais, a viscosidade do fluido portador é impactada por temperatura.
[00079] Em modalidades adicionais, a viscosidade do fluido portador durante injeção em um espaço vazio pode ser diferente da viscosidade do fluido portador após colocação no espaço vazio.
[00080] Em modalidades adicionais, a quantidade de particulados sólidos e aglomerante é projetada para evitar ligação e separação. Tal projeto pode incluir modelagem utilizando modelo geotécnico que definiria geometria de fratura esperada (largura) e condições de fluxo sobre a fratura durante o tratamento de modo a determinar as quantidades de particulado sólido e aglomerante para evitar ligação e permitir canalização heterogênea. Vide, por exemplo, os exemplos 2 e 3 abaixo.
[00081] Em modalidade adicionais, a tensão de escoamento do fluido portador é menor que 5 Pa.s na faixa de taxas de cisalhamento de 0,001 a 1 s-1 ao transformar a composição a partir do primeiro para o segundo estado. Todos os valores e subfaixas individuais menores que 5 Pa.s na faixa de taxas de cisalhamento de 0,001 a 1 s-1 são incluídas e reveladas aqui. Por exemplo, a tensão de escoamento do fluido portador ao transformar a composição a partir do primeiro para o segundo estado pode ser menor que 5 Pa.s, ou menor que 3 Pa.s, ou menor que 1 Pa.s, tudo na faixa de taxas de cisalhamento de 0,001 a 1 s-1.
[00082] Embora a descrição anterior tenha sido feita aqui com referência a meios, materiais e modalidades específicas, não se pretende limitar aos particulares revelados aqui; em vez disso, estende a todas as estruturas funcionalmente equivalentes, métodos e usos, como compreendidos no escopo das reivindicações apensas.
EXEMPLOS
[00083] Qualquer elemento nos exemplos pode ser substituído por qualquer de inúmeras alternativas equivalentes, somente alguns dos quais são revelados no relatório descritivo. Embora somente algumas modalidades de exemplo tenham sido descritas em detalhe acima, aqueles versados na técnica prontamente reconhecerão que muitas modificações são possíveis nas modalidades de exemplo sem se afastar materialmente dos conceitos descritos aqui. A matéria revelada pode ser incorporada em outras formas sem se afastar do espírito e dos atributos essenciais do mesmo e, por conseguinte, referência deve ser feita às reivindicações apensas, ao invés de ao relatório descritivo acima, como indicando o escopo da matéria revelada. Por conseguinte, todas essas modificações pretendem ser incluídas no escopo dessa revelação como definido nas reivindicações a seguir. Nas reivindicações, clausulas de meio mais função são destinadas a abranger as estruturas descritas aqui como realizando a função recitada e não somente equivalentes estruturais, como também estruturas equivalentes. Desse modo, embora um prego e um parafuso possam não ser equivalentes estruturais em que um prego emprega uma superfície cilíndrica para fixar partes de madeira juntas, ao passo que um parafuso emprega uma superfície helicoidal, no ambiente de fixação de partes de madeira, um prego e um parafuso podem ser estruturas equivalentes. É a intenção expressa do requerente não invocar 35 U.S.C. § 112, parágrafo 6 para quaisquer limitações de quaisquer das reivindicações aqui, exceto por aqueles nos quais a reivindicação expressamente usa as palavras ‘meio para’ juntamente com uma função associada.
Exemplo 1 e exemplo comparativo 1: formação de clusters ricos em propante e canais isentos de propante por permitir sedimentação de propante heterogênea na presença de fibra.
[00084] O Exemplo comparativo 1 era uma formulação isenta de aglomerante de 0,72% solução de guar em água e 6 ppa de areia de malha 20/40. O Exemplo 1 continha um aglomerante de fibra, tendo 0,72% de solução guar em água, 6 ppa de areia de malha 20/40 (22% vol.), 20 ppt (2,4 g/L) de fibra de poliamida (comprimento 6 mm, diâmetro 12 mícron). Cada do Exemplo 1 e Exemplo comparativo 1 foi derramado em fendas de teste separadas de 4 mm por 6 polegadas (15 cm) por 8 polegadas (20 cm) feitas de vidro acrílico com largura de fenda de 4 mm. Inicialmente, cada fluido pareceu homogêneo. As fendas foram observadas uma hora após. O exemplo 1 apresentou sedimentação heterogênea do propante na fenda que resultou na criação de clusters ricos em propante e áreas que eram substancialmente isentas de propante. Ao contrário, o exemplo comparativo 1 apresentou sedimentação homogênea do propante para a porção inferior da fenda.
Exemplo 2: definição de capacidade de ligação.
