MX2013005109A - Metodos para mejorar la productividad de un pozo. - Google Patents

Abstract

La solicitud describe un método de tratamiento de una formación subterránea de un hoyo, que incluye proporcionar un primer fluido de tratamiento sustancialmente libre de particulados macroscópicos; bombear el primer fluido de tratamiento dentro del hoyo a diferentes índices de presión para determinar el índice de la matriz máximo y el índice de fractura mínimo; bombear el primer fluido de tratamiento por encima del índice de fractura mínimo para iniciar una fractura, proporcionar un segundo fluido de tratamiento que comprende un segundo fluido portador, una mezcla de particulado que incluye una primera cantidad de particulados que tienen un primer tamaño de partícula promedio entre aproximadamente 100 y 2000 µm y una segunda cantidad de particulados que tienen un segundo tamaño de partícula promedio entre aproximadamente tres y veinte veces menor que el primer tamaño de partícula promedio, de manera que una fracción de volumen compactado de la mezcla de particulado exceda de 0.74; bombear el segundo fluido de tratamiento por debajo del índice de fractura mínimo; y permitir que los particulados migren dentro de la fractura.

Description

MÉTODOS PARA MEJORAR LA PRODUCTIVIDAD DE UN POZO CAMPO DE LA SOLICITUD Esta solicitud se relaciona con los métodos para el tratamiento de formaciones subterráneas. Más particularmente, la solicitud se relaciona con los métodos para el tratamiento de estimulación basado en un agente sustentante a una presión predefinida a través de un tratamiento anterior de estimulación de fractura.

ANTECEDENTES Las declaraciones en esta sección simplemente proporcionan proporcionan inforijriación previaE relacionada relacionada con la presente descripción y puede no constituir el arte anterior.

Los tji id roca rb uros (petróleo, condensado, y gas) se producen típicamente a partir de pozos que se perforan dentro de las formaciones que los contienen. Por varias razotjies, tales como la permeabilidad inherentemente baja de los yacimientos o el daño provocado a la formación por la perforación y la terminación del pozo, el flujo de hidrocarburos hacia dentro del pozo es indeseablemente bajo. En este caso, el pozo se "estimula", por ejemplo, usando la fractüración hidráulica, la estimulación de las dos (llamada fractüración La fractüración hidráulica es un proceso de estimulación comúnmente usado con el fin de mejorar la productividad de hidrocarburos (petróleo y gas) a partir de las formaciones térreas donde se acumulan estos recursos. Durante la fractüración hidráulica, se bombea un fluido a unas velocidades y presiones que provocan que la roca del fondo del pozo se fracture. Las etapas típicas de un tratamiento de fractüración son la iniciación de la fractura, la propagación de la fractura y el cierre de la fractura. Durante la iniciación de la fractura se bombean fluidos hacia dentro de un hoyo conectado a la formación a través de puntos de entrada, tales como ranuras, o perforaciones, para crear una fractura típicamente biplanar en la formación rocosa. Durante la propagación, se bombean fluidos para agrandar la fractura principalmente en la dirección longitudinal y vertical, para lo cual se bombean fluidos hacia dentro del hoyo a velocidades que superan la velocidad de filtración del fluido dentro de la formación, o la velocidad de pérdida de fluido. Los fluidos de fracturación óptimos que se bombean para propagar fracturas típicamente tienen características Teológicas que promueven una reducción de la velocidad de pérdida de fluido, y cumplen el objetivo de mantener una cierta anchura de la fractura creada a la velocidad y presión que se bombea el fluido hacia el fondo del pozo, lo que a su vez aumenta la eficiencia del tratamiento, definida como el volumen de fractura creado dividido por el volumen de fluido bombeado. Después de la interrupción del flujo, la formación del fondo del pozo tiende a cerrar la fractura forzando al fluido en la fractura a filtrarse más hacia dentro de la formación, y/o hacia dentro del hoyo.

¡' En algunos tratamientos, conocidos como tratamientos de fracturación con ácido, con el fin de mantener una cierta conectividad entre la fractura creada y el hoyo, en el fluido se incorporan ácidos (disueltos, o suspendidos) que son capaces de atacar algunos de los minerales en las caras de la formación, creando así áreas de desalineación a través de las cuales los hidrocarburos pueden fluir hacia dentro del hoyo desde la formación.

En otros tratamientos, conocidos como tratamientos de fracturación sustentada, unos particulados sólidos de tamaños sustancialmente mayores que los granos en la formación, conocidos como el agente sustentante, que son capaces de resistir sustancialmente el esfuerzo de cierre, se bombean con el fluido a fin de prevenir el cierre completo de la fractura (mantener la fractura abierta) y crear una trayectoria conductora para los hidrocarburos.

Se conocen unos cuantos métodos diferentes para Ja creación de fracturas hidráulicas sustentadas. Muchos de los tratamientos que requieren una formación de anchura sustancial recurren al uso de fluidos viscosos capaces de reducir la pérdida de fluido, típicamente un polímero acuoso o soluciones surfactantes, espumas, aceites gelatinizados, y líquidos viscosos similares para iniciar y propagar la fractura, y para transportar los sólidos hacia dentro de la fractura. En estos tratamientos el caudal del fluido se mantiene a una velocidad de bombeo relativamente alta, con el fin de propagar continuamente la fractura y mantener la ancfjura de la fractura. Un primer fluido, conocido como relleno, se bombea para iniciar la fractura, el cual se empuja más profundo hacia dentro del yacimiento por la propagación de la fractura, por el fluido bombeado en las etapas posteriores, conocido como lechada, que típicamente contiene y transporta las partículas del agente sustentante. Generalmente, la viscosidad del relleno y la lechada son similares, lo que facilita el desplazamiento homogéneo del fluido de relleno, sin la digitación sustancial de un fluido dentro del otro. i Recientemente, se ha propuesto un método diferente para la creación de fracturas sustentadas en el que un fluido viscoso y un fluido de lechada se alternan a una frecuencia muy alta, lo que permite la colocación heterogénea del agente sustentante en la formación.

Otro método para la creación de fracturas sustentadas, muy común en yacimientos de baja permeabilidad donde no se requiere típicamente la viscosidad del fluido para reducir la pérdida de fluido, es el uso de fracturas con agua a alta velocidad o fracturas con agua resbaladiza. En estos tratamientos, la lechada de baja viscosidad típicamente no es capaz de suspender sustancialmente el agente sustentante, que se hunde en la parte inferior de la fractura, y el tratamiento se basa en la naturaleza turbulenta del flujo de un fluido de baja viscosidad que se bombea a una velocidad muy alta encima del agente sustentante para empujar el agente sustentante más profundo hacia dentro de la formación en un proceso llamado dunización, (debido a que es similar a la formación de dunas en áreas arenosas, donde el viento fluidiza los granos de arena sobre la superficie, y los transporta a una distancia corta hasta que caen por gravedad), creando un frente que avanza suavemente cada vez más profundo hacia dentro de la fractura. En este caso, los tarugos del agente sustentante se bombean, a concentraciones muy bajas del agente sustentante para evitar la deposición cerca del hoyo (taponar con sustentante), seguido por los tarugos del fluido de limpieza dirigidos a empujar la arena lejos del hoyo.

