Brevet FR3060635A1 — publié le 20180622

CONTRÔLE DE LA REDISTRIBUTION D'AGENT DE SOUTÈNEMENT AU COURS DE LA FRACTURATION CONTEXTE [0001] Les traitements de fracturation sont couramment utilisés dans les opérations souterraines, pour entre autres stimuler la production des fluides souhaités (par ex., le pétrole, le gaz, l'eau, etc.) à partir d'une formation souterraine. Par exemple, les traitements de fracturation hydraulique impliquent généralement le pompage d'un fluide de traitement (par ex., un fluide de fracturation) dans un puits de forage qui pénètre dans une formation souterraine avec une pression hydraulique suffisante pour créer ou améliorer une ou plusieurs fractures dans la formation souterraine. La création et/ou l'amélioration de ces fractures peut améliorer la production de fluides à partir de la formation souterraine. [0002] Afin de maintenir et/ou d'améliorer la conductivité d'une fracture dans une formation souterraine, un agent de soutènement peut être déposé dans la fracture, par ex., en introduisant un fluide de fracturation à viscosité élevée transportant ces agents de soutènement dans la formation souterraine. L'agent de soutènement peut empêcher ces fractures de se refermer complètement lorsqu'on enlève la pression hydraulique, formant des canaux conducteurs à travers lesquels les fluides peuvent s'écouler vers le puits de forage. [0003] Des modèles d'écoulement ont été utilisés pour simuler l'écoulement de fluide dans des traitements de fracturation hydraulique et dans d'autres environnements. Les modèles d'écoulement peuvent être utilisés pour simuler l'écoulement d'agent de soutènement, par ex., à l'intérieur d'un réseau de fractures. BRÈVE DESCRIPTION DES FIGURES [0004] Ces dessins illustrent certains aspects de la présente divulgation, et ne doivent pas servir à limiter ou à définir la divulgation. [0005] La figure 1 est une vue schématique d'un exemple de système de puits simulé utilisé pour la fracturation hydraulique. [0006] La figure 2 est une vue schématique d'un exemple d'un puits de forage simulé après l'introduction de fluide de fracturation. [0007] La figure 3 illustre un exemple de l'analyse de la force d'un agent de soutènement. [0008] La figure 4 illustre la dépendance R(A) calculée pour diverses valeurs nombre de Stokes. 3060635 informatique. 2 [0009] La figure 5 illustre un exemple d'un algorithme utilisant un système [0010] La figure 6 illustre un exemple de système informatique. DESCRIPTION DETAILLÉE 5 [0011] La présente divulgation peut porter sur des opérations souterraines, et, dans une ou plusieurs implémentations, sur des modèles d'écoulement de fluide utilisés pour analyser l'écoulement de fluide au cours des opérations souterraines, telles que, par ex., la fracturation hydraulique. Plus spécifiquement, la présente divulgation peut porter sur des systèmes et des procédés permettant de prédire le débit des particules vers des fractures individuelles en se basant sur 10 des dépendances précalculées de l'efficacité de l'accumulation d'agent de soutènement sur des paramètres sans dimension décrivant un écoulement local autour d'une sortie perforée individuelle à partir d'un puits de forage. L'efficacité de l'accumulation d'agent de soutènement peut être un paramètre qui mesure une différence de concentration entre les emplacements au niveau d'une entrée de tuyaux et à l'intérieur d'une perforation. Il peut être défini comme R dans l'Équation (3), illustrée 15 ci-dessous. Dans plusieurs cas, les perforations peuvent avoir moins d'entrée d'agent de soutènement au niveau de l'entrée ; une grande partie des particules d'agent de soutènement peuvent ne pas pénétrer dans la perforation. Ce scénario peut être défini comme une faible efficacité d'accumulation d'agent de soutènement. Le rapport maximal du débit d'agent de soutènement vers la perforation sur le débit d'agent de soutènement dans le puits de forage peut être évalué comme le rapport du débit du 20 fluide de transport vers la perforation'sur celui dans le puits de forage. L'efficacité d'accumulation d'agent de soutènement peut être le rapport du débit réel vers la perforation sur sa valeur maximale. Si l'agent de soutènement est « gelé » dans le fluide de transport et se déplace le long des lignes d'écoulement du fluide, l'efficacité d'accumulation peut être égale à 1. [0012] Des perforations peuvent relier les fractures au puits de forage. Étant 25 donné que les conditions d'écoulement autour de chacune des perforations peuvent être différentes, la quantité d'agent de soutènement transporté vers chaque fracture peut varier. L'inertie de l'agent de soutènement peut également être prise en compte pour les débits élevés et des petits diamètres des perforations, lorsque l'agent de soutènement ne suit pas les lignes d'écoulement et l'efficacité de la distribution d'agent de soutènement aux fractures diminue. 30 [0013] Dans certains environnements, l'écoulement de fluide (par ex., un fluide de fracturation) peut être instable et multidimensionnel (par ex., tridimensionnel ou au moins bidimensionnel). Par exemple, dans certains types de fractures, un flux dominant peut être bidimensionnel et peut inclure des comportements transitoires. Sans limitation, un écoulement bi- ou tridimensionnel peut être décrit par un modèle d'écoulement unidimensionnel, par ex., en intégrant 3060635 3 les équations gouvernant l'écoulement au-dessus de la coupe transversale du trajet d'écoulement biou tridimensionnel. Par ailleurs, les équations obtenues peuvent comprendre des équations différentielles partielles non linéaires qui peuvent être résolues à l'aide de méthodes de différence finie, de volume fini et/ou d'élément fini. L'utilisation des modèles d'écoulement unidimensionnel 5 peut réduire les coûts liés à l'informatique, et peut permettre d'avoir des simulations plus rapides et plus efficaces d'un point de vue informatique. En outre, un modèle d'écoulement peut être utilisé pour réaliser des simulations numériques en temps réel, par ex., au cours d'un traitement de fracturation ou au cours d'une autre activité du système de puits. [0014] Sans limitation, un modèle d'écoulement de fluide peut modéliser un 10 écoulement de fluide dans une fracture, par ex., au cours d'un traitement de fracturation hydraulique ou d'un autre type de traitement d'injection. Comme autre exemple, un modèle d'écoulement de fluide peut modéliser un écoulement et une distribution d'agent de soutènement dans une fracture. Le traitement de fracturation hydraulique avec un agent de soutènement peut améliorer la conductivité d'un réservoir d'hydrocarbures, et la modélisation du traitement de fracturation hydraulique, y 15 compris le transport de l'agent de soutènement, peut aider à concevoir, analyser et/ou optimiser efficacement le traitement. Sans limitation, un modèle de fracturation hydraulique peut associer les simulations de la propagation de la fracture, de la déformation de la roche, de l'écoulement de fluide, du transport de l'agent de soutènement et d'autres phénomènes. Les modèles d'écoulement de fluide de la présente divulgation peuvent être utilisés pour expliquer les conditions physiques complexes de 20 la formation souterraine. [0015] Dans les traitements de fracturation hydraulique, l'agent de soutènement peut jouer un rôle important en empêchant la fermeture des fractures, et ainsi, peut améliorer la production à partir d'un réservoir stimulé par fracturation. L'agent de soutènement peut être distribué aux fractures individuelles par un fluide de fracturation, qui peut comprendre un fluide à base 25 aqueuse et/ou des additifs (par ex., des agents gélifiant) permettant d'augmenter la viscosité du fluide de fracturation et de réduire la sédimentation des particules par gravité. [0016] Un fluide à base aqueuse peut comprendre de l'eau douce ou de l'eau salée. Le terme « eau salée » est utilisé ici pour décrire des solutions salées non saturées et des solutions salées saturées y compris des saumures et l'eau de mer. Généralement, du sel peut être 30 ajouté à l'eau pour fournir une stabilité de l'argile et pour augmenter la densité du fluide à base aqueuse. Des exemples de sels qui peuvent être utilisés comprennent, sans limitation, le chlorure de sodium, le bromure de sodium, le chlorure de calcium, le chlorure de potassium, le chlorure d'ammonium et des mélanges de ceux-ci. Sans limitation, le sel ou les sels utilisés peuvent être présents dans l'eau de mer à une concentration allant jusqu'à 66 % en poids de celui-ci et l'eau salée peut avoir une densité allant jusqu'à 15,5 livres par gallon, soit environ 1857 kg/m3. La quantité 3060635 4 d'eau dans le fluide de fracturation peut aller jusqu'à 80 à environ 99,9 `)/0, selon la concentration du sel et des additifs. [0017] Des agents gélifiant peuvent être ajoutés au fluide de fracturation pour augmenter la viscosité du fluide de fracturation, ce qui peut être souhaitable pour un certain nombre 5 de raisons dans des applications souterraines. Par exemple, une augmentation de la viscosité peut être utilisée pour transférer la pression hydraulique pour détourner les fluides de traitement vers une autre partie d'une formation ou pour empêcher des fuites indésirables de fluide dans une formation à partir d'une accumulation de gâteaux de filtre. La viscosité augmentée du fluide de traitement gélifié ou gélifié et réticulé, entre autres, peut réduire la perte de fluide et permettre au fluide de fracturation de 10 transporter des quantités importantes de particules d'agent de soutènement suspendues. Les agents gélifiant peuvent comprendre, sans limitation, un quelconque polymère de réticulation, comprenant, sans limitation, des gommes de galactomannane, des dérivés de cellulose, des combinaisons de ceux-ci, etc. Les gommes de galactomannane sont généralement caractérisées comme ayant un squelette mannane linéaire avec diverses quantités d'unités de galactose liées à celui-ci. Des exemples de 15 gommes de galactomannane appropriés, comprennent, sans limitation, la gomme arabique, la gomme ghatti, la gomme karaya, la gomme de tamarin, la gomme adragante, la gomme de guar, la gomme de fève de locuste, des combinaisons de celles-ci, des dérivés de celles-ci, etc. D'autres gommes comprennent, sans limitation, l'hydroxyéthylguar, l'hydroxypropylguar, le carboxyméthylguar, le carboxyméthylhydroxyéthylguar et le carboxyméthylhydroxypropylguar. Des exemples de dérivés de 20 cellulose appropriés comprennent, l'hydroxyéthylcellulose, la carboxyéthylcellulose, la carboxyméthylcellulose et la carboxyméthylhydroxyéthylcellulose ; des dérivés de celles-ci et des combinaisons de celles-ci. Les polymères réticulables ajoutés aux fluides de traitement de la présente divulgation peuvent être naturels, synthétiques, ou une combinaison des deux. Les polymères réticulables peuvent comprendre des polymères hydratables qui contiennent un ou plusieurs groupes 25 fonctionnels tels que des groupes hydroxyle, cis-hydroxyle, carboxyle, sulfate, sulfonate, phosphate, phosphonate, amino ou amide. Dans certains systèmes et/ou procédés, les polymères réticulables peuvent être au moins partiellement réticulés, _dans lesquels au moins une partie des molécules de polymères réticulables est réticulée par une réaction comprenant un agent de réticulation. La quantité d'agent gélifiant dans le fluide de fracturation peut aller d'environ 5 lb/1000 gal à environ 60 lb/1000 30 gal, soit d'environ 0,6 kg/m3 à 7,2 kg/m3. En outre, la quantité d'agent gélifiant peut aller jusqu'à 200 lb/1000 gal, soit environ 24 kg/m3 ; cependant, si un matériau à faible poids moléculaire est utilisé, la quantité d'agent gélifiant peut dépasser les 200 lb/1000 gal, soit environ 24 kg/m3. [0018] Généralement, l'agent de soutènement peut comprendre un regroupement de particules solides qui peut être injecté dans la formation souterraine, de sorte que les particules 35 solides maintiennent (ou « soutiennent ») les fractures ouvertes produites au cours du traitement de 3060635 5 fracturation hydraulique. L'agent de soutènement peut comprendre une diversité de particules solides, comprenant, sans limitation, du sable, de la bauxite, des matériaux céramiques, des matériaux de verre, des matériaux de polymère, des matériaux de polytétrafluoroéthylène, des morceaux de coquille de noix, des particules résineuses durcies comprenant des morceaux de 5 coquille de noix, des morceaux de coquille de graines, des particules résineuses durcies comprenant des morceaux de coquille de graines, des morceaux de noyau de fruits, des particules résineuses durcies comprenant des morceaux de noyaux de fruits, du bois, des particules composites, et des combinaisons de ceux-ci. Des particules composites appropriées peuvent comprendre un agent de liaison et un matériau de remplissage dans lequel des matériaux de remplissage appropriés 10 comprennent la silice, l'alumine, le charbon fumé, le charbon noir, le graphite, le mica, le dioxyde de titane, le méta-silicate, le silicate de calcium, le kaolin, le talc, le zirconium, le bore, les cendres volantes, les microsphères de verre creuses, le verre solide, et des combinaisons de ceux-ci. Sans limitation, l'agent de soutènement peut comprendre du sable calibré. D'autres agents de soutènement appropriés, qui peuvent être appropriés pour une utilisation dans des opérations souterraines, peuvent 15 également être utiles. Sans limitation, l'agent de soutènement peut avoir une taille de particules dans la fourchette d'environ 2 mailles à environ 400 mailles, série de tamis américain, soit d'environ 10 mm à environ 37 pm. Comme exemple, l'agent de soutènement peut avoir une taille de particule d'environ 10 à environ 70 mailles, soit d'environ 2 mm à 210 gm, avec des fourchettes de distribution de 10 à 20 mailles, soit d'environ 2 mm à 841 gni, de 20 à 40 mailles, soit d'environ 20 841 pm à 420 itm, de 40 à 60 mailles, soit d'environ 420 Ftm à 250 gm, ou de 50 à 70 mailles, soit d'environ 297 gm à 210 gm, selon, par ex., les tailles de particule des particules de la formation qui doivent être tamisées. L'agent de soutènement peut être transporté par le fluide de fracturation. Sans limitation, l'agent de soutènement peut être présent dans le fluide de fracturation en une concentration d'environ 0,1 livre par gallon (« ppg ») à environ 10 ppg, soit d'environ 12 kg/m3 à 25 1198 kg/m3, environ 0,2 à environ 6 ppg, soit d'environ 24 kg/m3 à 719 kg/m3. Ces fourchettes peuvent englober un quelconque chiffre entre ces nombres, par exemple. Par exemple, la concentration peut se situer entre environ 0,5 à environ 4 ppg, soit d'environ 60 kg/m3 à 479 kg/m3. Avec le bénéfice de la présente divulgation, un homme du métier doit pouvoir choisir une quantité appropriée de la composition d'agent de soutènement pour une utilisation dans une application 30 donnée. [0019] Sans limitation, une résine durcissable peut être appliquée ou autrement placée sur l'agent de soutènement. L'inclusion d'une résine durcissable sur l'agent de soutènement peut remplir les fractures, fournissant un écran mécanique in situ qui peut maintenir l'agent de soutènement en place tout en maintenant l'intégrité du puits. Les résines durcissables qui peuvent 35 être utilisées avec l'agent de soutènement peuvent comprendre une quelconque résine qui peut 3060635 6 former une masse durcie, consolidée. Plusieurs de ces résines sont généralement utilisées dans les traitements de consolidation, et certaines résines durcissables peuvent comprendre, sans limitation, des résines à deux composants à base d'époxy, des résines novolak, des résines polyépoxyde, des résines phénol-aldéhyde, des résines urée-aldéhyde, des résines uréthane, des résines phénoliques, 5 des résines furane, des résines furane/alcool furfuryle, des résines phénolique/latex, des résines phénol formaldéhyde, des résines polyester et des hybrides et des copolymères de ceux-ci, des résines de polyuréthane et des copolymères de ceux-ci, des résines acrylate, et des mélanges de ceux-ci. Certaines résines durcissables appropriées, telles que les résines époxy, peuvent être durcies avec un catalyseur interne ou un activateur de sorte que, lorsqu'elles sont pompées au fond du puits, elles 10 peuvent être durcies seulement avec le temps et la température. D'autres résines durcissables appropriées, telles que les résines de furane nécessitent généralement un catalyseur retardé dans le temps ou un catalyseur externe pour aider à activer la polymérisation des résines si la température de durcissement est faible (c.