[00085] O equipamento consistiu em um acumulador (tubo Swagelok de 1” com volume de 350 ml) conectado a um tubo de 1” pequeno com uma fenda no interior. A largura da fenda era 0,08 polegada (2 mm). A outra extremidade do acumulador foi conectada a uma bomba Knauer HPLC K-1800 que forneceu bombeamento contínuo. O sistema foi equipado com uma válvula de descarga de pressão e um transdutor de pressão analógico eletrônico instalado entre a bomba e o acumulador. Medições de pressão foram realizadas utilizando um sistema de aquisição de dados National Instrument que converteu leituras de pressão analógicas a partir do transdutor de pressão em um formato numérico.
[00086] Um fluido compreendendo um líquido viscosificado, material particulado e fibra foi colocado no acumulador (100 ml de solução de goma guar a 0,6% foram colocados no sistema antes da pastas para impedir que a pasta contate a fenda). A seguir, um espaçador de plástico foi inserido e o sistema foi conectado à bomba. A capacidade de ligação da pasta foi estudada por bombear a pasta carregada de fibra através da fenda em uma taxa de fluxo constante que correspondeu a uma velocidade constante no interior da fenda em uma taxa de fluido na faixa de 0,5 pé/segundo (0,15 metro/segundo).
[00087] O critério principal para ligação foi a presença de um tampo na fenda que foi encontrado lá após separação do sistema. O tempo de ligação foi indicado por um aumento acentuado em pressão no sistema durante o experimento.
[00088] A figura 2 é um gráfico ilustrando a dependência de ligação para uma mistura compreendendo solução de guar a 0,6%, fibra PLA e areia de malha 20/40. Fibras PLA tinham comprimento de 6 mm e diâmetro de 12 mícrons. A figura mostra duas áreas distintas separadas por uma curva sólida. Como pode ser visto na figura 2, a parte superior do gráfico representa a faixa de cargas de fibra e propante que causou ligação na fenda. A área na parte inferior do gráfico representa a faixa de cargas de fibra e propante que não ligou, e onde a pasta foi observada fluir através da fenda sem dano.
Exemplo 3: modelo empírico para ligação de fluidos carregados de fibra
[00089] A regressão dos resultados de experimentos de ligação forneceu os valores numéricos dos parâmetros de encaixe na seguinte equação (1):
Figure img0001
Onde
Figure img0002
concentração mínima de material de fibra necessário para ligação, w - largura efetiva de fratura, u - velocidade
Figure img0003
de fluido e viscosidade de fluido em taxa de cisalhamento dada. Parâmetros α, β, y são constantes obtidas por regressão dos dados a partir dos experimentos de laboratório. Respectivamente, são funções do formato, propriedades mecânicas do material de ligação, e natureza e formulação do fluido de base.
[00090] A figura 3 ilustra um exemplo dos resultados obtidos no laboratório e a curva correspondente para um único conjunto de valores para os parâmetros de constante na equação (1). A concentração de fibra suficiente para ligação é relatada contra velocidade de fluido em fendas de largura diferente. Como mostrado na figura 3, a quantidade de fibra exigida para ligação aumentou com a velocidade de fluido.
Exemplo 4: quantificação de heterogeneidade de distribuição de propante.
[00091] O exemplo 4 descreve uma metodologia possível para quantificar o grau de heterogeneidade de concentração de propante em um espaço vazio, por exemplo, em uma fratura hidráulica. Tal grau será definido como uma razão entre área de superfície total e sustentada, como mostrado por
Figure img0004
[00092] As figuras 4a-4c fornecem ilustrações para essa abordagem. A figura 4a mostra uma fenda de laboratório 1 com clusters de propante 2 no interior da fenda 1, em que cada cluster de propante compreende aglomerante fibroso 3 e propante 4. A figura 4b é uma representação gráfica da fenda 1 onde áreas sustentadas são mostradas sombreadas e áreas não sustentadas são mostradas como áreas claras. A figura 4c mostra a dependência do fator de heterogeneidade
Figure img0005
calculado através da altura da fenda. Esse fator muda na faixa de 0-1, onde 0 corresponde à área livre de sólidos e 1 corresponde à área totalmente sustentada sem canais isentos de propante.
Exemplo 5: Quantificação de grau de heterogeneidade de sedimentação e canalização:
[00093] O índice de canalização definido como descrito com relação à figura 1 pode ser usado para diferenciar entre vários cenários de canalização em condições dinâmicas bem como em estáticas. A composição das misturas nos exemplos foi a seguinte: 0,72% de solução guar; 12% vol. de areia com tamanho de partícula entre 0,43 - 0,20 mm; 1,2 g.L (Exemplo A) e 4,8g/L (Exemplo B) de fibra de ácido poliláctico (PLA) com comprimento de 6 mm e 12 mícron em diâmetro. O procedimento experimental e a fenda foram iguais ao usado no exemplo 1. Como pode ser visto na figura 5, áreas isentas de sólidos no exemplo A começaram a formar em ~0,5 hora (índice de canalização = 2) e canais interconectados entre zonas isentas de sólidos (índice de canalização = 3) são formadas em aproximadamente 1 h. Áreas isentas de sólidos no Exemplo B foram formadas em aproximadamente 1 hora e canais isentos de sólidos interconectados não foram formados após 6 horas.