J Los tratamientos híbridos donde las fracturas se abren con un tipo de fluidos y se sustentan con un fluido diferente se pueden prever y además se conocen, y se practican en la industria.

Los ^atamientos de la matriz son tratamientos de estimulación en los que un fluido capaz de disolver ciertos componentes de origen natural en la formación, o depositados cerca del hoyo durante la perforación, cementación, o producción se bombea hacia dentro de la formación a una velocidad y presión sustancialmente menores que las requeridas para iniciar una fractura en la formación. Los tratamientos de la matriz se bombean típicamente hacia dentro de las formaciones con el fin de reducir la piel alrededor del hoyo, restaurando la conductividad natural de la formación, que típicamente está dañada por los fluidos de perforación y de cementación que se usan para terminar el hoyo. Los ácidos y disolventes, se bombean típicamente para este propósito. Generalmente, los sólidos no se bombean en estos tratamientos de la matriz con el fin de transportarlos más profundo dentro del yacimiento, debido a que ellos típicamente no viajarían lejos dentro de la formación, debido a la tortuosa trayectoria porosa resultante de estos tratamientos disolventes. En cambio, los sólidos se pueden bombear en los tratamientos de la matriz con el fin de desviar cerca del hoyo, el flujo del fluido desde ciertas zonas del yacimiento hacia otras.

Es un propósito describir un nuevo método de sustentación a la velocidad de la matriz a través de un tratamiento anterior de estimulación de fractura.

COMPENDIO En un primer aspecto, se describe un método de tratamiento de una formación subterránea de un hoyo. El método incluye las etapas de proporcionar un primer fluido de tratamiento sustancialmente libre de particulados macroscópicos; bombear el primer fluido de tratamiento dentro del hoyo a diferentes índices de presión para determinar el índice de la matriz máximo y el índice de fractura mínimo; subsecuentemente, bombear el primer fluido de tratamiento por encima del índice de fractura mínimo para iniciar al menos una fractura en la formación subterránea; proporcionar un segundo fluido de tratamiento que comprende un segundo fluido portador, una mezcla de particulado que incluye una primera cantidad de particulados que tienen un primer tamaño de partícula promedio de entré aproximadamente 100 y 2000 pm y una segunda cantidad de particulados que ¡tienen un segundo tamaño de partícula promedio de entre aproximadamente tres y veinte veces menor que el primer tamaño de partícula promedio, de manera que una fracción de volumen compactado de la mezcla de particulado exceda de 0.74; subsecuentemente, bombear el segundo fluido de tratamiento por debajo del I índice de fractura mínimo; y permitir que los particulados migren dentro de la fractura.

En un segundo aspecto, se describe un método de fracturación de una formación subterránea de un hoyo. El método incluye las etapas de proporcionar un primer fluido de tratamiento sustancialmente libre de particulados macroscópicos y que i comprende un primer fluido portador, y un primer agente viscosificador; bombear el prjimer fluido de tratamiento dentro del hoyo a diferentes índices de presión para determinar el índice de la matriz máximo y el índice de fractura mínimo; subsecuentemente, bombear el primer fluido de tratamiento por encima del índice de fractura mínimo para iniciar al menos una fractura en la formación subterránea; parar de bombear el primer fluido de tratamiento; determinar la velocidad de pérdida de fluido dentro de la formación subterránea; si la velocidad de pérdida de j fluido es menor que un valor predeterminado, permitir que el primer fluido de II tratamiento se filtre hacia dentro de la formación subterránea y que la fractura se cierre sustancialmente; reiniciar el bombeo del primer fluido de tratamiento por encima del índice de la matriz máximo y por debajo del índice de fractura mínimo; proporcionar un segundo fluido de tratamiento que comprende un segundo fluido portador, una mezcla de particulado que incluye una primera cantidad de particulados que tienen un primer tamaño de partícula promedio entre aproximadamente 100 y 2000 µ?? y una segunda cantidad de particulados que tienen un segundo tamaño de partícula promedio entre aproximadamente tres y veinte veces menor que el primer tamaño de partícula promedio, de manera que una fracción de volumen compactado de la mezcla de particulado exceda de 0.74; subsecuentemente, bombear el segundo fluido de tratamiento por debajo del índice de fractura mínimo; permitir que los particulados migren hacia dentro de la fractura, parar de bombear el segundo fluido de tratamiento; y permitir en la fractura, que la formación subterránea se cierre sobre los particulados.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La Figura 1 muestra una ilustración de algunas modalidades.

DESCRIPCIÓN DETALLADA i Primeramente, debería notarse que en el desarrollo de cualquiera de las í modalidades reales, deben tomarse numerosas decisiones específicas de impiementación para lograr los objetivos específicos del desarrollador, tales como el cumplimiento de restricciones relacionadas con el sistema y con los negocios, las que pueden variar de una impiementación a otra. Además, se apreciará que tal esfuerzo de desarrollo pudiera ser complejo y consumir mucho tiempo pero sin embargo sería una tarea de rutina para los expertos en la materia que tengan el benlficio de esta descripción.

La descripción y los ejemplos se presentan solamente con el propósito de ilustrar las modalidades de la solicitud y no se deben interpretar como una limitación del alcance y de la aplicabilidad de la solicitud. En el compendio de la solicitud y en esta descripción detallada, cada valor numérico debería leerse una vez como modificado por el término "aproximadamente" (a menos que ya expresamente se haya modificado), y después leerse de nuevo como no modificado de esta manera ¡I a menos que se indique de cualquier otra forma en el contexto. Además, en el compendio de la solicitud y en esta descripción detallada, debería entenderse que un intervalo de concentración listado o descrito como útil, adecuado, o similar, pretende que todas las concentraciones dentro del intervalo, incluyendo los puntos refieren unos pocos específicos, debe entenderse que los inventores aprecian y entienden que cualquiera y todos los puntos de datos dentro del intervalo se consideran que se han especificado, y que la posesión de los inventores de todo el intercalo y de todos los puntos dentro del intervalo describen y habilitan todo el intervalo y todos los puntos dentro del intervalo.