-à-d., inférieure à 250 °F, soit environ 394 K), mais elle va se durcir sous les effets du temps et de la température si la température de la formation est supérieure à environ 15 250 °F, soit environ 394 K, de préférence supérieure à environ 300 °F, soit environ 422 K. La quantité de résine durcissable peut aller d'environ 0,5 % à environ 5 % v/p par rapport à l'agent de soutènement. [0020] Le choix d'une résine durcissable appropriée peut être influencé par la température de la formation souterraine dans laquelle l'agent de soutènement sera introduit. Comme 20 exemple, pour une formation souterraine ayant une température statique de fond de puits (« BHST ») allant d'environ 60 °F à environ 250 °F, soit d'environ 289 K à 394 K, les résines à deux composants à base d'époxy comprenant un composant de résine durcissable et un composant d'agent de durcissement peuvent être préférées. Pour une formation souterraine ayant une BHST allant d'environ 300 °F à environ 600 °F, soit d'environ 422 K à 589 K, une résine à base de furane peut 25 être préférée, par exemple. Pour une formation souterraine ayant une BHST allant d'environ 200 °F à environ 400 °F, soit d'environ 366 K à 478 K, soit une résine à base de phénol soit une résine monocomposant à base d'époxy et à température élevée peut être appropriée, par exemple. Pour une formation souterraine ayant une BHST d'au moins environ 175 °F, soit environ à 353 K, une résine phénol/phénol formaldéhyde/alcool furfuryle peut également être appropriée, par exemple. Avec le 30 bénéfice de cette divulgation, un homme du métier sera en mesure de reconnaître et de choisir une résine appropriée pour une utilisation dans des applications de traitement de consolidation. [0021] En outre, le fluide de fracturation peut comprendre un quelconque nombre d'additifs, comprenant, sans limitation, des sels, des acides, des additifs de contrôle de la perte de fluide, des gaz, des agents moussants, des inhibiteurs de la corrosion, des catalyseurs, des réducteurs 35 de la friction, des agents anti-moussants, des agents de pontage, des dispersants, des agents de 3060635 7 floculation, des piégeurs de H2S, des piégeurs de CO2, des piégeurs d'oxygène, des lubrifiants, des agents de pondération et une quelconque combinaison de ceux-ci. Avec le bénéfice de cette divulgation, un homme du métier sera en mesure de reconnaître et de choisir des additifs appropriés pour une utilisation dans le fluide de fracturation. 5 [0022] La figure 1 illustre un exemple d'un système de puits simulé 104 (par ex., une simulation de puits de forage utilisant un simulateur de puits de forage) qui peut être utilisé pour introduire un agent de soutènement 116 dans les fractures 100. Le système de puits simulé 104 peut comprendre un système de manipulation de fluide 106, qui peut comprendre une alimentation en fluide 108, un équipement de mélange 109, un équipement de pompage 110 et un conduit 10 d'alimentation de puits de forage 112. L'équipement de pompage 110 peut être fluidiquement couplé à l'alimentation en fluide 108 et le conduit d'alimentation de puits de forage 112 pour transmettre un fluide de fracturation 117, qui peut comprendre un agent de soutènement 116 dans le puits de forage 114. L'alimentation en fluide 108 et l'équipement de pompage 110 peuvent se trouver au-dessus de la surface 118 alors que le puits de forage 114 se trouve en dessous de la surface 118. 15 [0023] Le système de puits simulé 104 peut également être utilisé pour l'injection d'un fluide de garniture ou de prégarniture dans la formation souterraine à une vitesse d'injection du ou supérieure au gradient de fracture pour créer au moins une fracture 100 dans la formation souterraine 120. Le système de puits simulé 104 peut ensuite injecter le fluide de fracturation 117 dans la formation souterraine 120 entourant le puits de forage 114. En général, un 20 puits de forage 114 peut comprendre des géométries et des orientations de puits de forage verticales, penchées, courbées et d'autres types de géométries ou d'orientations, et l'agent de soutènement 116 peut généralement être appliqué à une formation souterraine 120 entourant une quelconque partie du puits de forage 114, y compris des fractures 100. Le puits de forage 114 peut comprendre le tubage 102 qui peut être cimenté (ou fixé autrement) à la paroi du puits de forage 114 par une gaine de 25 ciment 122. Des perforations 123 peuvent permettre la communication entre le puits de forage 114 et la formation souterraine 120. Comme il est illustré, les perforations 123 peuvent pénétrer le tubage 102 et la gaine en ciment 122 permettant une communication entre l'intérieur du tubage 102 et les fractures 100. Un obturateur 124, qui peut être un quelconque type de bouchon pour des applications de champ pétrolifère (par ex., un bouchon de support), peut être placé dans le puits de forage 114 en 30 dessous des perforations 123. [0024] Conformément au système et/ou procédé selon la présente divulgation, un intervalle perforé d'intérêt 130 (intervalle de profondeur du puits de forage 114 comprenant les perforations 123) peut être isolé avec un obturateur 124. Un fluide de garniture ou de pré-garniture peut être injecté dans la formation souterraine 120 à une vitesse d'injection de ou supérieure au 35 gradient de fracture pour créer au moins une fracture 100 dans la formation souterraine 120. Ensuite, 3060635 8 l'agent de soutènement 116 peut être mélangé à un fluide à base aqueuse à travers un équipement de mélange 109, produisant ainsi un fluide de fracturation 117, qui peut ensuite être pompé à travers un équipement de pompage 110 à partir de l'alimentation en fluide 108 vers l'intérieur du tubage 102 et jusque dans la formation souterraine 120 à ou au-dessus d'un gradient de fracture de la formation 5 souterraine 120. Le pompage du fluide de fracturation 117 à ou au-dessus du gradient de fracture de la formation souterraine 120 peut créer (ou améliorer) au moins une fracture (par ex., des fractures 100) se prolongeant à partir des perforations 123 dans la formation souterraine 120. Par ailleurs, le fluide de fracturation 117 peut être pompé vers le bas du tubage de production, du tubage enroulé, ou d'une combinaison de tubage enroulé et de l'anneau entre le tubage enroulé et le tubage 102. 