[00094] A tabela 1 ilustra o índice de canalização de várias pastas de tratamento em que a quantidade de aglomerante de fibra e o tamanho de particulados sólidos (areia) variam. As pastas de tratamento incluíram 0,72% de solução guar em água; concentração do tipo areia, 12% vol.; tipo de areia como definido na Tabela 1, tipo aglomerado: fibra PLA com 6 mm em comprimento e 12 mícron em diâmetro. Procedimento experimental e equipamento usado foram iguais aos descritos no Exemplo 1. Cada experimento tinha continuado por 6 horas. A Tabela 1 fornece o índice de canalização e o tempo para atingir tal índice para cada tipo de pasta de tratamento. Por exemplo, para a pasta de tratamento com areia de malha 20/40 e concentração de fibra de 4,8 g/L, demorou 0,17 horas para o sistema formar áreas livres de sólidos não interconectadas (índice de canalização 2). Canais interconectados (índice de canalização 3) não foram formados no experimento durante o tempo de 6 horas do experimento. Tabela 1
Figure img0006
Exemplo 6: definição de tempo máximo para canalização.
[00095] Cálculos foram realizados assumindo uma pasta de tratamento contendo 0,72% de solução guar; 12% vol. de areia com tamanho de partícula 0,43 - 0,2 mm e 2,4 g/L de aglomerante de fibra PLA com comprimento de fibra de 6 mm e diâmetro de 12 mícron. Assunções adicionais incluem que a pasta é colocada em uma fratura hidráulica em formação de xisto com coeficiente de vazamento na faixa de Ct = 3,9E-6 - 2,0DE-5 m/s0,5 e coeficiente de perda de jato de 0,204E-3 m3/m2. A formação de xisto tem as seguintes propriedades e confirmada entre camadas com gradiente de frac. Elevado: TVD:800m; altura de zona 30m; gradiente de frac na zona 14.0kPa/m; Módulo Young 2e7kPa; razão de Poisson 0,18. O programa de bombeamento é mostrado na tabela 2.
[00096] A canalização deve ser concluída antes do fechamento de fratura, porque nenhuma aglomeração de propante será possível após fechamento de fratura. Ao mesmo tempo, como será mostrado no exemplo 11 a capacidade de canalização depende da concentração de aglomerante e propante e não ocorre se as concentrações desses agentes estiverem acima de certos limites. Por exemplo, nenhum canal interconectado é formado durante sedimentação das composições compreendendo >22% vol. de areia e 4,8 g/L de fibra PLA com comprimento de 6 mm e diâmetro de 12 mícron.
[00097] Observe que a concentração dos componentes da pasta bombeada em uma fratura hidráulica está se tornando mais elevada com o tempo devido ao vazamento de fluido a partir da fratura. Assim para a formulação usada significa que os canais interconectados devem ser formados antes da pasta ser concentrada duas vezes (significando antes da concentração de areia ser aumentada de 12% vol para 22% vol e concentração de fibra ser aumentada de 1,2g/L para 4,8 g/L).
[00098] É assumido que o tempo de bombeamento (colocação) para a pasta é relativamente curto e quase nenhum vazamento ocorre durante colocação. Nessa situação a pasta será concentrada após o trabalho durante o fechamento de fratura. A figura 6 mostra o perfil calculado de largura de fratura média em zona perto do furo do poço para a fratura hidráulica criada durante o fechamento de fratura. Cálculos são realizados em FracCADE 7.2 utilizando modelo P3D e parâmetros zonais descritos acima e vários coeficientes de vazamento. Por exemplo, para coeficiente de vazamento de 3.9E-06 m/s0,5, largura de fratura diminuirá em 2 vezes em 280 min após colocação de pasta de tratamento. Isso significa que em 280 min. aproximadamente 50% de fluido a partir da fratura vazará na formação e, portanto, a pasta na fratura se tornará duas vezes mais concentrada. Portanto, o tempo de canalização aceitável para a pasta nessa situação deve ser menor que 280 min. a Tabela 2 mostra resultados de computações similares para o tempo de canalização aceitável para a mistura de pasta dada para outros coeficientes de vazamento, como mostrado na tabela 2. Tabela 2
Figure img0007
Exemplo 7. Impacto de aspereza de parede sobre a canalização
[00099] O impacto de aspereza de parede sobre o tempo de canalização é examinado no exemplo 7. Como usado no exemplo 7, o tempo de canalização significa o tempo necessário para a pasta de tratamento para formar canais interconectados isentos de sólidos, por exemplo, índice de canalização de 3. O mesmo equipamento usado no exemplo 1 foi usado para o exemplo 7 exceto que vários grãos de papel de lixa foram colados nas placas. Cada experimento continuou por 6 horas. A pasta de tratamento continha 0,72% de solução guar em água; concentração de areia: 12%vol.; tipo de areia (como definido na Tabela 3), tipo de aglomerante: fibra PLA com 6 mm em comprimento e 12 mícron em diâmetro. A Tabela 3 ilustra os tempos de canalização (para atingir o índice de canalização 3) para a pasta de tratamento com larguras de fenda variáveis e magnitude de aspereza de parede. Como pode ser visto na Tabela 3, interações com as paredes desempenham um papel importante em canalização. Entretanto, a canalização ocorre mesmo quando as paredes são lisas (aspereza de parede <1 mícron). Tabela 3
Figure img0008
Exemplo 8: impacto de reologia de fluido sobre canalização.