Las siguientes definiciones se proporcionan con el fin de ayudar a los expertos en la materia en la comprensión de la descripción detallada.

El término "tratamiento" o "tratar", se refiere a cualquier operación subterránea que usa un fluido junto con una función deseada y/o para un propósito deseado. El término "tratamiento" o "tratar ", no implica ninguna acción particular por el fluido.

El término "fracturación" se refiere al proceso y los métodos para romper una formación geológica y crear una fractura, es decir, la formación rocosa alrededor de ?? hoyo, mediante el bombeo del fluido a presiones muy altas, con el fin de aumentar los índices de producción desde un yacimiento de hidrocarburos. Los métodos de fracturación usan de cualquier otra manera las técnicas conv ¡encionales conocidas en la técnica.

La Figura 1 es un diagrama esquemático de un sistema 100 usado en un método para mejorar la productividad de un pozo. El sistema 100 incluye un hoyo 102 en comunicación de fluidos con una formación subterránea de interés 104.La formación de interés 104 puede ser cualquier formación en donde la comunicación de fluidos entre un hoyo y la formación es deseable, incluyendo una formación que contiene hidrocarburos, una formación acuífera, una formación que acepta fluido inyectado para su eliminación, presurización, u otros propósitos, o cualquier otra formación entendida en la técnica.

El sistema 100 incluye además un primer fluido de tratamiento 106a que incluye un fluido que tiene opcionalmente una cantidad baja de un viscosificador y un segando fluido de tratamiento 106b que incluye un segundo fluido portador, una mezcla de particulado que incluye una primera cantidad de particulados y un segiinda cantidad de particulados. El primer fluido de tratamiento se puede llevar a la práctica como una lechada de fracturación en donde el fluido es un primer fluido portador. El primer o el segundo fluido portador incluye cualquier fluido de fracturación de base entendido en la técnica. Algunos ejemplos no limitantes de fluidos portadores incluyen geles hidratables (por ejemplo, guar, polisacáridos, xantano, celulosa hidroxietílica, etc.), un gel hidratable reticulado, un ácido jl viscósificado (por ejemplo, a base de gel), un ácido emulsificado (por ejemplo, fase exterior del petróleo), un fluido energizado (por ejemplo, una espuma a base de N2 o CO2), y un fluido a base de petróleo que incluye un aceite gelatinizado, espumado, o de cualquier otra manera viscósificado. Adicionalmente, el primer o el segundo fluido portador puede ser una salmuera, y/o puede incluir una salmuera. También el primer o el segundo fluido portador puede ser un gas. Aunque el segundo fluido de tratamiento 106b descrito en la presente incluye particulados, el sistema 100 puede incluir además ciertas etapas de fluidos de fracturación con mezclas alternativas de particulados.

El primer o el segundo fluido de tratamiento puede incluir además una baja cantidad de viscosificador. Por baja cantidad de viscosificador, se entiende una i| cantidad menor de viscosificador que la que convencionalmente se incluye en un tratamiento de fractura. La carga del viscosificador, por ejemplo descrita en libras de gel por 1 ,000 galones del fluido portador, se selecciona opcionalmente de acuerdo con el tamaño del particulado (debido a los efectos de la velocidad de asentamiento) y la carga que la lechada de fracturación debe portar, de acuerdo con la viscosidad requerida para generar una geometría deseada de la fractura 108, de acuerdo con la velocidad de bombeo y la configuración de la tubería de revestimiento 110 o la tubería de producción 1 2 del hoyo 102, de acuerdo con la temperatura de la formación de interés 104, y de acuerdo con otros factores entendidos en la técnica. En ciertas modalidades, la baja cantidad de viscosificador incluye un agente gelificante hidratable en el fluido portador a menos de 20 libras por 1 ,000 galones del fluido portador donde la cantidad de particulados en la lechada de fracturación es mayor que 16 libras por galón del fluido portador. En ciertas modalidades adicionales, la baja cantidad de viscosificador incluye un agente gelificante hidratable en el fluido portador a menos i de 20 libras por 1 ,000 galones del fluido portador donde la cantidad de particulados en la lechada de fracturación es mayor que 23 libras por galón del fluido portador. En ciertas modalidades, una baja cantidad de viscosificador incliye un surfactante viscoelástico a una concentración por debajo del 1 % del volumen del fluido portador. En ciertas modalidades, una baja cantidad del viscosificador incluye valores mayores que los ejemplos mencionados, debido a que las circunstancias del sistema 100 utilizan convencionalmente cantidades de viscosificadores mucho mayores que los ejemplos. Por ejemplo, en una aplicación a altas temperaturas con una carga elevada de agentes sustentantes, el fluido portador puede indicar convencionalmente el viscosificador a 50 libras de agente j gelificante por 1 ,000 galones del fluido portador, en donde 40 libras de agente gelificante, por ejemplo, puede ser una baja cantidad de viscosificador. Un experto en la materia puede realizar pruebas de rutina de los fluidos de tratamiento 106a ó ,l 106b sobre la base de ciertas mezclas de particulado 11 1 a la luz de las descripciones en la presente para determinar las cantidades aceptables de viscosificador para una modalidad particular del sistema 100.

El sistema 100 incluye un primer fluido de tratamiento que está sustancialmente libre de particulados macroscópicos, es decir, sin particulados o con mezclas alternas de particulados. Por ejemplo, el primer fluido de tratamiento puede ser un fluido de relleno y/o un fluido de limpieza en ciertas modalidades. En ciertas modalidades, el fluido de relleno está libre de particulados macroscópicos, pero también puede incluir particulados microscópicos u otros aditivos tales como aditivos contra la pérdida de fluido, rompedores, u otros materiales conocidos en la técnica.