10 [0025] Au moins une partie du fluide de fracturation 117 peut pénétrer dans les fractures 100 d'une formation souterraine 120 entourant un puits de forage 114 à travers les perforations 123. Les perforations 123 peuvent se prolonger de l'intérieur du tubage 102, à travers la gaine de ciment 122 et jusque dans la formation souterraine 120. [0026] En se référant à la figure 2, le puits de forage 114 est illustré après le 15 placement de l'agent de soutènement 116 conformément au système et/ou procédé selon la présente divulgation. L'agent de soutènement 116 peut être positionné à l'intérieur des fractures 100, maintenant ainsi les fractures 100 ouvertes. [0027] L'équipement de pompage 110 peut comprendre une pompe à pression élevée. Dans ce contexte, le terme « pompe à pression élevée » correspond à une pompe qui peut 20 distribuer le fluide de fracturation 117 et/ou le fluide de garniture/pré-garniture vers le fond à une pression d'environ 1000 psi voire supérieure. On peut utiliser une pompe à pression élevée quand on souhaite introduire le fluide de fracturation 117 et/ou le fluide de garniture/pré-garniture dans une formation souterraine 120 au niveau de ou au-dessus d'un gradient de fracture de la formation souterraine 120, mais on peut aussi l'utiliser dans des cas où la fracturation n'est pas souhaitée. En 25 outre, la pompe à pression élevée peut être à même de transporter fluidiquement de la matière particulaire, telle que l'agent de soutènement 116, dans la formation souterraine 120. Des pompes à pression élevée appropriées peuvent comprendre, sans s'y limiter, des pompes à piston flottant et des pompes à déplacement positif. Sans limitation, les débits de pompage initiaux du fluide de garniture, du fluide de pré-garniture et/ou du fluide de fracturation 117 peuvent aller de 15 barils par minute 30 (« bbl/min ») à environ 80 bbl/min, soit d'environ 143 m3/h à 763 m3/h, ce qui est suffisant pour créer efficacement une fracture dans la formation et pour placer l'agent de soutènement 116 dans au moins une fracture 101. [0028] Par ailleurs, l'équipement de pompage 110 peut comprendre une pompe à faible pression. Dans le contexte de la présente invention, le terme « pompe à faible pression » décrit 35 une pompe qui fonctionne sous une pression d'environ 1000 psi, soit environ 6,9 MPa, voire moins. 3060635 9 Une pompe à faible pression peut être fluidiquement couplée à une pompe à pression élevée qui peut être fluidiquement couplé à une tubulaire (par ex., un conduit d'alimentation du puits de forage 112). La pompe à faible pression peut être conçue pour envoyer le fluide de fracturation 117 et/ou le fluide de garniture/pré-garniture vers la pompe à pression élevée. La pompe à faible pression peut « régler » 5 la pression du fluide de fracturation 117 et/ou le fluide de garniture/pré-garniture avant qu'il n'atteigne la pompe à pression élevée. [0029] L'équipement de mélange 109 peut comprendre un réservoir de mélange qui est en amont de l'équipement de pompage et dans lequel le fluide de fracturation 117 peut être préparé. L'équipement de pompage 110 (par ex., une pompe à faible pression, une pompe à pression 10 élevée, ou une combinaison de celles-ci) peut transporter le fluide de fracturation 117 à partir de l'équipement de mélange 109 ou d'une autre source de fluide de fracturation 117 vers le tubage 102. Par ailleurs, le fluide de fracturation peut être préparé hors site et transporté jusqu'à un site d'exploitation, auquel cas le fluide de fracturation 117 peut être introduit dans le tubage 102 à travers l'équipement de pompage 110 directement de son récipient d'expédition (par ex., un camion, un 15 wagon, une péniche ou similaire) ou à partir d'une conduite de transport. Dans les deux cas, le fluide de fracturation 117 peut être aspiré dans l'équipement de pompage 110, élevé jusqu'à une pression appropriée puis introduit dans le tubage 102 pour une distribution au fond du trou. [0030] L'exemple de fluide de fracturation décrit ici peut affecter directement ou indirectement au moins un composant ou au moins une pièce de l'équipement associé à la 20 préparation, à la distribution, à la récupération, au recyclage, à la réutilisation et/ou à l'élimination du fluide de fracturation. Par exemple, le fluide de fracturation peut affecter directement ou indirectement au moins l'un d'un mélangeur, d'un équipement apparenté de mélange, des bassins de décantation, des installations ou des unités de stockage, des séparateurs de composition, des échangeurs de chaleur, des capteurs, des jauges, des pompes, des compresseurs et des appareils 25 similaires utilisés pour produire, conserver, suivre, réguler et/ou reconditionner la composition de scellant. Le fluide de fracturation peut également affecter directement ou indirectement tout équipement de transport ou de distribution utilisé pour transporter le fluide de fracturation vers un site de puits ou au fond d'un puits, tels que par exemple des récipients de transport, des conduits, des pipelines, des chariots, des tubes et/ou des tuyaux utilisés pour déplacer compositionnellement le 30 fluide de fracturation d'un emplacement vers un autre, des pompes, des compresseurs ou des moteurs (par ex., côté supérieur ou en fond de puits) utilisés pour mettre le fluide de fracturation en mouvement, tout clapet ou joint apparenté utilisé pour réguler la pression ou le débit du fluide de fracturation, et tout capteur (c.-à-d., de pression et de température), des jauges et/ou des combinaisons de ceux-ci, etc. Le fluide de fracturation peut également directement ou indirectement 35 affecter les divers équipements et outils de fond de puits qui peuvent entrer en contact avec le fluide 3060635 10 de fracturation tels que, sans limitation, le tubage du puits de forage, la doublure du puits de forage, le train de complétion, le train d'insert, le train de tiges, le tubage enroulé, le câble lisse, la ligne câblée, le tube de forage, les masses tiges, les moteurs à boue, les moteurs et/ou les pompes de fond de puits, les pompes à ciment, les moteurs et/ou les pompes montées en surface, les centralisateurs, 5 les turboliseurs, les gratteurs, les flotteurs (par ex., les souliers, colliers, clapet, etc.), les outils de diagraphie et les équipements de télémesure apparentés, les actionneurs (par ex., des dispositifs électromécaniques les dispositifs hydromécaniques, etc.), les manchons coulissants, les manchons de production, les bouchons, les écrans, des filtres, les dispositifs de contrôle d'écoulement (par ex., les dispositifs de contrôle de l'influx, les dispositifs autonomes de contrôle de l'influx, etc.), les 10 couplages (par ex., un couplage humide électrohydraulique, un couplage sec, un couplage inductif, etc.), des lignes de contrôle (par ex., électrique, fibre optique, hydraulique, etc.), des lignes de surveillance, des trépan de forage et des alésoirs, des capteurs et des capteurs en réseau, des échangeurs de chaleur de fond de puits, des clapets et des dispositifs d'actionnement correspondants, des joints d'outils, des garnitures d'étanchéité, des bouchons de ciment, des bouchons de support, et 15 d'autres dispositifs d'isolation du puits forage, ou des composants, etc. [0031] La figure 3 illustre un exemple d'une analyse de la force des particules d'agent de soutènement, qui peut comprendre une section d'un puits de forage 114 contenant une sortie (par ex., une perforation 123). Pour cette analyse, la perforation 123 peut être modélisée sous forme d'un tuyau circulaire de diamètre plus petit (par ex., 1/10e ou moins de celui du puits de forage 20 114). Le fluide de fracturation 117 et son écoulement dans la perforation 123 est représenté dans la figure 3 illustré par des lignes d'écoulement. L'agent de soutènement 116 (par ex., illustré dans la figure 1) peut avoir différents trajectoires que le fluide de fracturation 117. Si Qi' et (»représentent le débit massique du fluide de fracturation 117 dans le puits de forage 114, et la fracture 100, respectivement, leur rapport /7, est : 25 n Qlw (1) De la même façon, le rapport des débits massiques des particules dans le puits de forage Qpw, et la fracture Qpf est : QPf Q pw 30 (2) 3060635 11 L'efficacité d'accumulation d'agent de soutènement R du détournement de l'agent de soutènement vers la fracture 100 peut être définie sous forme de : R= (3) 5 Dans un cas idéal, dans lequel (par ex., l'agent de soutènement 116 illustré dans la figure 1) peut se déplacer le long des lignes d'écoulement du fluide de fracturation (par ex., le fluide de fracturation 117), R = 1. Cependant, si les trajets des particules dévient des lignes d'écoulement liquide du fluide de fracturation 117 en raison de leur inertie ou de l'action des forces externes, R pourrait ne plus être égal à 1. En particulier, dans le cas d'une géométrie illustrée dans la 10 figure 3, l'effet de l'inertie des particules peut être négatif, et le rapport-R peut être inférieur à 1. [0032] L'analyse de la dimension peut donner les paramètres sans dimension suivant qui peuvent définir un écoulement à deux phases local, comme il est démontré dans la figure 3. Si' =2 Pa2Vw ; Re = pwVwDw 9 pDf 2 A = V V f Fr = . 