[000100] O comportamento de canalização e timing foram examinados para diversas das várias pastas de tratamento. O equipamento usado foi como no Exemplo 1 exceto que lixa tendo um tamanho de grão de 22 mícrons foi aderida a paredes de fenda. Cada experimento tinha continuado por 6 horas. A largura de fenda era 3 mm. As várias pastas de tratamento continham 0,72% de solução guar em água, tamanho de areia 0,43 - 0,2 mm; concentração de areia: 12%vol; tipo de aglomerado: fibra PLA com 6 mm em comprimento e 12 mícron em diâmetro. A Tabela 4 fornece o índice de canalização e tempo para atingir tal índice utilizando um número de fluidos portadores diferentes. Tabela 4
Figure img0009
* indica comercialmente disponível da Nalco Company; ** indica betaína dimetil amidopropil erucico comercialmente disponível a partir da Rhodia, um membro do Solvay Group. *** indica copolímero de acetato de polivinil/álcool de polivinil, comercialmente disponível da Rhodia, um membro do Solvay Group. 0/-- indica que o fluido permaneceu no estado de canalização 0 para o período de teste inteiro, 6 horas. Como pode ser visto na tabela 4, a reologia do fluido portador impacta canalização.
[000101] A figura 7 ilustra as dependências de reologia para os fluidos portadores listados na Tabela 4. Como pode ser visto, a canalização ocorre quando os particulados sólidos sedimentam na faixa de taxas de cisalhamento entre 0,001 e 0,1s-1 (vide o exemplo 10). Fluidos portadores com viscosidade mais elevada do que 1.000.000 cP nessa faixa de taxa de cisalhamento não permitiram canalização nos experimentos realizados. Fluidos portadores com viscosidade menor que 2.000 cP não resultaram em canalização. Fluidos portadores com viscosidade a partir de 2.000 cP a 1.000.000 cP na faixa de taxas de cisalhamento 0,001-0,1 s-1 permitiram canalização.
Exemplo 9: tensão de escoamento de fluido portador aceitável máximo para canalização.
[000102] Tensão de escoamento do fluido portador deve ser suficientemente baixa para permitir aglomeração dos sólidos através de sedimentação levando à canalização. Esse valor pode ser definido por equilibrar a tensão de escoamento com pressão de grão de sólido individual suspenso em um fluido portador
Figure img0010
onde ymax- tensão de escoamento máximo aceitável, pp - densidade do grão sólido, p/ - densidade do fluido portador, R - raio de grão. Para areia com tamanho de grão de 0,43 mm e água gelificada essa equação fornece ymax = 1Pa.
Exemplo 10: Faixa de taxas de cisalhamento durante sedimentação de sólidos
[000103] A faixa de taxas de cisalhamento durante sedimentação de sólidos pode ser estimada como taxa de sedimentação acima do tamanho de grão. As taxas de sedimentação mais baixa e máxima registradas nos experimentos realizados foram 3,3 mm/h e 178 mm/h. Assim para os experimentos realizados:
Figure img0011
Exemplo 11: impacto de concentração de sólidos sobre canalização.
[000104] O impacto de concentração de areia sobre canalização foi examinado. O equipamento usado foi como descrito no exemplo 1, exceto que lixa tendo um tamanho de grão de 22 mícron foi aderido às paredes da fenda. Várias larguras de fenda, concentrações de areia, tamanhos de grão de areia e viscosidades de fluido portador foram examinados, como mostrado na Tabela 5. A pasta de tratamento continha 0,48% e 0,72% de solução guar em água; concentração de areia de 4,3, 12, 22 e 27% vol.; tipo de aglomerado: fibra PLA com 6 mm em comprimento e 12 mícron em diâmetro adicionado na concentração de 2,4g/L.