El sistema 100 incluye un segundo fluido de tratamiento que incluye materiales particulados llamado generalmente agente sustentante. El agente sustentante consideraciones económicas y tamaño, y la concentración del agente sustentante se basa en la conductividad adimensional necesaria, y se puede seleccionar por un experto en la materia Tales agentes sustentantes pueden ser naturales o sintéticos (incluyendo pero sin limitarse a cuentas de vidrio, cuentas de cerámica, arena y bauxita), recubiertos, o contener sustancias químicas; más de uno se puede usar secuencialmente o en mezclas de diferentes tamaños o diferentes materiales. El agente sustentante se puede recubrir con resina, o con resina pre-curada. Los agentes sustentantes y las gravas de los mismos o en diferentes pozos o tratamientos pueden ser del mismo material y/o del mismo tamaño y el término agente sustentante pretende incluir grava en esta descripción. Generalmente, el agente sustentante usado tendrá un tamaño de partícula promedio de aproximadamente 0.15 mm a aproximadamente 2.39 mm (malla de los Estados Unidos de aproximadamente 8 a aproximadamente 100), más particularmente, pero sin limitarse a materiales del tamaño de 0.25 a 0.43 mm (malla 40/60), 0.43 a 0.84 mm (malla 20/40), 0.84 a 1.19 mm (malla 16/20), 0.84 a 1.68 mm (malla 12/20) y 0.84 a 2.39 mm (malla 8/20). Normalmente, el agente sustentante estará presente en la lechada en una concentración de aproximadamente 0.12 a aproximadamente 0.96 kg/L, o de aproximadamente 0.12 a aproximadamente 0.72 kg/L, o de aproximadamente 0.12 a aproximadamente 0.54 kg/L. i' En una modalidad, el segundo fluido de tratamiento 106b comprende materiales particulados con una distribución definida del tamaño de las partículas. Un ejemplo de realización se describe en la patente de los Estados Unidos 7,784,541 , otras partículas entendidas en la técnica para mantener una fractura 108 abierta después de que se ha completado un tratamiento. En ciertas modalidades, la primera cantidad de particulados puede ser un agente contra la pérdida de fluido, por ejemplo, partículas de carbonato de calcio u otros agentes contra la pérdida de fluido conocidos en la técnica. En ciertas modalidades, la primera cantidad de particulados puede ser un particulado degradable, por ejemplo partículas de PLA u otros particulados degradables conocidos en la técnica. En ciertas modalidades, la primera cantidad de particulados puede ser una sustancia química, por ejemplo, como rompedores de viscosidad, inhibidores de corrosión, inhibidores inorgánicos de incrustaciones, inhibidores orgánicos de incrustaciones, agentes de control del hidrato de gas, cera, agentes de control de asfalteno, catalizadores, agentes de control de arcilla, biocidas, reductores de fricción y mezclas de los mismos.

El segundo fluido de tratamiento 106b incluye además una segunda cantidad de particulados que tienen un segundo tamaño de partícula promedio entre aproximadamente tres veces y aproximadamente diez,, quince o veinte veces menor que el primer tamaño de partícula promedio. Por ejemplo, donde el primer tamaño de partícula promedio es aproximadamente 100 pm (un diámetro de partícula promedio, por ejemplo), el segundo tamaño de partícula promedio puede estar entre aproximadamente 5 pm y aproximadamente 33 pm. En ciertas modalidades, el segundo tamaño de partícula promedio puede ser entre aproximadamente siete y diez veces menor que el primer tamaño de partícula promedio. En ciertas modalidades, la segunda cantidad de particulados puede ser un agente contra la pérdida de fluido, por ejemplo, partículas de carbonato de i calcio u otros agentes contra la pérdida de fluido conocidos en la técnica. En ciertas modalidades, la segunda cantidad de particulados puede ser un particulado degradable, por ejemplo partículas de PLA u otros particulados degradables conocidos en la técnica. En ciertas modalidades, la segunda cantidad de particulados puede ser una sustancia química, por ejemplo, como rompedores de viscosidad, inhibidores de corrosión, inhibidores inorgánicos de incrustaciones, inhibidores orgánicos de incrustaciones, agentes control del hidrato de gas, cera, agentes de control de asfalteno, catalizadores, agentes de control de arcilla, biocidas, reductores de fricción y mezclas de los mismos.

En ciertas modalidades, la selección del tamaño de la primera cantidad de particulados depende de las características de la fractura sustentada 108, por ejemplo, el esfuerzo de cierre de la fractura, la conductividad deseada, el tamaño de los finos o la arena que puede migrar desde la formación, y otras consideraciones entendidas en la técnica. En ciertas modalidades adicionales, la selección del tamaño de la primera cantidad de particulados depende de las características deseadas de la pérdida de fluido de la primera cantidad de particulados como un agente contra la pérdida de fluido, el tamaño de los poros en la formación, y/o los tamaños de los particulados disponibles comercialmente del tipo que comprende la primera cantidad de particulados.

En ¡ciertas modalidades, la selección del tamaño de la segunda cantidad de particulados depende de la maximización de una fracción de volumen compactado (PVF de la mezcla de la primera cantidad de particulados y la segunda cantidad de particulados. La fracción de volumen compactado o fracción de volumen de empaque (PVF) es la fracción de volumen de contenido sólido entre el contenido total ! de volumen. Un segundo tamaño de partícula promedio de entre aproximadamente siete a diez veces menor que la primera cantidad de particulados contribuye a maximizar la PVF de la mezcla, pero un tamaño entre aproximadamente tres a veinte veces menor, y en ciertas modalidades entre aproximadamente tres a quince veces menor, y en ciertas modalidades entre aproximadamente tres a diez veces menor proporcionará una PVF suficiente para la mayoría de los sistemas 100.Además, la selección del tamaño de la segunda cantidad de particulados depende de la composición y la disponibilidad comercial i1 de los particulados del tipo que comprende la segunda cantidad de particulados. Por ejemplo, donde la segunda cantidad de particulados comprende cuentas de cera', un segundo tamaño de partícula promedio de cuatro veces (4X) menor que el prjimer tamaño de partícula promedio en lugar de siete veces (7X) menor que el primer tamaño de partícula promedio se puede usar si la modalidad 4X es más barata o más fácilmente disponible y la PVF de la mezcla es todavía suficiente para suspender aceptablemente los particulados en el fluido portador. En ciertas modalidades, los particulados se combinan para tener una PVF por encima de 0.74 ó 0.75 ó por encima de 0.80. En ciertas modalidades adicionales los particulados pueden tener una PVF mucho mayor, próxima a 0.95. i¡ En piertas modalidades, el segundo fluido de tratamiento 106b incluye además una tercera cantidad de particulados que tienen un tercer tamaño de partícula promedio que es menor que el segundo tamaño de partícula promedio. En ciertas modalidades adicionales, el segundo fluido de tratamiento 106b puede tener una cuarta o una quinta cantidad de partículas. Para los propósitos de mejorar la PVF del segundo fluido de tratamiento 106b, típicamente no se requerirán más de tres o cuatro tamaños de partículas. Por ejemplo, una mezcla de cuatro partículas que incluye 217 g de arena de malla 20/40, 16 g de partículas de ácido poliláctico con un tamaño promedio de 150 mieras, 24 g de partículas de ácido poliláctico con un tamaño promedio de 8 mieras, y 53 g de partículas de CaC03 con un tamaño promedio de 5 mieras, crea una mezcla de particulado 1 1 1 que tiene una PVF de aproximadamente 0.863. En un segundo ejemplo, una mezcla de tres-partículas en donde cada tamaño de partícula es de 7X a 10X menor que el siguiente tamaño de partícula más grande crea una mezcla de particulado 1 11 que tiene una PVF de aproximadamente 0.95. Sin embargo, se pueden añadir partículas adicionales por otras razones, tales como la composición química de las partículas adicionales, la facilidad para fabricar ciertos materiales dentro de las mismas partículas frente a partículas separadas, la disponibilidad comercial de partículas que tienen ciertas propiedades, y otras razones entendidas en la técnica.

En ciertas modalidades, el sistema 100 incluye un dispositivo de bombeo 112 estructurado para crear una fractura 108 en la formación de interés 104 con el primer fluido de tratamiento 106a. En ciertas modalidades, el sistema 100 incluye además dispositivos periféricos tales como un mezclador 114, un transportador de particulados 116, un(unos) tanque(s) de almacenamiento de fluidos 1 18, y otros dispositivos entendidos en la técnica. En ciertas modalidades, el fluido portador se puede almacenar en el tanque de almacenamiento de fluidos 1 18, o puede ser un fluido creado mediante la mezcla de los aditivos con un fluido de base en el tanque de almacenamiento de fluidos 1 18 para crear el fluido portador. Los particulados se pueden añadir desde una cinta transportadora 120 en el mezclador 114, se pueden añadir mediante el mezclador 1 14, y/o se pueden añadir mediante otros dispositivos (no mostrados). En ciertas modalidades, uno o más tamaños de particulados se pueden pre-mezclar dentro de la mezcla de particulado 11 . Por ejemplo, si el segundo fluido de tratamiento 106b incluye una primera cantidad, una, segunda cantidad, y una tercera cantidad de particulados, una mezcla de particulado 1 1 1 se puede premezclar y puede incluir la primera cantidad, la i segunda cantidad, y la tercera cantidad de particulados. En ciertas modalidades, uno o más tamaños de particulados se pueden añadir en el mezclador 1 14 u otro dispositivo. Por ejemplo, si el segundo fluido de tratamiento 106b incluye una primera cantidad, una segunda cantidad, y una tercera cantidad de particulados, una mezcla de particulado 1 11 se puede premezclar y puede incluir la primera cantidad y la segunda cantidad de particulados, con la tercera cantidad de i particulados adicionada en el mezclador 114. En algunos casos, la mezcla de particulado se podría añadir desde un contenedor de transporte de líquidos en una forma de lechada bombeable como se describe en la solicitud de patente pendiente número 12/941 ,192 incorporada con la presente como referencia.

¡I En ciertas modalidades, el primer o el segundo fluido de tratamiento incluye un material degradable. En ciertas modalidades, para el segundo fluido de tratamiento 106b, el material degradable está compuesto al menos en parte por la 1 segunda cantidad de particulados. Por ejemplo, la segunda cantidad de particulados se puede hacer completamente de un material degradable, y después del tratamiento de fractura la segunda cantidad de particulados degrada y fluye desde la fractura 108 en una fase de fluido. En otro ejemplo, la segunda cantidad de particulados incluye una porción que es un material degradable, y después del tratamiento de fractura el material degradable se degrada y las partículas se desintegran en partículas lo suficientemente pequeñas para fluir desde la fractura 108. En ciertas modalidades, la segunda cantidad de particulados sale de la jl fractura por la disolución hacia una fase de fluido o por disolución en pequeñas partículas y que fluyen fuera de la fractura.

En ciertas modalidades, el material degradable incluye al menos uno de una lactida, una glicolida, un poliéster alifático, un poli (láctico), un poli (glicólico), una poli (e-caprolactona), un poli (ortoéster), un poli (hidroxibutirato), un policarbonato alifático, un poli (fosfaceno), y un poli (anhídrido). En ciertas modalidades, el material degradable incluye al menos uno de un poli (sacárido), dextrano, celulosa, quitina, quitosana, una proteína, un poli (aminoácido), un poli (óxido de etileno), y un copolímero que incluye poli (ácido láctico) y poli (ácido glicólico). En ciertas modalidades, el material degradable incluye un copolímero que incluye una primera parte de la molécula que incluye al menos un grupo funcional de un grupo hidroxilo, un grupo ácido carboxílico, y un grupo ácido hidroxicarboxilico, incluyendo además el copolímero una segunda parte de la molécula que comprende al menos uno de ácido glicólico y ácido láctico. i En ciertas modalidades, el fluido portador incluye un ácido. La fractura 108 se ilustra como una fractura hidráulica tradicional de doble ala, pero en ciertas modalidades puede ser una fractura decapada y/o agujeros de gusano tales como los desarrollados por un tratamiento ácido. El fluido portador puede incluir ácido clorhídrico, ácido fluorhídrico, bifluoruro amónico, ácido fórmico, ácido acético, ácido láctico, ácido glicólico, ácido maleico, ácido tartárico, ácido sulfámico, ácido málico, ácido cítrico, ácido metil-sulfámico, ácido cloro-acético, un ácido amino-poli-carboxílico, ácido 3-hidroxipropiónico, un ácido poli-amino-poli-carboxílico, y/o una sal de cualquier ácido. En ciertas modalidades, el fluido portador incluye un ácido poli-amino-poli-carboxílico, y es un triacetato hidroxilo-etil-etileno-diamina trisódico, sales de mono-amonio de triacetato hidroxilo-etil-etileno-diamina, y/o sales de mono-sodio de tetra-acetato hidroxilo-etil-etileno-diamina. La selección de cualpuier ácido como un fluido portador depende del propósito del ácido - por ejemplo el decapado de la formación, limpieza de daños, eliminación de partículas reactivas al ácido, etc., y además de la compatibilidad con la formación 104, la compatibilidad con los fluidos en la formación, y la compatibilidad con otros componentes de la lechada de fracturación y con los fluidos separadores u otros fluidos que pueden estar presente en el hoyo 102.

En algunas modalidades, el primer o el segundo fluido de tratamiento puede comprender además opcionalmente aditivos adicionales, que incluyen, pero sin limitarse a, ácidos, aditivos contra la pérdida de fluido, gases, inhibidores de conpsión, inhibidores de incrustaciones, catalizadores, agentes de control de arcilla, biocidas, reductores de fricción, combinaciones de los mismos y similares. Por ejemplo, en algunas modalidades, puede ser deseable espumar el primer o el l| segundo fluido de tratamiento usando un gas, tal como aire, nitrógeno o dióxido de carbono. En una cierta modalidad, el segundo fluido de tratamiento puede contener un aditivo particulado, tal como un inhibidor de incrustaciones particulado.

En una modalidad ilustrativa, un método de tratamiento de la formación subterránea del hoyo también incluye: proporcionar el primer fluido de tratamiento sustancialmente libre de particulados macroscópicos; bombear el primer fluido de tratamiento dentro del hoyo a diferentes índices de presión para determinar el índice de la matriz máximo y el índice de fractura mínimo; subsecuentemente, bombear el primer fluido de tratamiento por encima del índice de fractura mínimo para iniciar al menos una fractura en la formación subterránea; proporcionar el segundo fluido de tratamiento; subsecuentemente, bombear el segundo fluido de tratamiento por debajo del índice de fractura mínimo; y permitir que los particulados migren dentro la fractura. Por índice de la matriz máximo, se entiende el índice de presión máximo permitido para no dañar la formación subterránea, es decir, para crear una fractura. Por índice de fractura mínimo, se entiende el índice de presión mínimo requerido para iniciar una fractura en la formación subterránea.

En otra modalidad ilustrativa, un método de tratamiento de la formación subterránea del hoyo incluye: proporcionar el primer fluido de tratamiento sustancialmente libre de particulados macroscópicos; bombear el primer fluido de tratamiento dentro el hoyo a diferentes índices de presión para determinar el índice de la matriz máximo y el índice de fractura mínimo; subsecuentemente, bombear el primer fluido de tratamiento por encima del índice de fractura mínimo para iniciar al menos una fractura en la formación subterránea; parar de bombear el primer fluido de tratamiento; determinar la velocidad de pérdida de fluido dentro 1 de la formación subterránea; proporcionar el segundo fluido de tratamiento; subsecuentemente, bombear e| segundo fluido de tratamiento por debajo del índice de fractura mínimo; y permitir que los particulados migren dentro de la fractura. Por índice de la matriz máximo, se entiende el índice de presión máximo permitido para no dañar la formación subterránea, es decir, para crear una fractura.

J 18 En otra modalidad ilustrativa, un método de tratamiento de un formación subterránea del hoyo incluye: proporcionar el primer fluido de tratamiento sustancialmente libre de particulados macroscópicos; bombear el primer fluido de tratamiento dentro del hoyo a diferentes índices de presión para determinar el índice de la matriz máximo y el índice de fractura mínimo; subsecuentemente, bombear el primer fluido de tratamiento por encima del índice de fractura mínimo para iniciar al menos una fractura en la formación subterránea; parar de bombear ¡ el primer fluido de tratamiento; determinar la velocidad de pérdida de fluido dentro de la formación subterránea; si la velocidad de pérdida de fluido es menor que un |i valor predeterminado, permitir que el primer fluido de tratamiento se filtre dentro de la formación subterránea y de la fractura para cerrarla sustancialmente; reiniciar el bombeo del primer fluido de tratamiento por encima del índice de la matriz máximo y por debajo del índice de fractura mínimo; proporcionar el segundo fluido de tratamiento; subsecuentemente, bombear el segundo fluido de tratamiento por debajo del índice de fractura mínimo; y permitir que los particulados migren dentro de la fractura. Por índice de la matriz máximo, se entiende el índice de presión i| máximo permitido para no dañar la formación subterránea, es decir, para crear una fractura.

En otra modalidad ilustrativa, un método de tratamiento de una formación subterránea de un hoyo incluye: proporcionar el primer fluido de tratamiento sustancialmente libre de particulados macroscópicos; bombear el primer fluido de tratamiento dentro del hoyo a diferentes índices de presión para determinar el índice de la matriz máximo y el índice de fractura mínimo; subsecuentemente, bombear el primer fluido de tratamiento por encima del índice de fractura mínimo para iniciar al menos una fractura en la formación subterránea; parar de bombear el primer fluido de tratamiento; permitir que el primer fluido de tratamiento se filtre dentro de la formación subterránea y de la fractura para cerrarla sustancialmente; reiniciar el bombeo del primer fluido de tratamiento por encima del índice de la matriz máximo y por debajo del índice de fractura mínimo; proporcionar el segundo fluido de tratamiento; subsecuentemente, bombear el segundo fluido de tratamiento por debajo del índice de fractura mínimo; y permitir que los particulados migren dentro de la fractura. Por índice de la matriz máximo, se entiende el índice de presión máximo permitido para no dañar la formación subtérránea, es decir, para crear una fractura. il En una modalidad ilustrativa, un método de tratamiento de la formación subtérránea del hoyo incluye: proporcionar el primer fluido de tratamiento sustancialmente libre de particulados macroscópicos; bombear el primer fluido de tratamiento dentro el hoyo a diferentes índices de presión para determinar el índice de la matriz máximo y el índice de fractura mínimo; subsecuentemente, bombear el primer fluido de tratamiento por encima del índice de fractura mínimo para iniciar al menos una fractura en la formación subterránea; proporcionar el segundo fluido de tratamiento; subsecuentemente, bombear el segundo fluido de tratamiento por debajo del índice de fractura mínimo; permitir que los particulados migren dentro de la fractura; parar de bombear el segundo fluido de tratamiento; y permitir en la fractura, que la formación subterránea se cierre sobre los particulados.

En otras modalidades, el método incluye que el segundo tratamiento se pare, el primer tratamiento se inicie subsecuentemente, el primer tratamiento se pare y subsecuentemente el segundo tratamiento se inicie nuevamente. Además el segundo tratamiento y el primer tratamiento se pueden bombear alternativamente en múltiples ciclos.

I En algunas modalidades, el primer fluido de tratamiento y el segundo fluido de tratamiento interactúan, por ejemplo la viscosidad del segundo fluido de tratamiento puede aumentar por la migración de algunos componentes dentro del primer fluido de tratamiento; además por ejemplo, se puede realizar la desviación del primer fluido de tratamiento.

I En alguna modalidad, una cantidad sustancial de los particulados se disuelve en contacto con el primer fluido de tratamiento en la fractura. En alguna modalidad, |l la fractura. estalla en modalidad, una cantidad sustancial de los particulados se disuelven lentamente liberando sustancias químicas requeridas para proporcionar una cierta funcionalidad a la fractura. Los ejemplos de dichas sustancias químicas son los rompedores para el ¡I fluido viscoso, sustancias químicas de control de arcilla, o sustancias químicas inorgánicas y/o orgánicas de control de incrustaciones, sustancias químicas de control del hidrato de gas, cera, o sustancias químicas de control de asfalteno, y similares.

En alguna modalidad, al menos una fracción de los particulados se puede usar como trazadores mediante el reconocimiento de su naturaleza desde el hoyo o desde la superficie, por medio de señales electromagnéticas, o señales de onda de presión, o mediante el reconocimiento de una fracción del material del que están hechos estos particulados mediante medios químicos o físicos. i De esta manera, se puede realizar el reconocimiento del punto de entrada de un elemento específico del segundo fluido de tratamiento durante el bombeo o el reconocimiento de la localización de un elemento específico del segundo fluido de tratamiento al producirse el cierre.

Los tratamientos descritos con la presente se pueden combinar con otras técnicas conocidas, por ejemplo: con la herramienta desplegada por cable de alambre o la herramienta desplegada por tubería de producción espiral capaz de determinar el flujo, la temperatura, o si una señal electrostática, o de onda de presión está presente en el hoyo.

La descripción anterior y la descripción de la solicitud es ilustrativa y explicativa de la misma y se puede apreciar fácilmente por los expertos en la materia que se pueden realizar varios cambios en el tamaño, forma y materiales, así como en los detalles de la construcción ilustrada o combinaciones de los elementos descritos en la presente sin apartarse del espíritu de la solicitud.

Claims (31)

REIVINDICACIONES:

1. Un método de tratamiento de una formación subterránea de un hoyo, que comprende: i| a. proporcionar un primer fluido de tratamiento sustancialmente libre de particulados macroscópicos; b. bombear el primer fluido de tratamiento dentro del hoyo a diferentes índices de presión para determinar el índice de la matriz máximo y el índice de fractura mínimo; c. subsecuentemente, bombear el primer fluido de tratamiento por encima del índice de fractura mínimo para iniciar al menos una fractura en " la formación subterránea; i d. proporcionar un segundo fluido de tratamiento que comprende un segundo fluido portador, una mezcla de particulado que incluye una primera cantidad de particulados que tienen un primer tamaño de partícula promedio entre aproximadamente 100 y 2000 pm y una segunda cantidad de particulados que tienen un segundo tamaño de partícula promedio entre aproximadamente tres y veinte veces menor que el primer tamaño de partícula promedio, de manera que una fracción de volumen compactado de la mezcla de particulado exceda de 0.74; j e. subsecuentemente, bombear el segundo fluido de tratamiento por debajo del índice de fractura mínimo; y f. permitir que los particulados migren dentro de la fractura. ¡I ?

2. El método de la reivindicación 1 , en donde el primer fluido de tratamiento comprende un primer fluido portador, y un primer agente viscosificador. I

3. El método de la reivindicación 1 ó 2 que comprende además las etapas de: i| g. subsecuentemente después de la etapa c, parar de bombear el primer fluido de tratamiento; y j h. determinar la velocidad de pérdida de fluido dentro de la formación ' subterránea. II

4. El método de la reivindicación 3 que comprende además las etapas de: ¡ i. subsecuentemente después de la etapa h, si la velocidad de pérdida de fluido es menor que un valor predeterminado, permitir que el : primer fluido de tratamiento se filtre dentro de la formación subterránea y de la fractura para cerrarla sustancialmente; y i j. reiniciar el bombeo del primer fluido de tratamiento por encima del índice de la matriz máximo y por debajo del índice de fractura mínimo.

5. El método de cualquier reivindicación precedente, que comprende además las etapas de: subsecuentemente después de la etapa c, permitir que el primer fluido de tratamiento se filtre dentro de la formación subterránea y de la fractura para cerrarla sustancialmente; y reiniciar el bombeo del primer fluido de tratamiento por encima del índice de la matriz máximo y por debajo del índice de fractura mínimo.

6. El método de cualquier reivindicación precedente, que comprende además las etapas de: subsecuentemente después de la etapa f, parar de bombear el segundo fluido de tratamiento; y permitir en la fractura, que la formación subterránea se cierre sobre los particulados.

7. El método de cualquier reivindicación precedente, que comprende además bombear alternativamente el primer fluido de tratamiento y el de tratamiento dentro del hoyo.

8. El método de cualquier reivindicación precedente, que comprende además las etapas de bombear el primer fluido de tratamiento dentro del hoyo, parar de bombear el primer fluido de tratamiento; y bombear el segundo fluido de tratamiento dentro del hoyo, y parar de bombear el segundo fluido de tratamiento.

9. El método de cualquier reivindicación precedente, en donde el primer fluido de tratamiento y el segundo fluido de tratamiento interactúan.

10. El método de la reivindicación 9 en donde la interacción permite que la viscosidad del segundo fluido de tratamiento aumente.

1 1. El método de la reivindicación 9, en donde la interacción permite la i' desviación del primer fluido de tratamiento.

12. El método de cualquier reivindicación precedente, en donde el segundo fluido portador incluye además un segundo agente viscosificador.

13. El método de cualquier reivindicación precedente, en donde la segunda cantidad de particulados comprende uno de un agente sustentante, un aditivo contra la pérdida de fluido y un material degradable.

14. El método de cualquier reivindicación precedente, en donde el segundo fluido de tratamiento comprende además un material particulado degradable.

15. El método de cualquier reivindicación precedente, en donde la primera cantidad de particulados comprende uno de un agente sustentante, un aditivo contra la pérdida de fluido y un material degradable.

16. El método de cualquier reivindicación precedente, en donde la fracción de volumen compactado de la mezcla de particulado excede de 0.8.

17. El método de la reivindicación 2, en donde el agente viscosificador incluye un njiiembro seleccionado de la lista que consiste de un agente gelificante hidratable a menos de 20 libras por 1 ,000 galones del primer fluido portador, y un surfactante viscoelástico a una concentración de menos del 1 % del volumen del primer fluido portador.

18. El método de la reivindicación 12, en donde el agente viscosificador comprende un elemento seleccionado de la lista que consiste de un agente gelificante hidratable a menos de 20 libras por 1 ,000 galones del segundo fluido lj portador, y un surfactante viscoelástico a una concentración de menos del 1 % del volumen del segundo fluido portador. ?

19. El método de la reivindicación 2, en donde el primer fluido portador es un gas.

20. El método de cualquier reivindicación precedente, en donde el segundo fluido portador es un gas.

21. El método de cualquier reivindicación precedente, en donde la primera cantidad de particulados es una sustancia química seleccionada de la lista que consiste de: rompedor de viscosidad, inhibidores de corrosión, inhibidores inorgánicos de incrustaciones, inhibidores orgánicos de incrustaciones, agentes de control del hidrato de gas, cera, agentes de control de asfalteno, catalizadores, agentes de control de arcilla, biocidas, reductores de fricción y mezclas de los mismos.

22. El método de cualquier reivindicación precedente, en donde la segunda cantidad de particulados es una sustancia química seleccionada de la lista que consiste de: rompedor de viscosidad, inhibidores de corrosión, inhibidores inorgánicos de incrustaciones, inhibidores orgánicos de incrustaciones, agentes de control del hidrato de gas, cera, agentes de control de asfalteno, catalizadores, agentes de control de arcilla, biocidas, reductores de fricción y mezclas de los mismos.

23. El método de cualquier reivindicación precedente, en donde el primer fluido de tratamiento incluye además una sustancia química seleccionada de la lista que consiste de: rompedor de viscosidad, inhibidores de corrosión, inhibidores inorgánicos de incrustaciones, inhibidores orgánicos de incrustaciones, agentes de control del hidrato de gas, cera, agentes de control de asfalteno, catalizadores, agentes de control de arcilla, biocidas, reductores de fricción y mezclas de los mismos.

24. El método de cualquier reivindicación precedente, en donde el segundo fluido de tratamiento comprende además una sustancia química seleccionada de la lista que consiste de: rompedor de viscosidad, inhibidores de corrosión, inhibidores inorgánicos de incrustaciones, inhibidores orgánicos de incrustaciones, agentes de control del hidrato de gas, cera, agentes de control de asfalteno, catalizadores, agentes de control de arcilla, biocidas, reductores de fricción y mezclas de los mismos. ¡I

25. El método de cualquier reivindicación precedente, en donde la mezcla de particulado incluye además una tercera cantidad de particulados que tienen un tercer tamaño de partícula promedio que es menor que el segundo tamaño de partícula promedio. i

26. El método de la reivindicación 25, en donde al menos una de la segunda y la tercéra cantidad de particulados comprende un material degradable.

Un método de fracturación de una formación subterránea de un hoyo, que prende: a. proporcionar un primer fluido de tratamiento sustancialmente libre de particulados macroscópicos; b. bombear el primer fluido de tratamiento dentro del hoyo a diferentes índices de presión para determinar el índice de la matriz máximo y el índice de fractura mínimo; c. subsecuentemente, bombear el primer fluido de tratamiento por encima del índice de fractura mínimo para iniciar al menos una fractura en la formación subterránea; d. proporcionar un segundo fluido de tratamiento que comprende un segundo fluido portador, una mezcla de particulado que incluye una primera cantidad de particulados que tienen un primer tamaño de partícula promedio entre aproximadamente 100 y 2000 µ?? y una segunda cantidad de particulados que tienen un segundo tamaño de partícula promedio entre aproximadamente tres y veinte veces menor que el primer tamaño de partícula promedio, de manera que una fracción de volumen compactado de la mezcla de particulado exceda de 0.74; e. subsecuentemente, bombear el segundo fluido de tratamiento por debajo del índice de fractura mínimo; y f. permitir que los particulados migren dentro de la fractura; g. parar de bombear el segundo fluido de tratamiento; y h. permitir en la fractura, que la formación subterránea se cierre sobre los particulados.

28. El método de la reivindicación 27, que comprende además las etapas de: i. subsecuentemente después de la etapa c, parar de bombear el primer fluido de tratamiento; y j. determinar la velocidad de pérdida de fluido dentro de la formación subterránea.

29. El método de la reivindicación 28 que comprende además las etapas de: k. subsecuentemente después de la etapa j, si la velocidad de pérdida de fluido es menor que un valor predeterminado, permitir que el primer fluido de tratamiento se filtre dentro de la formación subterránea y de la fractura para cerrarla sustancialmente; y I. reiniciar el bombeo del primer fluido de tratamiento por encima del índice de la matriz máximo y por debajo del índice de fractura mínimo.

30. El método de cualquiera de las reivindicación 27-29, que comprende además las etapas de: subsecuentemente después de la etapa c, permitir que el primer fluido de tratamiento se filtre dentro de la formación subterránea y de la fractura para cerrarla sustancialmente; y reiniciar el bombeo del primer fluido de tratamiento por encima del índice de la matriz máximo y por debajo del índice de fractura mínimo.

31. jlln método de fracturacion de una formación subterránea de un hoyo, que comprende: a. proporcionar un primer fluido de tratamiento sustancialmente libre de particulados macroscópicos y que comprende un primer fluido portador, y un primer agente viscosificador; b. bombear el primer fluido de tratamiento dentro del hoyo a diferentes índices de presión para determinar el índice de la matriz máximo y el índice de fractura mínimo; c. subsecuentemente, bombear el primer fluido de tratamiento por encima del índice de fractura mínimo para iniciar al menos una fractura en la formación subterránea; d. parar de bombear el primer fluido de tratamiento; e. determinar la velocidad de pérdida de fluido dentro de la formación subterránea; f. si la velocidad de pérdida de fluido es menor que un valor predeterminado, permitir que el primer fluido de tratamiento se filtre dentro de la formación subterránea y de la fractura para cerrarla sustancialmente; g. permitir que el primer fluido de tratamiento se filtre dentro de la formación subterránea y de la fractura para cerrarla sustancialmente; h. reiniciar el bombeo del primer fluido de tratamiento por encima del índice de la matriz máximo y por debajo del índice de fractura mínimo; i. proporcionar un segundo fluido de tratamiento que comprende un segundo fluido portador, una mezcla de particulado que incluye una primera cantidad de particulados que tienen un primer tamaño de partícula promedio entre aproximadamente 100 y 2000 µ?? y una segunda cantidad de particulados que tienen un segundo tamaño de partícula promedio entre aproximadamente tres y veinte veces menor que el primer tamaño de partícula promedio, de manera que una fracción de volumen compactado de la mezcla de particulado exceda de 0.74; j. subsecuentemente, bombear el segundo fluido de tratamiento por debajo del índice de fractura mínimo; k. permitir que los particulados migren dentro de la fractura; I. parar de bombear el segundo fluido de tratamiento; y m. permitir en la fractura, que la formación subterránea se cierre sobre los particulados. RESUMEN La solicitud describe un método de tratamiento de una formación subterránea de un hóyo, que incluye proporcionar un primer fluido de tratamiento sustancialmente libre de particulados macroscópicos; bombear el primer fluido de tratamiento dentro del hoyo a diferentes índices de presión para determinar el índice de la matriz máximo y el índice de fractura mínimo; bombear el primer fluido de tratamiento por encima del índice de fractura mínimo para iniciar una fractura, aproximadamente 100 y 2000 pm y una segunda cantidad de particulados que tienen un segundo tamaño de partícula promedio entre aproximadamente tres y veinte veces menor que el primer tamaño de partícula promedio, de manera que una fracción de volumen compactado de la mezcla de particulado exceda de 0.74; bombear el segundo fluido de tratamiento por debajo del índice de fractura mínimo; y permitir que los particulados migren dentro de la fractura. ¡j ¡I :l i I