17 = Dw V gD f Df 15 (5) dans laquelle a est le rayon de la particule, pp et pi sont les densités de la particule et du fluide, respectivement, p est la viscosité du fluide, Vf et V', sont les vitesses moyennes du fluide dans la fracture 100 et le puits de forage 114, respectivement, g est l'accélération par la gravité, Df et Dw sont les diamètres de la fracture 100 et du puits de forage 114, respectivement, Fr est le nombre 20 de Froude, Re est le nombre de Reynolds et St est le nombre de Stokes. On peut supposer que le diamètre de la fracture est suffisamment petit (par ex., 1110e ou moins que celui du puits de forage 114), de sorte que l'effet de la gravité sur le mouvement de la particule proche de la jonction soit négligeable. [0033] Dans le cas d'un fluide non newtonien en loi de puissance, la viscosité 25 peut être constante, et l'Équation 5 pour le nombre de Stokes peut être généralisée : 3060635 12 2 p an+lvp2-n St = P 9 k nDf (6) La dépendance l'efficacité de l'accumulation d'agent de soutènement sur les paramètres St et A peut être déterminée numériquement en élucidant les équations du mouvement des 5 particules et du fluide avec la géométrie de la zone d'entrée de la fracture (par ex., la perforation 123), tel que démontré dans la figure 3. [0034] La figure 4 illustre la dépendance R(A) calculée pour diverses valeurs d'un nombre de Stockes dans un exemple simulé. L'efficacité de l'accumulation d'agent de soutènement R peut être une fonction du débit du rapport de la fracture sur le fluide du puits de 10 forage A calculé pour les différentes valeurs du nombre de Stokes dans le cas d'un fluide non newtonien. Le rapport du débit de fluide est un rapport du débit du fluide de fracturation dans la fracture versus un débit dans le trou de forage. Comme on pouvait s'attendre, l'efficacité peut être proche de 1 au niveau des valeurs faibles de St, mais peut diminuer de façon monotone avec l'augmentation du St. Les calculs réalisés pour une fourchette de diamètre de tuyau et des débits ont 15 démontré des effets faibles du rapport du diamètre de la fracture sur le puits de forage ri et du nombre de Reynolds sur l'efficacité de l'accumulation d'agent de soutènement. Ces résultats peuvent impliquer que l'efficacité d'accumulation d'agent de soutènement R peut être prise en compte seulement selon le nombre de Stokes et le rapport des vitesses A, à condition que la concentration d'agent de soutènement soit suffisamment faible (par ex., inférieure à 10 % en volume). 20 [0035] En se référant maintenant à la figure 5, un algorithme est présenté pour le calcul de l'efficacité de transport de l'agent de soutènement 116 (par ex., illustré dans les figures 1 et 2) vers les fractures 100 (par ex., illustré dans les figures 1 et 2). Au niveau de l'encadré 500, l'algorithme peut comprendre le calcul de l'écoulement de fluide. L'écoulement de fluide peut être calculé, par ex., en utilisant un système informatique, tel que, par ex., un simulateur de puits de 25 forage (par ex., un simulateur de puits de forage monophasique). Sans limitation, l'écoulement de fluide calculé peut comprendre l'écoulement du fluide de fracturation (par ex., le fluide de fracturation 117 illustré dans les figures 1 et 2), y compris le débit du fluide et le rapport d'écoulement 11, (Éq. 1) par rapport à la fracture d'intérêt (par ex., fracture 100 illustré dans les figures 1 et 2). Au niveau de l'encadré 502, l'algorithme peut comprendre le calcul des paramètres 30 sans dimension. Comme il a été précédemment décrit, les paramètres sans dimension peuvent décrire un écoulement local autour d'une sortie perforée individuelle (par ex., la perforation 123) à partir du puits de forage 114. Les paramètres sans dimension peuvent être calculés en se basant sur les propriétés des particules de l'agent de soutènement (par ex., l'agent de soutènement 116 illustré dans 3060635 13 les figures 1 et 2) et le fluide de fracturation 117. Les paramètres sans dimension peuvent être calculés avec un système informatique et peuvent comprendre les paramètres A an St pour la fracture 100. Comme il a été précédemment décrit, les paramètres A an St peuvent être décrits comme un écoulement diphasique local et peuvent être définis par l'Équation 5. Au niveau de l'encadré 504, 5 l'algorithme peut comprendre la détermination de l'efficacité d'accumulation d'agent de soutènement R à l'aide de données pré-calculées. Les données pré-calculées peuvent comprendre des tableaux ou graphiques pré-calculés semblables à ceux de la figure 4. Un système informatique peut être utilisé pour déterminer l'efficacité d'accumulation de l'agent de soutènement R. Au niveau de l'encadré 506, l'algorithme peut comprendre le calcul du débit massique de l'agent de soutènement 10 vers la fracture 100 en se basant sur les Équations (2) et (3) comme suit : Qpf = RxIII X Qpw (7) dans laquelle Qp' représente le débit massique total de l'agent de soutènement 116 à travers le puits de forage 114, comme il est démontré dans les figures 1 et 2. Cet algorithme 15 peut permettre un calcul efficace du débit de l'agent de soutènement vers les fractures et les perforations individuelles basé sur des valeurs pré-calculées et tabulées de l'efficacité d'accumulation et du calcul routinier des débits de liquide dans le système, éliminant le besoin de simulations en 3D correspondantes du transport de l'agent de soutènement, qui sont trop gourmandes en CPU. Un calcul de l'efficacité de l'accumulation d'agent de soutènement peut donner une 20 prédiction sur la quantité d'agent de soutènement qui peut être transportée dans les perforations. Le calcul de l'efficacité d'accumulation d'agent de soutènement peut aider à estimer s'il existe une quantité suffisante d'agent de soutènement ou pour indiquer une quantité insuffisante agent de soutènement. [0036] Les résultats des Équations (1) - (7) (par ex., les débits massiques d'un 25 fluide de fracturation, l'efficacité d'accumulation d'agent de soutènement R, les paramètres sans dimension qui peuvent définir un écoulement diphasique local, les débits massiques des particules, le nombre de Stokes, le débit massique d'agent de soutènement, etc. ) peuvent être utilisés pour calculer le transport d'agent de soutènement vers les fractures (par ex., fracture 100) au cours d'un procédé de fracturation et l'estimation, par ex., d'une quantité d'agent de soutènement distribuée aux fractures 30 individuelles. [0037] La présente divulgation peut être implémentée à travers un programme d'instructions exécutable par ordinateur, tel que des modules de programme, généralement appelés applications logicielles ou programmes d'application exécutés par un ordinateur. Le logiciel peut comprendre, par exemple, des sous-programmes, des programmes, des objets, des composants et des 3060635 14 structures de données qui réalisent des tâches particulières ou qui implémentent des types de données abstraites particuliers. Le logiciel peut former une interface pour permettre à un ordinateur de réagir en fonction d'une source d'entrée. Le logiciel peut être stocké et/ou transporté sur une diversité de mémoires telles qu'un CD-ROM, un disque magnétique, une mémoire à bulles et une mémoire à 5 semi-conducteur (par ex., divers types de RAM ou de ROM). En outre, le logiciel et ses résultats peuvent être transmis sur une diversité de supports porteurs tels qu'une fibre optique, un fil métallique et/ou à travers un réseau quelconque d'une diversité de réseaux, tel que l'Internet. En outre, les spécialistes du domaine apprécieront que la présente divulgation puisse être pratiquée avec une diversité de configurations de système informatique, comprenant des dispositifs portatifs, des 10 systèmes multiprocesseurs, et des dispositifs électroniques programmables par l'utilisateur ou à base de microprocesseur, des mini-ordinateurs, des ordinateurs centraux, etc. Un nombre quelconque de systèmes informatiques et de réseaux informatiques sont acceptables pour une utilisation avec la présente divulgation. La présente divulgation peut être pratiquée dans des environnements informatiques en réseau dans lesquels les tâches sont réalisées par des dispositifs télécommandés qui 15 sont reliés à travers un réseau de télécommunication. Dans un environnement informatique en réseau, les modules de programme peuvent se trouver à la fois sur un support de stockage informatique local et distant, y compris des dispositifs de stockage à mémoire. La présente description peut donc être mise en oeuvre en relation avec divers matériels, logiciels ou une combinaison de ceux-ci dans un système informatique ou dans un autre système de traitement. 20 [0038] Il peut exister plusieurs programmes et/ou progiciels qui peuvent interagir pour permettre les divers systèmes et/ou procédés de la présente divulgation. Dans certains cas, chaque programme et/ou logiciel peut s'exécuter sur son propre système informatique, tel qu'un système informatique serveur, l'interaction se produisant à travers un réseau (par ex., un réseau local (LAN), un réseau étendu (WAN), à travers l'Internet). Par conséquent, il pourrait y avoir des 25 distances physiques importantes entre les systèmes informatiques sur lesquels les diverses tâches sont réalisées. Dans d'autres cas, deux ou plusieurs programmes et/ou des progiciels peuvent s'exécuter sur le même système informatique. En outre, certains ou tous les programmes et/ou progiciels peuvent s'exécuter dans un environnement de nuage informatique, l'environnement de nuage informatique peut être un groupe de systèmes de serveur distants qui partagent dynamiquement la 30 charge de travail. [0039] La figure 6 illustre un système informatique 600 conformément à au moins certains systèmes et/ou procédés de la présente divulgation, et sur lequel au moins certains des divers systèmes et/ou procédés peuvent être implémentés. C'est-à-dire, certains ou tous les divers systèmes et/ou procédés peuvent s'exécuter sur un système informatique tel qu'il est démontré dans 35 la figure 6, de multiples système informatique tels que ceux illustrés dans la figure 6, et/ou un ou 3060635 15 plusieurs systèmes informatiques équivalents à la figure 6, y compris des systèmes informatiques après le développement. [0040] En particulier, le système informatique 600 peut comprendre un processeur principal 610 couplé à une mémoire principale 612, et divers autres composants 5 périphériques du système informatique, à travers un pont hôte intégré 614. Le processeur principal 610 peut être un dispositif de coeur de processeur unique, ou un processeur ayant de multiples coeurs de processeur. En outre, le système informatique 600 peut implémenter de multiples processeurs principaux 610. Le processeur principal 610 peut se coupler au pont hôte 614 à travers un bus hôte 616 ou le pont hôte 614 peut être intégré au processeur principal 610. Ainsi, le système informatique 10 600 peut implémenter d'autres configurations de bus ou de ponts de bus en sus de ou à la place de, ceux illustrés dans la figure 6. [0041] La mémoire principale 612 peut être couplée au pont hôte 614 à travers un bus mémoire 618. Par conséquent, le pont hôte 614 peut comprendre une unité de commande de la mémoire qui commande les transactions vers la mémoire principale 612 en prenant le contrôle des 15 signaux de commande pour les accès à la mémoire. Dans d'autres systèmes et/ou procédés, le processeur principal 610 peut directement implémenter une unité de commande de la mémoire, et la mémoire principale 612 peut se coupler directement au processeur principal 610. La mémoire principale 612 peut fonctionner comme la mémoire de travail pour le processeur principal 610 et peut comprendre un dispositif de mémoire ou un réseau de dispositifs de mémoire dans lequel les 20 programmes, instructions et données peuvent être stockés. La mémoire principale 612 peut comprendre un quelconque type de mémoire approprié tel qu'une mémoire vive dynamique (DRAM) ou un quelconque des divers types de dispositifs DRAM tels que le DRAM synchrone (SDRAM) (y compris la SDRAM à débit de données double (DDR), la SDRAM à débit de données double-2 (DDR2), la SDRAM à débit de données double-3 (DDR3), une DRAM en mode étendu de sortie de 25 données (EDODRAM) ou une DRAM Rambus (RDRAM). La mémoire principale 612 peut être un exemple d'un support non transitoire lisible par ordinateur stockant des programmes et des instructions, et d'autres exemples de disques ou de dispositifs de mémoire flash. Le système informatique illustratif 600 peut également comprendre un dispositif de pont 628 qui peut ponter le bus d'expansion principal 626 à divers bus d'expansion secondaires, tels qu'un un bus à faible 30 nombre de broches (LPC) 630 et un bus d'interconnexion des circuits périphériques (PCI) 632. Divers autres bus d'expansion secondaires peuvent être supportés par le dispositif de pont 628. Conformément à certains systèmes et/ou procédés, le dispositif de pont 628 peut comprendre un noeud de commande d'entrée/sortie (ICH), et, par conséquent, le bus d'expansion principal 626 peut comprendre un bus de liaison au noeud. Cependant, le système informatique 600 ne doit pas être 3060635 16 limité à un quelconque fabricant de chipsets, et donc les dispositifs de pont et les protocoles de bus d'expansion provenant de plusieurs fabricants peuvent être utilisés de façon équivalente. [0042] Un concentrateur de micrologiciel 636 peut se coupler au dispositif de pont 628 à travers le bus LPC 630. Le concentrateur de micrologiciel 636 peut comprendre une 5 mémoire ROM qui peut contenir des programmes logiciels exécutables par le processeur principal 610. Le système informatique 600 peut également comprendre une carte d'interface réseau (NIC) 638 couplée de façon illustrative au bus PCI 632. La NIC 638 peut agir pour coupler le système informatique 600 à un réseau de communication, tel que l'Internet. [0043] En se rapportant toujours à la figure 6, le système informatique 600 peut 10 également comprendre un super contrôleur entrée/sortie (1/0) 640 qui peut être couplé au dispositif de pont 628 à travers le bus LPC 630. Le super contrôleur 1/0 640 peut contrôler beaucoup de fonctions du système informatique, par ex., l'interfaçage avec divers dispositifs d'entrée et de sortie tels que, par ex., un clavier 642, un dispositif de pointage 644 (par ex., une souris), divers ports de série, des lecteurs de disquettes et des lecteurs de disques durs (DD) 641. 15 [0044] Les entrées peuvent être la trajectoire du puits de forage, le diamètre dans chaque emplacement, le modèle de complétion, les propriétés du liquide, telles que, par ex., la densité et la viscosité, les propriétés de l'agent de soutènement, telles que, par ex., la densité et le diamètre moyen, le débit du liquide, le débit de pompage de l'agent de soutènement, la fraction volumique de l'agent de soutènement, les profils de pression et de température du puits de forage, le 20 modèle de perforation, etc. Le paramètre d'efficacité d'accumulation de l'agent de soutènement peut être calculé comme un paramètre intermédiaire qui peut ne pas s'afficher dans une interface graphique utilisateur d'une application logicielle. Les résultats finaux peuvent être illustrés sous forme de distribution du débit massique du liquide et de l'agent de soutènement. [0045] Les lecteurs de disques durs 641 peuvent être un autre exemple d'un 25 support lisible par ordinateur. Dans d'autres cas, les lecteurs de disques durs 641 peuvent se coupler à un contrôleur de disque distinct couplé à un bus d'expansion plus puissant, tel que le bus PCI 632, particulièrement dans les cas où le lecteur de disque dur est implémenté sous forme d'un réseau de disque (par ex., réseau redondant de disque indépendants (ou peu coûteux) (RAID)). Dans les cas où le système informatique 600 peut être un système informatique serveur, le clavier 642 et le dispositif 30 de pointage 644 peuvent être omis. Le système informatique 600 peut également comprendre une unité de traitement graphique (GPU) 650 couplée au pont hôte 614 à travers un bus 652, tel qu'un bus PCI Express (PCI-E) ou un bus AGP. D'autres systèmes de bus, y compris des systèmes de bus après développement, peuvent être utilisés de façon équivalente. En outre, l'unité de traitement graphique 650 peut par ailleurs être couplé au bus d'expansion principale, ou à l'un des bus 35 d'expansion secondaire 626 (par ex., le bus PCI 632). L'unité de traitement graphique 650 peut ceux 3060635 17 couplés à un système d'affichage 654 qui peut comprendre un quelconque dispositif d'affichage électronique ou de multiples dispositifs d'affichage distincts, sur lesquels une quelconque image ou texte peut être affiché. L'unité de traitement graphique 650 peut comprendre un processeur intégré 656, aussi bien qu'une mémoire intégrée 658. Le processeur 656 peut ainsi réaliser un traitement 5 graphique, tel que commandé par le processeur principal 610. En outre, la mémoire 658 peut être importante, de l'ordre de plusieurs centaines de giga-octets ou plus. Par conséquent, une fois commandé par le processeur principal 610, l'unité de traitement graphique 650 peut réaliser des calculs importants concernant les graphiques qui doivent être affichés sur le système d'affichage, et pour en fin de compte illustrer de tels graphiques, sans autre entrée ou aide du processeur principal 10 610. Dans certains cas, tels que le système informatique 600 qui fonctionne comme un système informatique serveur, l'unité de traitement graphique 650 et le système d'affichage 654 peuvent être omis. [0046] À partir de la description donnée ici, les spécialistes du domaine peuvent facilement combiner des logiciels créés comme il a été décrit avec un matériel informatique 15 polyvalent ou spécialisé approprié pour créer un système informatique/des sous-composants informatiques conformément au système et/ou procédé de la présente divulgation, pour créer un système informatique et/ou des sous-composants informatiques pour réaliser les procédés de la présente divulgation, et/ou pour créer un support de stockage non transitoire lisible par ordinateur (c.- à-d., autre qu'un signal transmis le long d'un conducteur ou d'une onde transporteuse) pour stocker 20 un programme logiciel pour implémenter les aspects du procédé de la présente divulgation. [0047] Les systèmes et procédés peuvent comprendre l'une quelconque des diverses caractéristiques des systèmes et procédés décrits ici, y compris l'un ou plus sur des déclarations suivantes. [0048] Déclaration 1 : Un procédé peut comprendre le calcul de l'écoulement de 25 fluide avec un système informatique, dans lequel l'écoulement de fluide est un écoulement d'un fluide de fracturation comprenant un agent de soutènement ; le calcul des paramètres sans dimension avec le système informatique, dans lequel les paramètres sans dimension comprennent une description d'un écoulement local autour d'une sortie perforée individuelle à partir d'un puits de forage vers une fracture ; la détermination d'une efficacité d'accumulation d'agent de soutènement à 30 l'aide de données pré-calculées avec le système informatique ; le calcul d'un débit d'agent de soutènement vers la fracture à l'aide du système informatique ; et le calcul avec le système informatique, d'une quantité d'agent de soutènement distribué à la fracture basée sur un ou plusieurs des paramètres sans dimension, l'efficacité d'accumulation d'agent de soutènement ou le débit de l'agent de soutènement vers la fracture. 3060635 18 [0049] Déclaration 2 : Le procédé selon la Déclaration 1, dans lequel le calcul d'un débit d'agent de soutènement comprend l'utilisation de Qpf = R X H,X Q',,' , dans laquelle Qpf est un débit massique de particules dans la fracture ; dans laquelle Qp,,, est un débit massique de particules dans le puits de forage ; dans laquelle R est l'efficacité d'accumulation 5 d'agent de soutènement ; dans laquelle Hiest un rapport d'un débit massique du fluide de fracturation dans le puits de forage sur un débit massique du fluide de fracturation dans la facture. [0050] Déclaration 3 : Le procédé selon la Déclaration 1 ou la Déclaration 2, dans lequel le fluide de fracturation comprend également un agent gélifiant. [0051] Déclaration 4 : Le procédé d'une quelconque déclaration précédente, dans 10 lequel l'écoulement d'agent de soutènement dans l'écoulement de fluide prend des trajectoires différentes de celles de l'écoulement du fluide de fracturation dans l'écoulement de fluide. [0052] Déclaration 5 : Le procédé selon une quelconque déclaration précédente, dans lequel le système informatique est un simulateur monophasique. [0053] Déclaration 6 : Le procédé selon une quelconque déclaration précédente, 15 dans lequel le fluide de fracturation comprend l'agent de soutènement en une quantité d'environ 10 vol.% ou moins basé sur le volume total du fluide de fracturation. [0054] Déclaration 7 : Le procédé selon une quelconque déclaration précédente, comprenant également l'affichage sur un dispositif d'affichage d'au moins l'une de l'efficacité d'accumulation d'agent de soutènement, du débit d'agent de soutènement ou de la description d'un 20 écoulement local autour d'une sortie perforée individuelle à partir d'un puits de forage. [0055] Déclaration 8 : Le procédé selon une quelconque déclaration précédente, dans lequel l'efficacité d'accumulation d'agent de soutènement est une fonction d'un rapport de débit de fluide d'un débit du fluide de fracturation dans le puits de forage versus un débit du fluide de fracturation dans la fracture. 25 [0056] Déclaration 9 : Le procédé selon une quelconque déclaration précédente, dans lequel l'efficacité d'accumulation d'agent de soutènement est calculée pour différentes valeurs d'un nombre de Stokes pour les fluides newtoniens. [0057] Déclaration 10 : Un système peut comprendre un processeur ; et une mémoire couplée au processeur, dans lequel la mémoire peut stocker un programme conçu pour : 30 calculer un écoulement de fluide, dans lequel l'écoulement de fluide est un écoulement d'un fluide de fracturation comprenant un agent de soutènement ; le calcul de paramètres sans dimension ; la détermination d'une efficacité d'accumulation d'agent de soutènement à l'aide de données pré- calculées ; le calcul d'un débit d'agent de soutènement vers la fracture ; et le calcul d'une quantité d'agent de soutènement distribuée à la fracture basé sur l'écoulement de fluide, les paramètres sans 3060635 19 dimension, l'efficacité d'accumulation d'agent de soutènement et le débit d'agent de soutènement vers la fracture. [0058] Déclaration 11 : Le procédé selon la Déclaration 10, dans lequel le programme est conçu pour calculer le débit d'agent de soutènement en utilisant Qpf = R x 1 x Q 5 Pw , dans laquelle Qpf est un débit massique de particules dans la fracture ; dans laquelle Qpw est un débit massique de particules dans le puits de forage ; dans laquelle R est l'efficacité d'accumulation d'agent de soutènement ; dans laquelle 11 est un rapport d'un débit massique du fluide de fracturation dans le puits de forage sur un débit massique du fluide de fracturation dans la facture. 10 [0059] Déclaration 12 : Le système selon la Déclaration 10 ou de la Déclaration 11, dans lequel l'écoulement de l'agent de soutènement se fait par différentes trajectoires que de celles de l'écoulement du fluide de fracturation. [0060] Déclaration 13 : Le système selon l'une quelconque des Déclarations 10 à 12, dans lequel une concentration de l'agent de soutènement est inférieure à environ 10 % en volume 15 du fluide de fracturation. [0061] Déclaration 14 : Le système selon l'une quelconque des Déclarations 10 à 13, dans lequel l'efficacité d'accumulation d'agent de soutènement est une fonction d'un rapport de débit de fluide d'un débit du fluide de fracturation dans un puits de forage versus un débit du fluide de fracturation dans la fracture. 20 [0062] Déclaration 15 : Le système selon-l'une quelconque des Déclarations 10 à 14, dans lequel l'efficacité d'accumulation d'agent de soutènement est calculée pour différentes valeurs d'un nombre de Stokes pour les fluides newtoniens. [0063] Déclaration 16 : Le système selon l'une quelconque des Déclarations 10 à 15, dans lequel les paramètres sans dimension comprennent une description d'un écoulement local 25 autour d'une sortie perforée individuelle à partir du puits de forage. [0064] Déclaration 17 : Un support non transitoire lisible par ordinateur stockant un programme, dans lequel le programme peut être conçu pour : calculer un écoulement de fluide, dans lequel l'écoulement de fluide est un écoulement d'un fluide de fracturation comprenant un agent de soutènement ; le calcul de paramètres sans dimension, dans lequel les paramètres sans dimension 30 comprennent une description d'un écoulement local autour d'une sortie perforée individuelle à partir d'un puits de forage vers une fracture ; la détermination_d'une efficacité d'accumulation d'agent de soutènement à l'aide de données pré-calculées ; le calcul d'un débit d'agent de soutènement vers la fracture ; et le calcul d'une quantité d'agent de soutènement distribuée à la fracture basé sur 3060635 20 l'écoulement de fluide, les paramètres sans dimension, l'efficacité d'accumulation d'agent de soutènement et le débit d'agent de soutènement vers la fracture. [0065] Déclaration 18 : Le support non transitoire lisible par ordinateur stockant un programme de la Déclaration 17, dans lequel le programme est conçu pour calculer le débit 5 d'agent de soutènement en utilisant Qpf > REVENDICATIONS1. Procédé de contrôle de la redistribution d'un agent de soutènement au cours d' une fracturation comprenant : le calcul d'un écoulement de fluide (500) avec un système informatique (600), dans lequel l'écoulement de fluide est un écoulement d'un fluide de fracturation (117) comprenant un agent de soutènement (116) ; le calcul de paramètres sans dimension (502) avec le système informatique, 10 dans lequel les paramètres sans dimension comprennent une description d'un écoulement local autour d'une sortie perforée (123) individuelle à partir d'un puits de forage (114) vers une fracture (100) ; la détermination d'une efficacité d'accumulation d'agent de soutènement à l'aide de données pré-calculées (504) avec le système informatique ; 15 le calcul d'un débit d'agent de soutènement vers la fracture (506) avec le système informatique ; et le calcul avec le système informatique, d'une quantité d'agent de soutènement distribué à la fracture, basé sur les paramètres sans dimension, l'efficacité d'accumulation d'agent de soutènement ou le débit d'agent de soutènement vers la fracture. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le calcul d'un débit d'agent de soutènement (506) comprend l'utilisation de Qpf = R X f X Qpw , dans laquelle Qpf est un débit massique de particules dans la fracture ; dans laquelle Q. est un débit massique de particules dans un puits de forage ; dans laquelle R est l'efficacité d'accumulation d'agent de soutènement ; dans laquelle 17iest un rapport d'un débit massique du fluide de fracturation dans le puits de forage 25 sur un débit massique du fluide de fracturation dans la facture. 3. Procédé selon la revendication 1 ou de la revendication 2, dans lequel le fluide de fracturation (117) comprend également un agent gélifiant. 4. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 3, dans lequel l'écoulement de l'agent de soutènement (116) se fait par différentes trajectoires que de celles de 30 l'écoulement du fluide de fracturation (117). 5. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 4, dans lequel le système informatique (600) est un simulateur monophasique. 3060635 24 6. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, dans lequel une concentration de l'agent de soutènement (116) est inférieure à environ 10 % en volume du fluide de fracturation (117). 7. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 6, comprenant 5 également l'affichage de l'efficacité d'accumulation d'agent de soutènement, du débit d'agent de soutènement et de la description d'un écoulement local autour d'une sortie perforée (123) individuelle à partir d'un puits de forage (114). 8. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 7, dans lequel l'efficacité d'accumulation d'agent de soutènement est une fonction d'un rapport de débit de fluide fracture-puits de forage. 9. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 8, dans lequel l'efficacité d'accumulation d'agent de soutènement, R, est calculée pour différentes valeurs d'un nombre de Stokes pour les fluides newtoniens. 10. Système de contrôle de la redistribution d'un agent de soutènement au cours d'une fracturation comprenant : un processeur (610) ; et une mémoire (612) couplée au processeur, dans lequel la mémoire peut stocker un programme conçu pour : calculer un écoulement de fluide, dans lequel l'écoulement de fluide 20 est un écoulement d'un fluide de fracturation comprenant un agent de soutènement ; calculer des paramètres sans dimension ; déterminer une efficacité d'accumulation d'agent de soutènement à l'aide de données pré-calculées ; calculer un débit d'agent de soutènement vers la fracture ; et 25 calculer une quantité d'agent de soutènement distribué vers la fracture basé sur l'écoulement de fluide, les paramètres sans dimension, l'efficacité d'accumulation d'agent de soutènement et le débit d'agent de soutènement vers la fracture. 11. Système selon la revendication 10, dans lequel le programme est conçu pour calculer le débit d'agent de soutènement en utilisant Qpf = R X ri l X Qpw , dans laquelle Qpf 30 est un débit massique de particules dans la fracture ; dans laquelle Q. est un débit massique de particules dans le puits de forage ; dans laquelle R est l'efficacité d'accumulation d'agent de soutènement ; dans laquelle HI est un rapport d'un débit massique du fluide de fracturation dans le puits de forage sur un débit massique du fluide de fracturation dans la facture. 3060635 25 12. Système selon la revendication 10 ou la revendication 11, dans lequel l'écoulement de l'agent de soutènement (116) se fait par différentes trajectoires que l'écoulement du fluide de fracturation (117). 13. Système selon l'une quelconque des revendications 10 à 12, dans lequel une 5 concentration de l'agent de soutènement (116) est inférieure à environ 10 % en volume du fluide de fracturation (117). 14. Système selon l'une quelconque des revendications 10 à 13, dans lequel l'efficacité d'accumulation d'agent de soutènement est une fonction d'un rapport de débit de fluide fracture-puits de forage. 10 15. Système selon l'une quelconque des revendications 10 à 14, dans lequel le rapport de vitesse fracture-puits de forage est calculé pour différentes valeurs d'un nombre de Stokes pour les fluides newtoniens.