[000105] As entradas na tabela 5 fornecem tempo/índice de canalização para atingir tal índice (horas). Por exemplo, para 4,3% vol. areia de malha 20/40 em 0,48% de goma guar em um aparelho experimental de largura com fenda de 3 mm, o tempo para atingir o índice de canalização 3 era 0,1 hora. Como pode ser visto na tabela 5, a concentração de areia impacta canalização. Por exemplo, nenhum canal foi formado quando a concentração de areia era maior que ou igual a 22% vol. independente de fluido portador, largura de fenda e tamanhos de grão de areia. Tabela 5
Figure img0012
Figure img0013
NA indica que os dados não foram tirados. 0/-- indica que o fluido permaneceu no estado de índice de canalização 0 para o período de teste inteiro, 6 horas.
Exemplo 12: impacto de densidade de sólidos sobre canalização
[000106] O impacto de densidade de areia sobre canalização foi examinado. A figura 8 ilustra a dependência de tempo de índice de canalização para duas pastas de tratamento diferentes diferindo na densidade do propante.
[000107] O exemplo C incluiu propante com tamanho de grão de 0, 84 - 0,43 mm (20/40 malha) e densidade de 3,58 g/cm3. O Exemplo D incluiu areia com o mesmo tamanho de grão e densidade de 2,65 g/cm3. Os dois exemplos C e D incluíram 0,72% de solução guar em água, tipo de aglomerado: fibra PLA com 6 mm em comprimento e 12 mícron em diâmetro adicionado em concentração de 2,4g/L; concentração volumétrica de propante/areia tanto no Exemplo C como D era de 12% vol. O equipamento e procedimento usados foram iguais ao descrito no Exemplo 1, exceto que lixa com tamanho de grão de 22 mícron foi aderido às paredes de fenda.
[000108] Como pode ser visto na figura 8, um aumento em densidade de propante facilita a obtenção de um índice de canalização de 3.
Exemplo 13: impacto de geometria de aglomerante e concentração sobre a canalização.
[000109] O impacto de geometria de aglomerante e concentração sobre canalização foi examinado. Várias composições com concentrações de aglomerante variáveis, larguras de fenda e tamanhos de grão de areia foram testados utilizando o mesmo equipamento que no Exemplo 1, exceto que lixa tendo um tamanho de grão de 22 mícron foi aderido às paredes de fenda. Cada pasta de tratamento continha 0,72% de solução de goma guar; 12% vol. de areia e aglomerante de fibra em concentração de 04,8 g/. o aglomerante de fibra era fibras de ácido poliláctico (PLA) tendo um comprimento de 6 mm e um diâmetro de 12 mícron, e uma densidade de 1,25 g/cm3.
[000110] A tabela 6 mostra diagrama de canalização fornecendo índice de canalização e tempo para obter o estado para as várias composições. Como anteriormente, NA indica dados não obtidos e 0/-- indica que o fluido permaneceu no índice de canalização 0 pelo tempo de teste inteiro, 6 horas. Como pode ser visto na tabela 6, a concentração de fibra impacta a canalização. Por exemplo, nenhum canal interconectado isento de sólidos foi formado quando a concentração de fibra era maior ou igual a 4,8 g/L (que corresponde a 0,38% vol.) para todas as larguras de fenda e tamanhos de grão de areia. Tabela 6
Figure img0014
[000111] A Tabela 7 mostra comportamento de canalização para várias composições com fibras (aglomerante) de larguras de fenda e geometria variáveis. Cada pasta de tratamento continha 0,72% de solução de goma guar; 12% vol. De areia com tamanho de grão de 0,43 - 0,20 mm (malha 40/70) e fibra em concentração de 2,4 g/L. o equipamento usado foi igual ao exemplo 11.

Claims (17)

1. Método para tratar uma formação subterrânea penetrada por um furo de poço caracterizado por compreender: fornecer uma pasta de tratamento compreendendo um fluido portador possuindo uma tensão de escoamento, um particulado sólido e um aglomerante; injetar a pasta de tratamento em uma fratura para formar uma mistura uniformemente distribuída do particulado sólido e aglomerante; e causar sedimentação do particulado sólido, na presença do aglomerante, na mistura uniformemente distribuída para formar áreas que são ricas em particulado sólido e áreas que são isentas de particulado sólido, em que pelo menos um percurso fluidamente conectado se cria na fratura antes do fechamento de fratura, em que a tensão de escoamento do fluido portador não excede uma tensão de escoamento máximo aceitável definida porm
Figure img0015
em que ɣmax é a tensão de escoamento máximo aceitável, R é um raio de grão do particulado sólido, pp é uma densidade do particulado sólido e pf é uma densidade do fluido portador, o fluido portador possuindo uma viscosidade na faixa de 2.000 cP a 1.000.000 cP em uma faixa de taxas de cisalhamento de 0,001 a 0,1 s-1 em que o particulado sólido e o aglomerante têm velocidades diferentes na fratura e em que a transformação resulta das velocidades diferentes.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o particulado sólido e o aglomerante têm formatos, tamanhos, densidades diferentes ou uma combinação dos mesmos.
3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o aglomerante tem uma relação de aspecto mais elevada que 6.
4. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que o aglomerante é uma fibra, um floco, uma fita, uma plaqueta, uma haste ou uma combinação dos mesmos.
5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o aglomerante é um material degradável.
6. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que o aglomerante é selecionado do grupo que consiste em acido poliláctico, poliéster, policaprolactama, poliamida, ácido poliglicólico, politereftalato, celulose, lã, basalto, vidro, borracha, fibra aderente ou uma combinação dos mesmos.
7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a pasta de tratamento é um fluido de fraturamento hidráulico carregado de propante e o particulado sólido é um propante.
8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a sedimentação do particulado sólido é obtida por permitir que o particulado sólido uniformemente injetado sedimente na fratura por um período de tempo.
9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a injeção é obtida por bombear a pasta de tratamento sob uma pressão suficiente para criar a fratura ou manter a fratura aberta na formação subterrânea.
10. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a sedimentação do particulado sólido é obtida antes do fluxo de volta do fluido de tratamento.
11. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a sedimentação do particulado sólido é obtida antes do fechamento de fratura.
12. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a mistura uniformemente distribuída é formada em pelo menos uma porção da fratura.
13. MÉTODO caracterizado por compreender: fornecer uma pasta compreendendo um fluido portador possuindo uma tensão de escoamento, um particulado sólido e um aglomerante; fluir a pasta para dentro de um espaço vazio para formar uma mistura uniformemente distribuída do particulado sólido e o aglomerante; e transformar a mistura uniformemente distribuída, na presença do aglomerante, em áreas que são ricas de particulado sólido e áreas isentas de particulado sólido, em que o particulado sólido e o aglomerante têm velocidades diferentes, e em que a transformação resulta das velocidades diferentes em que pelo menos um percurso fluidamente conectado isento de sólidos é criado no espaço vazio antes do fechamento de fratura, em que a tensão de escoamento do fluido portador não excede uma tensão de escoamento máximo aceitável definida por
Figure img0016
em que ɣmax é a tensão de escoamento máximo aceitável, R é um raio de grão do particulado sólido, pp é uma densidade do particulado sólido e pf é uma densidade do fluido portador, o fluido portador possuindo uma viscosidade na faixa de 2.000 cP a 1.000.000 cP em uma faixa de taxas de cisalhamento de 0,001 a 0,1 s-1.
14. MÉTODO DE PROJETAR UM TRATAMENTO caracterizado por compreender: considerar uma dimensão de fratura; selecionar um aglomerante tendo uma dimensão comparável com a dimensão de fratura; selecionar um particulado sólido tendo uma velocidade de sedimentação diferente do aglomerante; formular um fluido de tratamento compreendendo uma mistura uniformemente distribuída compreendendo o particulado sólido e o aglomerante, o fluido capaz de transformar, na presença do aglomerante, para um estado compreendendo porções ricas nos particulados sólidos e porções isentas dos particulados sólidos, em que pelo menos um percurso fluidamente conectado isento de sólidos é criado na fratura antes do fechamento de fratura, em que uma tensão de escoamento do fluido portador não excede uma tensão de escoamento máximo aceitável definida por
Figure img0017
em que ɣmax é a tensão de escoamento máximo aceitável, R é um raio de grão do particulado sólido, pp é uma densidade do particulado sólido e pf é uma densidade do fluido portador, o fluido portador possuindo uma viscosidade na faixa de 2.000 cP a 1.000.000 cP em uma faixa de taxas de cisalhamento de 0,001 a 0,1 s-1.
15. Método, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que a dimensão de fratura é largura.
16. MÉTODO PARA TRATAR UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA PENETRADA POR UM FURO DE POÇO caracterizado por compreender: fornecer uma pasta de tratamento compreendendo um fluido portador possuindo uma tensão de escoamento, um particulado sólido e um aglomerante; injetar a pasta de tratamento em uma fratura para formar uma mistura uniformemente distribuída do particulado sólido e o aglomerante; em que a mistura uniforme é transformável, na presença do aglomerante, em áreas ricas em particulado sólido e áreas isentas de particulado sólido, e em que o particulado sólido e o aglomerante têm velocidades diferentes na fratura, e em que a capacidade de transformação origina das velocidades diferentes; em que pelo menos um percurso fluidamente conectado isento de sólidos é criado na fratura antes do fechamento de fratura, em que a tensão de escoamento de um fluido portador não excede uma tensão de escoamento máximo aceitável definida por
Figure img0018
em que ɣmax é a tensão de escoamento máximo aceitável, R é um raio de grão do particulado sólido, pp é uma densidade do particulado sólido e pf é uma densidade do fluido portador, o fluido portador possuindo uma viscosidade na faixa de 2.000 cP a 1.000.000 cP em uma faixa de taxas de cisalhamento de 0,001 a 0,1 s-1.
17. MÉTODO caracterizado por compreender: fornecer uma pasta que compreende um fluido portador possuindo uma tensão de escoamento, um particulado sólido e um aglomerante; e fluir a pasta para dentro de um espaço vazio para formar uma mistura uniformemente distribuída do particulado sólido e aglomerante; em que a mistura uniformemente distribuída é transformável, na presença do aglomerante, em áreas ricas em particulado sólido e áreas isentas de particulado sólido, em que o particulado sólido e o aglomerante têm velocidades diferentes no espaço vazio, e em que a capacidade de transformação origina das velocidades diferentes; em que pelo menos um percurso fluidamente conectado isento de sólido é criado na fratura antes do fechamento de fratura, em que a tensão de escoamento do fluido portador não excede uma tensão de escoamento máximo aceitável definida por
Figure img0019
em que ɣ max é a tensão de escoamento máximo aceitável, R é um raio de grão do particulado sólido, pp é uma densidade do particulado sólido e pf é uma densidade do fluido portador, o fluido portador possuindo uma viscosidade na faixa de 2.000 cP a 1.000.000 cP na faixa de taxas de cisalhamento de 0,001 a 0,1 s-1.
BR112015022108-4A 2013-03-15 2014-02-14 Métodos para tratar uma formação subterrânea penetrada por um furo de poço, métodos, e método de projetar um tratamento BR112015022108B1 (pt)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US13/832,938 US10526531B2 (en) 2013-03-15 2013-03-15 Compositions and methods for increasing fracture conductivity
US13/832,938 2013-03-15
PCT/US2014/016346 WO2014143490A1 (en) 2013-03-15 2014-02-14 Compositions and methods for increasing fracture conductivity

Publications (2)

Publication Number Publication Date
BR112015022108A2 BR112015022108A2 (pt) 2017-07-18
BR112015022108B1 true BR112015022108B1 (pt) 2022-05-10

Family

ID=50236283

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
BR112015022108-4A BR112015022108B1 (pt) 2013-03-15 2014-02-14 Métodos para tratar uma formação subterrânea penetrada por um furo de poço, métodos, e método de projetar um tratamento

Country Status (9)

Country Link
US (1) US10526531B2 (pt)
CN (2) CN111456700A (pt)
AR (1) AR095299A1 (pt)
AU (2) AU2014228673A1 (pt)
BR (1) BR112015022108B1 (pt)
CA (1) CA2901434C (pt)
MX (1) MX371030B (pt)
RU (1) RU2678250C2 (pt)
WO (1) WO2014143490A1 (pt)

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9631468B2 (en) 2013-09-03 2017-04-25 Schlumberger Technology Corporation Well treatment
US20160168451A1 (en) * 2013-09-03 2016-06-16 Schlumberger Technology Corporation Well treatment
US20170174980A1 (en) * 2015-12-17 2017-06-22 Schlumberger Technology Corporation Bio-fiber treatment fluid
US10988677B2 (en) 2016-06-22 2021-04-27 Halliburton Energy Services, Inc. Micro-aggregates and microparticulates for use in subterranean formation operations
US11649398B1 (en) 2021-12-09 2023-05-16 Saudi Arabian Oil Company Composition and method of using date palm fibers in hydraulic fracturing

Family Cites Families (23)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5232621A (en) * 1987-09-29 1993-08-03 Colgate-Palmolive Company Linear viscoelastic gel compositions
US6059034A (en) * 1996-11-27 2000-05-09 Bj Services Company Formation treatment method using deformable particles
US6599863B1 (en) 1999-02-18 2003-07-29 Schlumberger Technology Corporation Fracturing process and composition
US6908888B2 (en) * 2001-04-04 2005-06-21 Schlumberger Technology Corporation Viscosity reduction of viscoelastic surfactant based fluids
US6820694B2 (en) 2002-04-23 2004-11-23 Schlumberger Technology Corporation Method for preparing improved high temperature fracturing fluids
US6776235B1 (en) * 2002-07-23 2004-08-17 Schlumberger Technology Corporation Hydraulic fracturing method
US7207386B2 (en) 2003-06-20 2007-04-24 Bj Services Company Method of hydraulic fracturing to reduce unwanted water production
US7275596B2 (en) 2005-06-20 2007-10-02 Schlumberger Technology Corporation Method of using degradable fiber systems for stimulation
US7380600B2 (en) 2004-09-01 2008-06-03 Schlumberger Technology Corporation Degradable material assisted diversion or isolation
US7665522B2 (en) 2004-09-13 2010-02-23 Schlumberger Technology Corporation Fiber laden energized fluids and methods of use
US7281581B2 (en) * 2004-12-01 2007-10-16 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of hydraulic fracturing and of propping fractures in subterranean formations
RU2441052C2 (ru) 2005-12-23 2012-01-27 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Расклинивающий наполнитель (варианты)
RU2404359C2 (ru) * 2006-01-27 2010-11-20 Шлюмберже Текнолоджи Б.В. Способ гидроразрыва подземного пласта (варианты)
US7798224B2 (en) 2006-07-03 2010-09-21 Schlumberger Technology Corporation Rheology controlled heterogeneous particle placement in hydraulic fracturing
US8636065B2 (en) * 2006-12-08 2014-01-28 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill
US7581590B2 (en) 2006-12-08 2009-09-01 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill
US8757259B2 (en) 2006-12-08 2014-06-24 Schlumberger Technology Corporation Heterogeneous proppant placement in a fracture with removable channelant fill
US9080440B2 (en) * 2007-07-25 2015-07-14 Schlumberger Technology Corporation Proppant pillar placement in a fracture with high solid content fluid
US7784541B2 (en) 2007-07-25 2010-08-31 Schlumberger Technology Corporation System and method for low damage fracturing
US7896075B2 (en) * 2008-02-04 2011-03-01 Halliburton Energy Services, Inc. Subterranean treatment fluids with enhanced particulate transport or suspension capabilities and associated methods
US8372787B2 (en) 2008-06-20 2013-02-12 Schlumberger Technology Corporation Electrically and/or magnetically active coated fibres for wellbore operations
CN102952534B (zh) 2012-10-16 2016-08-03 中国石油天然气股份有限公司 低损害型压裂液和压裂方法
CN102925133B (zh) 2012-10-16 2014-11-26 中国石油天然气股份有限公司 用于控制裂缝延伸高度的压裂液和压裂方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN111456700A (zh) 2020-07-28
US10526531B2 (en) 2020-01-07
CA2901434A1 (en) 2014-09-18
WO2014143490A1 (en) 2014-09-18
US20140262264A1 (en) 2014-09-18
MX2015012240A (es) 2015-12-01
RU2678250C2 (ru) 2019-01-24
AU2018201694B2 (en) 2019-11-21
MX371030B (es) 2020-01-13
BR112015022108A2 (pt) 2017-07-18
AR095299A1 (es) 2015-10-07
AU2018201694A1 (en) 2018-04-05
CN105143393A (zh) 2015-12-09
RU2015143887A (ru) 2017-04-27
CA2901434C (en) 2022-05-17
AU2014228673A1 (en) 2015-09-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
AU2018201694B2 (en) Compositions and methods for increasing fracture conductivity
CA2792567C (en) Clean fluid systems for partial monolayer fracturing
US8935957B2 (en) Methods of designing a drilling fluid having suspendable loss circulation material
US7931084B2 (en) Methods for treating a subterranean formation by introducing a treatment fluid containing a proppant and a swellable particulate and subsequently degrading the swellable particulate
US8327940B2 (en) Method for hydraulic fracturing of a low permeability subterranean formation
WO2015148151A1 (en) Well treatment
WO2014039216A1 (en) Well treatment methods and systems
WO2015160277A1 (en) Treatment fluid
WO2017095253A1 (ru) Способ обработки скважины с образованием проппантных структур (варианты)
CA2877698A1 (en) Use of expandable self-removing filler material in fracturing operations
US20140345863A1 (en) Electromagnetically active slurries and methods
WO2017100222A1 (en) Method and composition for controlling fracture geometry
US10647910B1 (en) Methods for enhancing effective propped fracture conductivity
US9027648B2 (en) Methods of treating a subterranean formation with one-step furan resin compositions
Zhao et al. A new fracturing fluid for HP/HT applications
US20160168451A1 (en) Well treatment
Nguyen et al. Enhancing well productivity in a tight-gas formation with an aqueous-based, surface-modification agent: Laboratory study
WO2014129924A1 (en) Methods for heterogeneous proppant placement and reduced fluids loss during fracturing

Legal Events

Date Code Title Description
B06F Objections, documents and/or translations needed after an examination request according [chapter 6.6 patent gazette]
B06U Preliminary requirement: requests with searches performed by other patent offices: procedure suspended [chapter 6.21 patent gazette]
B07A Application suspended after technical examination (opinion) [chapter 7.1 patent gazette]
B09A Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette]
B16A Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette]

Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 20 (VINTE) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 14/02/2014, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS