Brevet FR3073859A1 — publié le 20190524

CONTEXTE [0001]Les traitements de fracturation sont couramment utillsés dans des opérations souterraines, entre autres, pour stimuler la production de fluides souhaités (par exemple, 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 exemple un fluide de fracturation) dans un 10 puits de forage qui pénètre dans une formation souterraine à 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 peuvent améliorer la production de fluides à partir de la formation 15 souterraine. [00021 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 exemple en introduisant un fluide qui transporte cet agent dans la 20 formation souterraine. L'agent de soutènement peut empêcher que les fractures ne se ferment. complètement lors la libération de la pression hydraulique, en formant des canaux conducteurs à travers lesquels les fluides peuvent s'écouler vers le puits de forage. 25 PRESENTATION [0003] Les systèmes, procédés et fluides selon la présente divulgation peuvent comprendre l'une quelconque des diverses caractéristiques de systèmes, procédés et fluides décrits dans la présente divulgation, y compris un ou plusieurs des aspects 30 suivants. [0004]Aspect 1. Un procédé de fracturation d'une formation souterraine, le procédé comprenant : le pompage d'un fluide de fracturation dans la formation souterraine, à travers un puits de forage, au niveau ou au-dessus d'un gradient de fracture de la formation souterraine, le fluide de fracturation comprenant des nanotubes d'halloysite. P005LAspect 2. Un procédé selon l'Aspect 1 dans lequel le fluide de fracturation est un fluide tampon ou un fluide pré:- tampon. POOMAspect 3. Un procédé selon l'un quelconque des Aspects 1 et 2, dans lequel le fluide de fracturation comprend 10 un fluide aqueux. [0007]Aspect 4. Un procédé selon l'un quelconque des Aspects 1 à 3, dans lequel les nanotubes d'halloysite comprennent en outre un cargo. POOKLAspect 5. Un procédé selon l'Aspect 4, dans lequel 15 le cargo comprend au moins un additif choisi dans le groupe constitué d'un inhibiteur de tartre, un stabilisateur d'argile, un biocide, un inhibiteur de paraffine, un agent de rupture, un agent de reticulation, un agent tensioactif, un générateur d'acide in situ, un agent chélatant, un traceur, un 20 agent de marquage et leurs combinaisons. P0091Aspect 6. Un procédé selon l'un quelconque des Aspects 4 et 5, dans lequel le cargo comprend un agent tensioactif. WOLAspect 7. Un procédé selon l'un quelconque des 25 Aspects 1 à 6, dans lequel les nanotubes d'halloysite sont présents dans le fluide de fracturation en une quantité comprise entre environ. 0,05 livre par gallon. (5, 99 kg/m3) et environ 0,5 livre par gallon (59,9 kg/m3) du fluide de fracturation. 30 [0011] Aspect 8. Un procédé selon l'un quelconque des Aspects 1 à 7, comprenant en outre le pompage d'un fluide chargé d'agent de soutènement dans la formation souterraine. 3 [90121Aspect 9. Un procédé selon l'un quelconque des Aspects 1 a 8, comprenant en outre le dépôt des nanotubes d'halloysite dans une ou plusieurs fractures dans la formation souterraine, de sorte que les nanotubes d'halloysite forment un amas partiel d'agent. de soutènement. dans la ou les fractures, les nanotubes d'hallosite comprenant un agent tensioactif anionique adsorbé a l'intérieur des nanotubes d'halloysite, les fractures étant des nano-fractures et/ou des micro-fractures, et dans lequel le procédé comprend en outre le pompage d'un fluide de fracturation supplémentaire dans la formation souterraine après le fluide de fracturation, le fluide de fracturation supplémentaire comprenant un fluide aqueux et un agent de soutènement. [00131 Aspect 10. Un procédé de fracturation. d'une formation souterraine, le procédé comprenant : le pompage d'un fluide tampon dans la formation souterraine le fluide tampon comprenant des nanotubes d'halloysite dans lesquels les nanotubes d'halloysite comprennent un agent tensioactif anionique ; le fait de permettre au fluide tampon d'amorcer ou d'étendre au moins une fracture au sein de la formation souterraine ; le pompage d'un fluide de fracturation dans la formation souterraine après le fluide tampon, le fluide de fracturation comprenant un fluide aqueux et un agent de soutènement ; et le placement de l'agent de soutènement dans la au moins une fracture. [00141 Aspect 11. Un procédé selon l'Aspect 10, dans lequel l'étape de pompage du fluide tampon comprend : la préparation du fluide tampon en mélangeant un , aqueux et les riu_L de nanotubes d'halloysite ; et éventuellement le pompage du 30 fluide tampon à l'aide d'une pompe à travers une tête de puits dans un puits de forage et la. formation souterraine couplée de manière fluidique au puits de forage. 4 POlfgAspect 12. Un procédé selon l'un quelconque des Aspects 10 et 11, dans lequel les nanotubes dhalloysite sont présents dans le fluide tampon en une quantité comprise entre environ. 0,05 livre par gallon. (5, 99 kg/m3) et environ 0,5 livre par gallon (59,9 kg/m3) du fluide tampon. [0016]Aspect 13. Un procédé selon l'un quelconque des Aspects 10 à 12, dans lequel l'étape de pompage du fluide de fracturation comprend : la préparation du fluide de fracturation en mélangeant un fluide aqueux et l'agent de 10 soutènement ; et éventuellement le pompage du fluide de fracturation à l'aide d'une pompe à travers une tête de puits dans un puits de forage et la formation souterraine couplée de manière fluidique au puits de forage. [0017]Aspect 14. Un procédé selon l'un Quelconque des 15 Aspects 10 à 13, H--z lequel l'agent de soutènement est présent dans le fluide de fracturation en une quantité comprise entre environ 0,1 livre par gallon (12, 0 kg/m3) et environ. 10 livres par gallon (1200 kg/m3) du fluide de fracturation. 20 [0018]Aspect 15. Un procédé selon l'un Quelconque des _ As l pects 10 à 14, dans lequel l'un ou. chacun des deux parmi e fluide tampon et le fluide de fracturation comprend en outre un nanotube d'halloysite supplémentaire modifié avec un cargo choisi dans le groupe constitué d'un. inhibiteur de tartre, un 25 stabilisateur d'argile, un. biocide, un. inhibiteur de paraffine, un agent de rupture, un agent de réticulation, un agent tensioactif cationique, un agent tensioactif amphotère, un générateur d'acide in situ, un agent chélatant, un traceur, un agent de marquage et leurs combinaisons. [0019]Aspect 16. Un fluide de fracturation comprenant : de l'eau ; et des nanotubes d'halloysite, les nanotubes d'halloysite comprenant un cargo, le cargo comprenant un agent tensioactif. ç [00201Aspect 17. Un fluide de fracturation selon l' Aspect 16, dans lequel le cargo comprend en outre au moins un additif choisi dans le groupe constitué d'un inhibiteur de tartre, un biocide, un. inhibiteur de stabilisateur d'argile, un. plocloe, paraffine, un agent de rupture, un agent de réticulation, un agent tensioactif, un générateur d' acide in-situ, un agent chélatant, un traceur, un agent de marquage et leurs combinaisons. 1:0021LAspect 18. Un fluide de fracturation selon l'un 10 quelconque des Aspects 16 et. 17, dans lequel l'agent tensioactif comprend au moins un agent tensioactif choisi dans le groupe constitué de sels de sodium, de potassium et d'ammonium d'alkyisulfonates et d'alkylarylsulfonates a longue chaîne, de dodecylbenzènesulfonate de sodium ; de dialkyl 15 sulfosuccinates de sodium, du. dodecylbenzènesulfonate de sodium, du bis-- (2---éthylthioxyl) --sulfosuccinate) de sodium, d'alkylsulfates, du lauryisulfate de sodium, du sulfonate de méthyle, de l'heptylsulfonate, du décylbenzènesulfonate, du dodecylbenzenesulfonate, de sulfates alcoxylés, d'alcools 20 éthoxylés, de polyglucosides, de bromures d'alkylammonium, d'hydroxysultaïnes, de la cocoamidopropyihydroxysultaïne, de la lauramidopropvlhydroxysultaïne, de la laurylhydroxysultaïne et leurs combinaisons. [0022] Aspect 19. Un fluide de fracturation selon l'un 25 quelconque des Aspects 16 à 18, dans lequel l'agent tensioactif est faiblement émulsifiant. [0023] Aspect 20. Un. fluide de fracturation selon l'un quelconque des Aspects 16 à 19, dans lequel les nanotubes d'halloysite sont présents dans le fluide de fracturation en 30 une quantité allant d'environ 0,05 livre par gallon (5,99 kg/m3) à environ 0,5 livre par gallon (59,9 kg/m3) du fluid(,, de fracturation. 6 P0241Aspect 21. Un système pour la mise en oeuvre d'un procédé selon l'un quelconque des Aspects 1 à 15, comprenant l'une quelconque des caractéristiques de système divulgués dans la. présente divulgation. BRÈVE DESCRIPTION DES DESSINS [0025]Ces dessins illustrent certains aspects de la présente divulgation et ne doivent pas être utilisés pour limiter ou définir la présente divulgation. [0026] La figure 1 est une vue schématique d'un exemple de système de puits utilisé pour la fracturation hydraulique. [0027] La figure 2 est une vue schématique d'un exemple H puits de forage après introduction d'un fluide de fracturation. DESCRIPTION DÉTAILLÉE [0028] La présente divulgation peut concerner des opérations souterraines et, dans une ou plusieurs mises en oeuvre, des procédés et des fluides de fracturation comprenant 20 un nanotube d'halloysite modifié. Dans tés traitements de fracturation hydraulique, l'agent de soutènement peut louer un rôle important en empêchant la fermeture des fractures et peut ainsi améliorer la production d'un réservoir stimule par une fracture. L'agent de soutènement peut être administré dans des 25 fractures individuelles par un fluide de fracturation, qui peut comprendre un fluide à base aqueuse et/ou des additifs (agents gélifiants, polymères réducteurs de frottement, etc.) pour augmenter la viscosité du fluide de fracturation et réduire la sédimentation des particules par gravité. 30 [0029]Le fluide à base aqueuse peut comprendre de l'eau douce, de l'eau. produite, de l'eau. salée ou toute autre eau appropriée. Le terme « eau salée » est utilisé ici pour 10 15 désigner des solutions salines insaturées et des solutions salines saturées comprenant des saumures et de l'eau de mer. Des exemples de sels qui peuvent être utilises comprennent, sans s'y limiter, le chlorure de sodium, le bromure de soddum, 5 le chlorure de calcium, le chlorure de potassium, le chlorure d'ammonium et leurs mélanges. Sans limitation, le sel ou les sels utilisés peuvent être présents dans l'eau salée dans une concentration allant jusqu'à environ 66 % en poids et l'eau salée peut avoir une densité allant jusqu'à environ. 10 livres paY. gallon (1,857 kg/1). La quantité d'eau dans le fluide de fracturation peut aller jusqu'à environ 60 % en poids, jusqu'à environ. 80% en poids ou jusqu'à environ 99 % en poids, en fonction de la concentration en sel et en additifs. Certains exemples spécifiques peuvent comprendre 5 % en poids, 15 10 % en poids, 15 % en poids, 20 % en poids, 25 % en poids, 30 % en poids, 35 % en poids, 40 % en poids, 45 % en poids, 50 % en poids, 55 en poids, 60 % en. poids, 65% en poids, 70 % en poids, 75 % en poids, RO % en poids, 85 % en poids, 90 % en poids, 95% en poids, ou 99% en poids. 20 [00301 Des agents gélifiants peuvent être inclus dans le fluide de fracturation pour augmenter la viscosité du fluide de fracturation qui peut être souhaitée pour un certain nombre de raisons dans des applications souterraines. Par exemple, une augmentation de la viscosité peut être utilisée pour 25 transférer la pression. hydraulique afin de détourner les fluides de traitement vers une autre partie d'une formation ou pour empêcher une fuite indésirable de fluides dans une formation résultant de I accumulation de gâteaux de filtration. La viscosité accrue du fluide de traitement 30 gélifié ou gélifié et réticulé, entre autres, peut réduire la perte de fluide et permettre au fluide de fracturation de transporter des quantités importantes d'agent de soutènement en suspension. Les agents gélifiants peuvent comprendre, sans 8 s'y limiter, tout polymère hydratable approprié, y. compris, mais sans s'y limiter, les gommes de galactomannane, les dérivés de cellulose, leurs combinaisons, leurs dérivés et analogues. Les gommes de galactomannane sont généralement 5 caractérisées comme avant un squelette linéaire de mannane auquel sont attachées diverses quantités d'unités de galactose. Des exemples de gommes de gacactomannane appropriées comprennent, sans s' y limiter, la gomme arabique, la gomme ghatti, la gomme karaya, la gomme de tamarin, la 10 gomme adragante, la gomme guar, la gomme de caroube, leurs combinaisons, leurs dérivés et analogues. D'autres gommes appropriées comprennent, sans s'y limiter, l'hydroxyéthylguar, l'hydroxypropylguar, le carboxyméthviguar, le carboxyméthylhydroxyéthylguar et le 15 carboxyméthylhydroxypropylguar. Des exemples de dérivés de cellulose appropriés comprennent l'hydroxyéthylcellulose, la carboxyéthylcellulosP, la carboxyméthylcellulose et la carboxyméthylhydroxyéthylcellulose ; leurs dérivés et leurs combinaisons. Les polymères réticulables inclus dans les 20 fluides de tritement de la présente divulgation peuvent être naturels, synthétiques ou une combinaison de ces derniers. Les polymères réticulables peuvent comprendre des polymères hydratables qui contiennent unou plusieurs groupes fonctionnels tels que des groupes hydroxyle, cis-hydroxyle, 25 carboxyle, sulfate, sulfonate, phosphate, phosphonate, amino ou amide. Dans certains systèmes et/ou. procédés, les polymères réticulables peuvent être au moins partiellement réticulés, au moins une partie des molécules des polymères réticulables , étant réticulée p une réaction comprenant un agent de 30 réticulation. La quantité d' agent gélifiant à l'intérieur du. fluide de fracturation peut aller d'environ 5 lb/1 000 gal (0,5991 kg/m3) à environ 20 lb/1 000 gal (2,3940 kg/m3), d'environ. 20 lb/1 000 gal (2,3946 kg) kg/m3) à environ 60 9 lb/1 000 gal (7,19 ou d'environ 60 lb/1 000 gal (7,19 kg/m3) à environ 200 lb/1 000 gal (23,97 kg/m). M31]Des polymères réducteurs de frottement peuvent être inclus dans le fluide de fracturation, pour former, par exemple, une eau fluidisée. Le polymère réducteur de frottement peut être un polymère synthétique. De plus, par exemple, le olymère réducteur de frottement peut être un polymère anionique ou un polymère cationique. à titre d'exemple, des polymères synthétiques appropriés peuvent 10 comprendre l'une quelconque de diverses unités monomères, notamment l'acrylamide, l'acide acrylique, l'acide 2- acrylamido-2-méthylpropanesulfondque, le N,N- diméthylacrylamide, l'acide vinylsulfonique, le N-- vinylacétamide, le N-vinylformamide, l'acide itaconique, 15 l'acide méthacrylique, les esters d'acide acrylique, les esters d'acide méthacrylique et leurs combinaisons. Des polymères réducteurs de frottement appropries peuvent se présenter sous forme acide ou sous forme de sel. Comme on le comprendra, divers sels peuvent être préparés, par exemple, en 20 neutralisant la forme acide du monomère d'acide acrylique ou du monomère d'acide sulfonique 2-acrvlamido-2-méthylpropane. De plus, la forme acide du polymère peut être neutralisée par les ions présents dans le fluide de fracturation. Le terme « polymère » dans le contexte d'un polymère réducteur de 25 frottement peut être destiné à. désigner la forme acide du polymère réducteur de frottement, ainsi que ses divers sels. [0032] Le polymère réducteur de frottement peut être inclus dans le fluide de fracturation sous la forme d'un additif liquide, par exemple en une quantité d'environ 0,5 gallon 30 (respectivement litre ou métre cube) du polymère réducteur de frottement par millier de gallons (« GPT ») (respectivement par millier de litres ou de métres cubes) du fluide de fracturation à environ 2 GPT, environ 2 GPT à environ 5 GPT, 10 ou environ 5 cpm à environ. 10 GPT. Certaines quantités spécifiques peuvent inclure environ 0,5 GPT, environ 1 GPI, environ 1,5 GPT, environ 2 GPT, environ 2,5 GPT, environ 3 GPT, environ 3,5 GPT, environ. 4 GPT, environ 4,5 GPT, environ. 5 5 environ 5,5 J_ environ 6 GPT, environ 6,5 GPT, environ 7 GPT, environ 7,5 GPT, environ 8 GPT, environ 8,5 GPT, environ 9 GPT, environ 9,5 GPT, ou environ 10 GPT. Un homme du métier comprendra qu'un rapport de volume tel que le GPI équivaut à un rapport de volume utilisant une base 10 différente telle que des litres des mètres cubes. Les polymères réduisant le frottement peuvent être inclus dans le fluide de fracturation. en une quantité suffisante pour réduire le frottement sans formation de gel lors du mélange. À titre d'exemple, le fluide de fracturation comprenant le polymère 15 réducteur de frottement peut ne pas présenter de limite d'écoulement apparente. Bien que l'ajout d' un polymère réducteur de frottement puisse augmenter de manière minimale la viscosité du fluide de fracturation, les polymères réducteurs de frottement ne peuvent généralement pas être 20 inclus dans l'exemple de fluide de fracturation en une quantité suffisante pour augmenter sensiblement la. viscosité. Par exemple, lorsque l'agent de soutènement. est inclus dans le fluide de fracturation, on peut généralement compter sur la vitesse plutôt que sur viscosité du fluide pour le transport d'agent de soutènement. De plus, le polymère réducteur de frottement peut être fourni en tant qu'additif sec et peut être présent en une quantité comprise entre environ 0,01 % en poids et environ 0,15 % en poids, en variante en une quantité comprise entre environ. 0,025 % en 30 poids et environ 0,1 % en poids, ou en variante en une quantité comprise entre environ 0,1 % poids et environ 0,2 1 en poids. [00331 Généralement, l'agent de soutènement peut comprendre une collection de particules solides qui peuvent être pompées dans la formation. souterraine, de sorte que les particules solides maintiennent (ou. « soutiennent ») ouvertes les fractures générées lors d'un traitement de fracturation hydraulique. L'agent de soutènement peut comprendre une variété de particules solides, mais sans s'y limiter, notamment du sable, de la. bauxite, des matériaux céramiques, des matériaux en verre, des matériaux polymères, des matières 10 de polytétrafluoroéthylene, des morceaux de coquilles de noix, des particules résineuses durcies comprenant des morceaux de coquilles de noix, des morceaux de coques de graines, des particules résineuses durcies comprenant des morceaux de coques de graines, des morceaux de noyau de fruit, des 15 particules résineuses durcies comprenant des morceaux de noyau de fruit, du bois, des particules composites et leurs combinaisons. Les particules composites appropriées peuvent comprendre un agent de liaison et un matériau de charge, les matériaux de charge appropriés comprenant la silice, 20 l'alumine, le carbone pyrogéné, le noir carbone, le graphite, le mica, le dioxyde de titane, le méta-silicate, le silicate de calcium, le kaolin, le talc, l'oxyde de zirconium, le bore, la cendre volante, les microsphères de verre creuses, le verre solide et leurs combinaisons. Sans limitation, 25 l'agent de soutènement peut comprendre du sable calibré. D'autres agents soutènement appropriés pouvant être utilisés dans des applications souterraines peuvent également être utiles. Sans limitation, l'agent de soutènement peut avoir une taille de particules dans la plage d'environ 2 mesh 30 (9,5 mm) à environ 400 mesh (37 um), série de tamis américain. À titre d'exemple, l'agent de soutènement peut avoir une taille de particules d'environ 10 mesh (2 mm.) à environ. 70 mesh (21_0 um) avec des plages de distribution de 10 mesh 12 mm) à 20 mesh (840 pm), 20 mesh (840 )j.m) à 40 mesh (420 pin), 40 mesh (420 pm) à 60 mesh (250 pm) ou 50 mesh (297 pm) à 70 mesh (210 pm), en fonction, par exemple, de la taille des particules des particules de formation à éliminer. L'agent de 5 soutènement peut être porté par le fluide de fracturation. Sans limitation, l'agent de soutènement peut être présent dans le fluide de fracturation à une concentration en un point compris entre environ 0,1 livre par gallon (« ppg ») (12 kg/m3) et environ 10 ppg (1 198 kgW), en un point 10 compris entre environ 0,1 ppg (12 kg/m3) et environ 6 ppg (719 kg/m3) , ou en un point compris entre environ 10 ppg (1 198 kg/m3) à environ 20 ppg (2 400 kg/1113). Ces plages englobent par exemple tous les nombres compris entre elles. Par exemple, la concentration peut être comprise en un point situé entre 15 environ 0,5 ppg (59,9 kg/m?) et environ 4 ppg (479,3 kg/m3). L'homme du métier bénéficiant de la présente divulgation devrait être capable de sélectionner une quantité appropriée de la composition d'agent. de soutènement à utiliser pour une application particulière. 20 [00341 Sans limitation, une résine durcissable peut être revêtue ou autrement disposée sur l'agent HP' soutènement. L'inclusion de la résine durcissable sur l'agent de soutènement peut remplir .les fractures, fournissant un écran mécanique in situ qui peut maintenir l'agent de souténement en. 25 place tout en maintenant l'intéciri.té du. puits. Les résines durcissables appropriées pour être utilisées avec l'agent de soutènement peuvent comprendre n'importe quelle résine capable de former une masse consolidée durcie. De nombreuses résines durcissables de ce type sont couramment utilisées dans des 30 traitements de consolidation et certaines résines durcissables appropriées peuvent comprendre, sans limitation, les résines à base d'époxy à deux composants, les résines novolaques, les résines polvépoxydes, les résines phénol-aldéhyde, les résines 13 urée-aldéhyde, les résines uréthanes, les résines phénoliques, les résines furaniques, les résines d'alcool furanique/furfurylique, les résines phénoliques/ latex, les résines phénol-formaldéhyde, les résines polyesters et leurs 5 hybrides et leurs copolymères, les résines polyuréthanes et leurs hybrides et leurs copolymères, les résines acrylates et leurs mélanges. Certaines résines durcissables appropriées, telles que les résines époxy, peuvent être durcies avec un catalyseur ou activateur interne de sorte que, lorsqu'elles 10 sont pompées en fond de puits, elles peuvent être durcies en utilisant uniquement le temps et la température. D'autres résines durcissables appropriées, telles que les résines furanes peuvent généralement nécessiter un catalyseur retardé t un catalyseur externe pour aider activer la 15 polymérisation des résines si la température de durcissement est basse (o' est-à---dire inférieure à environ 121 °C, 250 °F) mais peuvent durcir sous l'effet du temps et de la température si la température de formation est supérieure à environ 121 (250 °F) ou supérieure à environ 148,9 °C (300 °F). 20 quantité de résiné durcissable peut être d'environ 0,5 % à environ. 1 % en poids/volume, d'environ 1 % à environ 3 % La r poids/volume, ou d'environ 3 % à environ 5 % en poids/volume par rapport à l'agent de soutènement. [0035] La sélection d'une résine durcissable appropriée 25 peut être affectée par la température de la 'formation souterraine à laquelle l'agent de soutènement peut. être introduit. À titre d'exemple, pour une formation souterraine ayant une température statique de fond de trou (a BHST ») comprise entre environ 15,5 °C (60 °I-r) et environ 121 °C 30 (250 °F), des résines époxy à deux composants comprenant un composant de résine durcissable et un composant d'agent durcissant peuvent être utilisées. Pour une formation o r, .La souterraine ayant un BHST compris entre environ 148,9 'C. 14 (environ 300 °F) et environ 315,5 °C (environ 600 OF), une résine à base de furane peut, par exemple, être utilisée. Pour une formation souterraine ayant un PHST compris entre environ 93,3 °C. (environ 200 °F) et environ 204,4 °c (environ. 400 °F), 5 une résine à base phénolique ou une résine à base d'époxy HT à un composant peut, par exemple, convenir. Pour une formation souterraine ayant un Bi= d'au moins environ 79,4 °C (environ 175 °F) , une résine phénolique/phénol formaidéhyde/d'alcool furfurviique peut, par exemple, également convenir. L'homme du 10 métier bénéficiant de la présente divulgation devrait être capable de reconnaître et de sélectionner une résine appropriée pour une utilisation dans des applications de traitement de consolidation. [0036] De plus, le fluide de fracturation peut comprendre 15 un nombre quelconque d'additifs supplémentaires, notamment, mais sans s'y limiter, les sels, les acides, les additifs de contrôle de pertes de fluides, le ou les gaz, les agents moussants, les inhibiteurs de corrosion, les catalyseurs, les réducteurs de frottement, les agents anti-mousse, les agents 20 de pontage, les dispersants, des floculants, les piégeurs de H2S, les piégeurs de CO2, les piégeurs d'oxygène, les lubrifiants, les produits alourdissants et toute combinaison de ces derniers. Grâce à la présente divulgation, l'homme du métier devrait être capable de reconnaître et de sélectionner 25 des additifs appropriés à utiliser dans le fluide de fracturation. [0037] Comme mentionné précédemment, le fluide de fractliration peut comprendre un nanotube d'hallovsite modifié. Les nanotubes d'hallovsite peuvent avoir une formule chimique 30 d'Al25-2H20. Les nanotubes d'halloysite peuvent comprendre une forme tubulaire qui peut comprendre en outre une surface externe chargée négativement comprenant des groupes Si-O-Si et une lumière interne chargée positivement composée de groupes 15 Al-OH en phase aqueuse. La lumière ou le canal traversant le nanotube d' halloysite peut être capable d' accepter un cargo tel que, sans limitation, un agent tensioactif. [0038] Comme le comprendra I ' homme du métier, un agent 5 tensioactif peut être inclus dans un fluide de fracturation pour stimuler la production dans certaines formations. Un agent tensioactif peut affecter 1 ' imbibition dans une roche poreuse contenant des hydrocarbures. L imbibition spontanée peut se produire lorsqu un agent tensioactif est adsorbé sur 10 une surface d' une roche poreuse. Le processus d' imbibition peut déplacer les hydrocarbures en excès et faciliter la production de fluides hydrocarbonés. L ' agent tensj oacti f peut « éliminer » les hydrocarbures adsorbés de sorte que les hydrocarbures peuvent être produits à partir de la formation 15 et peuvent fournir une surface favorable à la production d autres hydrocarbures et fluides de formatj on . L' imbibition peut également former spontanément des fractures de taille micrométrique ou nanométrique le long des faces des fractures primaires, des fractures secondaires, des fractures tertiaires 20 et des fractures d' ordre supérieur pendant le processus de fracturation hydraulique. En général, ces fractures de taille micrométrique et nanométrique peuvent se fermer rapidement une fois que la pression hydraulique est libérée de la surface. Les fluides de formation piégés dans des fractures de taille 25 micrométrique et nanométrique, ainsi que des parties de la roche poreuse reliées aux fractures de taille micrométrique et nanométrique peuvent ne pas pouvoir être produits une fois les fractures fermées. Il peut y avoir des quantités importantes de fluides de forma ti on lai ssées inaccessibles dans les micro 30 et nana- fractures qui ne sont pas maintenues ouvertes après le relâchement de la pression hydraulique. [00391 Un nanotube d' halloysite rempli d' un agent tensioactif peut jouer le rôle d' agent tensioactif 16 autoportant. Le nanotube d'hallovsite peut être chargé avec un agent tensioactif avant l'introduction du nanotube d'halloysite dans un fluide de fracturation. N'importe lequel parmi divers agents tensioactifs peut être inclus dans les 5 nanotubes d'halloysite. Les agents tensioactifs appropriés peuvent comprendre, mais sans s'y limiter, les agents tensioactifs anioniques tels que les sels de sodium, de potassium et d'ammonium d'alkyisulfonates et d'alkviarvlsulfonates à chaîne longue (tels que le 10 dodecylbenzènesulfonate de sodium) ; les dialkyl sulfosuccinates de sodium (tels que le dodecylbenzenesulfonate de sodium ou le bis-(2-éthylthioxyl)-sulfosuccinate) de sodium ; les alkylsulfates (tels que le laurvisulfate de sodium) ; les alkylsulfonates (tels que le méthylsulfonate, 15 l'heptyisulfonate, le décylbenzenesulfonate, le dodécylbenzènesulfonate) ; et les sulfates alcoxylés ; les agents tensioactifs non ioniques tels que les alcools ethoxylés et les polyglucosides ; les agents tensioactifs cationiques tels que les bromures d'alkylammonium et les 20 agents tensioactifs amphotères ou zwitteriondques tels que les hydroxysultaines (par exemple ta cocoamidopropyihydroxysultaine, la lauramidopropylhydroxysultaine, la laurylhy roxysultaîne, etc. ) . L'efficacité de la charge d'agent tensioactif dans les 25 nanotubes peut dépendre de la chimie de l'agent tensioactif et des types de nanotubes, ainsi que du processus de chargem.ent technique. Dans certains cas, l'agent tensioactif peut être présent dans les nanotubes d'halloysite en un point compris entre environ 5 % en poids et environ. 30 1 en poids des 30 nanotubes. En variante, en un point compris entre environ 5 % en poids et environ 10 % en poids des nanotubes, en un point compris entre environ 10 1 en poids et environ 15 1 en poids des nanotubes, en un point compris entre environ 15 % et 17 environ 20 % en poids des nanotubes, en un point compris entre environ 20 % en poids et environ 25 % en poids des nanotubes, OU en un point compris entre environ 25 % en poids et environ - uu % 0_ en poids des nano,poeb. 5 [0040] Un agent tensioactif peut être un agent tensioactif faiblement émulsifiant. Un agent tensioactif faiblement émulsifiant peut être tout agent tensioactif qui forme spontanément une mdcroémudsion au contact d'un. hydrocarbure sans avoir besoin d'agitation pour former l'émulsion. Les 10 microémulsions peuvent être de type Winsnr 1, II, III ou TV. Tout agent tensioactif qui produit une microemuision qui dure environ. 5 minutes ou plus et qui se brise en 24 heures environ à la température ambiante (20 °C, 68 °F) est considéré comme faiblement émulsifiant. Au contraire, un agent tensioactif non 15 émulsifiant peut provoquer urne séparation de phase complète entre une phase aqueuse et une phase hydrocarbonée. Un agent tensioactif faiblement émulsifiant peut être présent dans les nanotubes d'halloysite en un point compris entre environ 0,1 O en poids et environ. 0,3 % en poids des nanotubes, environ 20 0,3 % en poids et environ. 0,7 % en. poids, ou environ 0,7 % en poids et environ 1 % en poids. U0411Un nanotube d'halloysite peut s'aligner sur la direction du flux de cisaillement du. fluide de fracturation à l'intérieur du puits de forage et. des fractures créées lors du 25 pompage. Des fractures de taille micrométrique et nanométrique peuvent se propager au. sein de la formation souterraine fracturée et des nanotubes d'halloysite peuvent être insérés dans les fractures de taille micrométrique et nanométrigue vers l'orientation de l'écoulement par rapport aux fractures. 30 Les micro-fractures peuvent avoir des largeurs inférieures à environ 100 pm, inférierrres à environ 50 pm ou infériepres à environ. 10 pm et peuvent avoir une hauteur supérieure de plusieurs ordres à leur largeur, par exemple environ 10 fois 18 la largeur, environ 100 fois la largeur ou environ 1 000 fois la largeur. Les nano-fractures peuvent avoir une largeur d'environ 100 nm ou moins et avoir une hauteur supérieure de plusieurs ordres à leur largeur, par exemple environ 10 fois 5 la largeur ou plus, environ 100 fois la largeur ou plus, environ 1 000 fois la largeur ou plus. Les nanotubes d'halloysite peuvent s'accumuler et tenir ouvertes les micro et nano-fractures. On pense que les nanotubes d'halloysite ne forment pas un amas d'agent de soutènement conventionnel mais 10 peuvent plutôt former un amas partiel, des monocouches ou des couches multiples à l'intérieur d'une fracture de taille nanométrique ou micrométrique. En conséquence, le nanotube d'hallovsite peut être utilisé à la place OU en plus de l'agent de soutènement précédemment décrit ici. Un nanotube 15 d'halloysite peut présenter certains avantages par rapport à un agent de soutènement nanométrique un. agent de soutènement micrométrique traditionnels car l'intérieur creux du nanotube d'halloysite peut permettre une capacité d'écoulement supplémentaire par rapport a un amas d'agent de 20 soutènement comprenant un agent de soutènement de taille nanométrique ou micrométrique. Un trajet d'écoulement à travers un nanotube d'halloysite peut être plus large et moins tortueux qu'un trajet d'écoulement à travers un amas d'agent de soutènement nanometrique. ne plus, l'agent tensioactif 25 inclus à l'intérieur du nanotube d'halloysite peut s' écouler dans la micro ou nano-fracture et modifier la surface de la roche comme décrit précédemment pour augmenter la production d'hydrocarbures. L'inclusion de nanotubes d'halloysite peut permettre le ,alacement r" gent tensioactif 30 là ail elles sont nécessaires, ce qui peut être impossible avec un amas d'agent de soutènement micrométrique ou nanométrique. [0042] Les nanotubes d'halloysite peuvent également comprendre un autre cargo en plus ou à la place d'un agent et à 19 tensioactif. Certains exemples non limitatifs comprennent, par exemple, un inhibiteur de tartre, un stabilisateur d'argile, un biocide, un inhibiteur de paraffine, un agent de rupture, un agent de réticulation, un agent tensioactif, un générateur 5 d'acide in situ, un agent chélatant ou toute combinaison de ces derniers. Un autre cargo peut se présenter sous forme d'agents de marquage et de matériaux traceurs. Les agents de marquage et les matériaux traceurs peuvent comprendre des produits chimiques qui sont tracab]es dans un puits de forage, 10 tels que des matériaux fluorescents, radioactifs et absorbant. les neutrons. Tans certains cas, les produits chimiques peuvent être des nanoparticules. Des matériaux. de traçage et de marquage peuvent être utilisés pour repérer les endroits où les fluides de formation sont produits à partir d'une étape de 15 fracturation ou le long d'un intervalle fracturé spécifique. Les nanotubes d'halloysite modifiés peuvent être fabriqués en modifiant des nanotubes d'halloysite bruts avec un cargo. Par exemple, un agent tensioactif anionique peut être adsorbé sur la lumière chargée positivement à l'intérieur. du nanotube 20 d'halloysite à modifier. Un. nanotube d'halloysite moddfié avec un agent tensioactif anionique peut avoir une forme tubulaire avec une surface interne neutre et une surface externe chargée négativement. Des agents tensioactifs cationiques et amphotères ainsi que les autres cargos mentionnes précédemment 25 peuvent également être introduits à l'intérieur des nanotubes d'hallovsite. 0043]Les nanotubes d'halloysite moddfiés peuvent être utilises à. tout moment au cours d'une opération de fracturation. Un fluide « tampon. » peut être pompé dans une 30 formation souterraine au-dessus du gradient de fracture de la formation pour amorcer et propager une ou plusieurs fractures à. l'intérieur de la formation souterraine. Le pompage du fluide tampon peut amorcer des fractures de taille '0 micrométrique et nanométrigue ainsi que des tailles de fracture plus importantes à l'intérieur de la formation souterraine. Le fluide tampon peut généralement comprendre un fluide de fracturation tel que décrit précédemment mais sans 5 agent de soutènement. Après le pompage du fluide tampon, un fluide de fracturation charge d'agent de soutènement peut être pompe dans le puits de forage et la formation souterraine au niveau ou au-dessus du gradient de fracture. Dans certaines opérations de fracturation, l'agent de soutènement peut être 10 incrémenté au fur et à mesure que le fluide de fracturation est pompé. Le terme e fluide de fracturation », tel qu'utilisé ici, est destiné à inclure le fluide tampon. [0044] Les nanotubes d'halloysite modifiés peuvent être inclus dans le fluide de fracturation en n'importe quelle 15 quantité appropriée pour une application particulière. Par exemple, sans limitation, les nanotubes d'halloysite modifiés Peuvent être inclus dans le fluide de fracturation en une quantité d'environ 0,05 ppg (livres par gallon) (5,99 kg/m3) à environ 0,5 ppg (59,9 kg/32). En variante, environ 0,05 ppg à 20 (5,99 kg/m3) environ 0,1 ppg (12 kg/m3), environ. 0,1 ppg (12 kg/m3) à environ 0,15 ppg (18 kg/m3), environ 0,15 ppg (18 kg/m3) à environ 0,2 ppg (24 g/mf, 3 iK, environ 0,25 ppg (30 kg/m.3) à environ. 0,3 ppg (35,9 kg/m), environ 0,3 ppg (35,9 kg/m3) à environ 0,35 ppg (41,9 kg/m3), environ 0,35 ppg (41,9 25 kg/m3) à environ 0,4 ppg (47,9 kg/m3) , environ 0,4 ppg (47,9 - , iKg/m à environ 0,45 ppg (53,9 kg/m3), ou environ 0,45 ppg (53,9 kg/m3) à environ 0,5 ppg (59,9 kg/m3). De plus, les nanotubes d'halloysite modifiés peuvent être présents quelle que soit la quantité entre les plages fournies. 30 [0045]Les nanotubes d'halloysite, modifiés avec un cargo ou non modifiés, peuvent se présenter sous toute forme telle que, par exemple, un additif liquide ou un solide en vrac. Dans le cas où les nanotubes d'halloysite sont fournis en tant qu'adddtif liquide, les nanotubes d'hallovsite peuvent être présents dans un liquide concentré. Le liquide concentré peut être ajouté à une cuve de mélange dans un mélangeur à fracturation, en ligne avec un tuyau collecteur, injecté dans 5 un oeil d'une pompe centrifuge on à tout autre endroit avant que le fluide tampon ne soit introduit dans une tête de puits. Les nanotubes d'halloysite fournis en tant que solide en vrac peuvent être ajoutés à une cuve de mélange dans un mélangeur de fracturation par un système de transport de solides tel 10 qu'un dispositif à vis, un transport pneumatique, un transport gravitaire ou tout autre système de transport de solides capable de transporter les nanotubes d'halloysite. [0046] Comme cela sera illustré plus en détail dans les exemples ci-dessous, le pompage d'un fluide de fracturation 15 comprenant des nanotubes d'halloysite modifiés avec un cargo peut présenter des avantages par rapport à d'autres procédés de distribution du même cargo dans un fluide. Dans certaines opérations de fracturation, un agent tensioactif peut être mélangé dans un fluide de fracturation. et pompé dans une 20 formation souterraine. Les fluides circulant dans les fractures induites et naturelles dans une formation peuvent emprunter le trajet de moindre résistance. Des fractures relativement plus petites, telles que les nano- et micro fractures, peuvent présenter une résistance à l'écoulement des 25 fluides relativement plus élevée que les fractures plus importantes, ce qui peut entraîner la mise en place de quantités relativement faibles d'agent tensioactif dans les fractures. De plus, des agents tensioactifs placés dans des fractures plus importantes peuvent également être produits à 30 côté de fluides de formation tels que le pétrole, le gaz et l'eau. Un agent tensioactif contenu à l'intérieur d'un nanotube d'halloysite peut être placé ddrectement dans des fractures de taille nanométrique ou micrométrique en raison. de la position. du nanotube d'halloysite au sein des fractures. Les agents tensioactifs contenus dans le nanotube d'halloysite peuvent se diffuser dans la nana ou la micro-fracture au cours du temps, fournissant ainsi un agent tensioactif dans 'a 5 fracture pendant une période de temps prolongée. La convection de fluides a travers le nanotube d'halloysite dans les fractures de taille micrométrique et nanométrique peut également entraîner l'agent tensioactif ou un autre cargo dans les fractures. Les contraintes de fermeture des fractures de 10 formations souterraines qui se ferment après le relâchement de la pression de surface peuvent contribuer à la lixiviation de l'agent tensioactif et ces autres cargos dans les fractures. Tous les procédés décrits ici peuvent se dérouler sur une période de temps prolongée, par exemple de l'ordre d'environ 1 15 jour à environ 1 mois ou plus. [0047]La figure 1 illustre un exemple d'un système de puits 104 qui peut être utilisé pour introduire l'agent de soutènement 116 dans des fractures 100. Le système de puits 104 peut comprendre un système de traitement de fluide 106, 20 qui peut comprendre une alimentation en fluide 108, un équipement de mélange 109, un équipement de pompage 110 et. un conduit d'alimentation du puits de forage 112. L'équipement de pompage 110 peut être couplé de manière fluidique à l'alimentation en. fluide 108 et au conduit d'alimentation du 25 puits de forage 112 pour faire passer un fluide de fracturation 117, qui peut comprendre un agent de soutènement 116 dans le puits de forage 114. L'agent de soutènement 116 peut être l'un quelconque des agents de soutènement décrits ici, ainsi que des nanotubes d'ha]] ysite modifiés, ces 30 nanotubes d'halloysite non modifiés et toute combinaison de ces derniers. L'alimentation en fluide 108 et l'equipement de pompage 110 peuvent être au-dessus de la surface 118 tandis que le puits de forage 114 est en dessous de la. surface 118. [00481 Le système de puits 104 peut également être utilisé pour pomper un fluide tampon ou un fluide pré-tampon dans la formation. souterraine a une vitesse et à. une pression. de pompage égales ou supérieures au. gradient de fracture pour créer au moins une fracture 100 dans la formation souterraine 120. Le système de puits 104 peut alors pomper le fluide de fracturation 117 dans la formation souterraine 120 entourant le puits de forage 114. Généralement, un puits de forage 114 peut comprendre des géométries et des orientations de puits de 10 forage horizontales, verticales, inclinées, incurvées et autres, et l'agent de soutènement 116 peut généralement être appliqué à une formation souterraine 120 entourant une partie quelconque du puits de forage 114, y compris les fractures 100. Le puits de forage 114 peut comprendre le tubage 102 qui 15 peut être. cimenté (ou. autrement fixé) sur la paroi du puits de forage 114 par une gaine de ciment 122. Les perforations 123 peuvent permettre une communication entre le puits de forage 114 et la formation souterraine 120. Comme illustré, les perforations 123 peuvent pénétrer dans le tubage 102 i a 20 gaine de ciment 122 permettant la communication entre l'intérieur du tubage 102 et. les fractures 100. Un bouchon 124, qui peut être n'importe quel type de bouchon pour des applications de champ pétrolifère (par exemple un bouchon provisoire), peut être disposé dans le puits de forage 114 en. 25 dessous des perforations 123. [10041 Conformément aux systèmes et/ou aux procédés de la présente divulgation, un intervalle perforé présentant un intérêt 130 (intervalle de profondeur du. puits de forage 114 comprenant des perforations 123) peut être isolé avec le 30 bouchon 124. Un fluide tampon ou un fluide pré-tampon peut être pompé dans la formation souterraine 120 à une vitesse et à une pression de pompage égaies ou supérieures au gradient de fracture pour créer au moins une fracture 100 dans la formation souterraine 120. Ensuite, l'agent de soutènement 116 peut être mélangé avec, un fluide à base aqueuse via l'équipement de mélange 109, formant ainsi un fluide de fracturation 117, et peut ensuite être pompé via l'équipement 5 de pompage 110 depuis l'alimentation en fluide 108 vers le bas à l'intérieur du. tubage 102 et dans la formation souterraine 120 au niveau ou au-dessus d' un gradient de fracture de la formation souterraine 120. Le pompage du fluide de fracturation 117 au niveau ou au-dessus du gradient de 10 fracture de la formation souterraine 120 peut créer (ou améliorer) au moins une fracture (par exemple des fractures 100) s'étendant des perforations 123 dans la formation souterraine 120. En variante, le fluide de fracturation 117 peut être envoyé par pompage jusqu'en bas du tube de 15 production, du tube enroulé ou d'une combinaison de tube enroulé et d'anneau entre le tube enroule et le tubage 102. [0050] Au moins une partie du fluide de fracturation 117 peut pénétrer dans les fractures 100 de la formation souterraine 120 entourant le puits de forage 114 au moyen de 20 perforations 123. Les perforations 123 peuvent s'étendre depuis l'intérieur du tubage 102, à travers la gaine de ciment 122 et dans la formation souterraine 120. [0051] En se référant à la figure 2, le puits de forage 114 est représenté après la mise en place nc, agent de 25 soutènement 116 conformément aux systèmes et/ou aux procédés de la présente divulgation. L'agent de soutènement 116 peut être positionné à I' intérieur des fractures 100, tenant ainsi ouvertes les fractures 100. [0052]L'équipement de pompage 110 peut comprendre une 30 pompe haute pression. Tel qu'utilisé ici, le terme e pompe haute pression » se réfère à une pompe qui est capable d'administrer le fluide de fracturation 117 et/ou le fluide tampon/pré-tampon en fond de puits à une pression d'environ 1 000 psi ou plus. Une pompe haute pression peut être utilisée lorsque l'on souhaite introduire le fluide de fracturation 117 et/ou le fluide tampon/pré-tampon dans la formation souterraine 120 au niveau ou au-dessus d'un gradient de 5 fracture de la formation souterraine 120, mais il peut également être utilisé dans des cas où la fracturation n'est pas souhaitée. De plus, la pompe haute pression peut être à même de transporter de manière fluidique de la matière particulaire, telle que l'agent de soutènement 116, dans la 10 formation souterraine 120. Les pompes haute pression appropriées peuvent comprendre, mais sans s'y limiter, des pompes à piston flottant et des pompes à déplacement positif. Sans limitation, les vitesses de pompage initiales du fluide tampon, du fluide pré tampon et/ou du fluide de fracturation 15 117 peuvent aller d'environ 15 barils par minute (« hi/min ») (2 385 1/min) à environ 80 bl/mdn (12 719 1/min) , ce qui suffit pour créer efficacement une fracture dans la formation et placer l'agent de soutènement 116 dans au moins une fracture 101. 20 [00531 En variante, l'équipement de pompage 110 peut comprendre une pompe basse pression. Tel qu'utilisé ici, le terme « pompe basse pression » se réfère à une pompe qui fonctionne à une pression d'environ 1 000 psi ou moins. Une pompe basse pression peut être couplée de manière fluidique à 25 une pompe haute pression qui peut être couplée de manière fluidique à un tube (par exemple un conduit d'alimentation du puits de forage 112). La pompe basse pression peut être configurée pour transporter le fluide de fracturation 117 et/ou le fluide tampon/ pré-tampon vers la pompe haute 30 pression. La pompe basse pression peut « augmenter » la pression du fluide de fracturation 117 et/ou du fluide tampon /pré-tampon avant d'atteindre la pompe haute pression. -). [0054]L'équipement de mélange 109 peut comprendre un réservoir de mélange situé en amont de l'équipement de pompage 110 et dans lequel le fluide de fracturation 117 peut: être formulé. L'équipement de pompage 110 (par exemple une pompe basse pression, une pompe haute pression ou une combinaison de ces dernières) peut acheminer le fluide de fracturation 117 de l'équipement de mélange 109 ou. une autre source du fluide de fracturation 117 vers le tubage 102. En variante, le fluide de fracturation 117 peut être formulé hors site et transporté sur 10 un chantier, auquel cas le fluide de fracturation 117 peut être introduit dans le tubage 102 via l'équipement de pompage 110 directement depuis son conteneur d'expédition (par exemple un camion, un wagon, une barge, ou analogue) ou d'un pipeline de transport. Dans un cas comme dans l'autre, le fluide de 15 fracturation 117 peut être aspiré dans l'équipement de pompage 110, élevé à. une pression appropriée, puis introduit dans le tubage 102 pour une administration en fond de puits. [0055] Le fluide de fracturation donné à titre d'exemple divulgué ici peut affecter directement ou indirectement un ou 20 plusieurs composants ou pièces d'équipements associés à la préparation, l'administration, la recapture, le recyclage, la réutilisation et/ou l'élimination du fluide de fracturation. Par exemple, le fluide de fracturation peut affecter directement ou indirectement un ou plusieurs mélangeurs, des 25 équipements de mélange associés, fosses à boue, installations ou unités de stockage, séparateurs de composition, échangeurs de chaleur, capteurs, jauges, pompes, compresseurs, etc. utilisés pour générer, stocker, surveiller, réguler et/ou reconditionner la composition d'étanchéité. Le fluide de 30 fracturation peut également affecter directement ou indirectement tout équipement de transport ou de livraison utilisé pour transporter le fluide de fracturation vers un site de forage ou un puits de forage tel que, par exemple, des ^1 '7 récipients de transport, conduites, pipelines, camions, tubes et/ou tuyaux utilisés pour déplacer HP' manière compositionnelle le fluide de fracturation d'un endroit à un autre, des pompes, des compresseurs ou des moteurs (par ex., 5 en haut de puits ou en fond de puits) utilisés pour entraîner le fluide de fracturation, des soupapes ou des joints connexes servant à réguler la pression ou le débit du fluide de fracturation, et tous les capteurs (par ex. de pression. et de température), jauges, et/ou leurs combinaisons, et analogues. 10 Le fluide de fracturation décrit peut également affecter directement ou indirectement les divers équipements et outils de fond de puits pouvant entrer en contact avec le fluide de fracturation tels que, sans s'y limiter, le tubage de puits de forage, le revêtement de puits de forage, la colonne de 15 complétion, les colonnes d'introduction, une tige de forage, un tube enroulé, un câble lisse, un câble métallique, un tube de forage, des collets de forage, des moteurs à boue, des moteurs et/ou pompes de fond, des pompes à ciment, des moteurs et/ou pompes montés en surface, des centralisateurs, des 20 turboliseurs, des grattoirs, des flotteurs (par ex., chaussures, colliers, vannes, etc.), des outils de diagraphie et équipements de télémétrie associés, des actionneurs (par exemple, des dispositifs électromécaniques, des dispositifs hydromécaniques, etc.), des manchons coulissants, des manchons de production, des bouchons, des écrans, des filtres, des dispositifs de régulation d'écoulement (par ex., dispositifs de régulation d'écoulement entrant, dispositifs de régulation d'écoulant entrant autonomes, dispositifs de régulation d'écoulement sortant, etc.), dés raccords (p. ex. raccordement 30 lignes de commande (p. des lignes des capteurs humide électrohvdraulique, inductif, etc.), des fibre optique, hydraulique, etc.), des trépans et des alésoirs, coupleur ex électrique, de surveillance, ou des capteurs raccordement sec, distribués, des échangeurs de chaleur de fond de puits, des vannes et des dispositifs d'actionnement correspondants, des joints d'outil, des garnitures d'étanchéité, des bouchons de ciment, des bouchons provisoires et autres dispositifs 5 d'isolation. de puits de forage, ou composants, etc. aspects suivants 10 définir, de certains ne doivent toute la portée de la présente divulgation. présente certains exemples [0056] Pour faciliter la. compréhension de la. divulgation, on donne les exemples suivants de systèmes et procédés. Les en aucun cas être lus pour limiter, ou Exemple I [0057] Une expérience de stabilité destinée à déterminer la stabilité des nanotubes d'halloysite modifiés a été préparée comme suit. Un échantillon de nanotubes d'halloysite 15 modifiés a été mesuré et ajoute à un 'pécher. De l'eau a été ajoutée et le mélange a. été agité. On a observé qu'après quatre heures, les nanotubes d'halloysite étaient sortis de l'eau et que la solution était devenue claire. Un échantillon de nanotubes d'halloysite modifiés avec un agent tensioactif 20 anionique à base de dodecylbenzenesulfonate de sodium a été mesuré et ajouté à un bécher. De l'eau a été ajoutée et le mélange a été agité. Après Quatre heures, il a été observé que les nanotubes d'halloysite modifiés restaient en suspension sans séparation visible des nanotubes en une phase solide 25 distincte. La. solution aqueuse de nanotube d'halloysite modifiée a été laissée au repos pendant deux semaines supplémentaires et il n'y a pas eu de rupture visible des nanotubes modifies au fond du bécher. Les résultats indiquent que la solution de nanotubes d'halloysite modifiée est stable 30 en ddspersion. ,^rn z..77 Exemple 2 [0058] Un test de tension superficielle a été réalisé pour mesurer l'activité interfaciale de nanotubes d'halloysite modifiés. Un échantillon. a été préparé avec I GPT d'halloysite non modifiée dans l'eau et la tension superficielle a été mesurée au fil du temps. On a observé, que la tension superficielle restait à peu prés constante à environ 74,5 mN/m d' une période d' environ 10 millisecondes à environ. 2, 5e5 millisecondes. Un second échantillon a été préparé avec 1 GPT 10 de nanotubes d'halloysite modifiés par un agent tensioactif anionique. La tension superficielle du second. échantillon a été mesurée au fil du temps. On. a observé que la tension superficielle est passée d'environ 71,5 mN/m à_ 10 millisecondes environ 72,5 mN/m à environ 50 000 15 millisecondes avant de chuter à environ 69,75 mNim à. environ 2,5e5 millisecondes. Les résultats sont affichés sur la. figure 3. Les résultats des tests de tension superficielle indiquent que l'agent tensioactif est adsorbé à l'intérieur de la lumière plutôt que sur la surface du nanotube d'halloysite. 20 Exemple 3 [0059] Un second essai de tension. superficielle a été préparé avec 1 GPT de nanotubes d'hallovsite modifiés par un agent tensioactif dans du pétrole d'Austin Chalk produit et du 25 pétrole d'Eagle Ford produit. La tension superficielle a été mesurée à. l'aide d'un tensiomètre à goutte pend.ante. On a observe que le nanotube d'halloysite et le pétrole d'Austin Chalk avaient une tension interfaciale de 5,8 mN/m. et que le nanotube d'hallovsite et le pétrole d'Eagle Ford avaient une 30 tension interfaciale de 14 mN/m. La tension superficielle interfaciale relativement inférieure de l'exemple 3 contenant du pétrole par rapport à l'exemple 2 ne contenant que de l'eau 30 peut être expliquée par la libération d'agents tensioactifs à partir de la lumière du nanotube d'halloysite. Exemple 4 5 [0060] Un test de tendance à l'émulsion a été préparé en utilisant diverses concentrations de nanotubes d'halloysite modifiés par un. agent tensioactif anionigue dans du pétrole d'Eagle Ford et d'Austin Chalk à 93,3 °C (200 °F). Les nanotubes d'halloysite modifiés peuvent avoir la capacité de 10 piéger le pétrole à l'intérieur de la lumière é' cause des noyaux hydrophobes internes. Le pétrole peut être fixé sur la queue hydrophobe de l'agent tensioactif dans le nanotube d'halloysite en raison de l'interaction hydrophobe entre le pétrole et l'extrémité arrière hydrophobe de l'agent 15 tensioactif. Les résultats du test d'émulsion sont présentés dans le tableau. 1 et le tableau 2. On a observé que les émulsions étaient complètement cassées en jours. Les échantillons ont été maintenus à 93,3 °C (200 °F) tout au long de l'expérience. 20 Tableau I NE = non émulsifié E émuisifié 10 0, 2 0, NE NE NE NE NE E NE NE NE E NE Temps 0 11 secondes 1 minute 20 minutes 3 jours E NE NE NE NE NE NE NE NE Nanotube par mi] d'halloysite modifiés anioniques liers de gallons dans du. pétrole d'Eagle Ford 25 31 Tableau 2 Nanotubes d'halloysite modifiés anioniques par mjiliers de gallons dans du pétrole d'Austin Chalk Temps 0,1 0,2 10 0 11 NE NE NE NE NE NE NE secondes E E 1 minute NE NE E E 3 jours NE NE NE NE NE NE = non émuisifié E = émuls Exemple 5 5 [00611 Un test a été effectué pour évaluer la récupération de pétrole à partir de déblais de forage saturés. Du pétrole brut et des déblais ont été prélevés dans le bassin permien au. même endroit. On a laissé le pétrole brut saturer les déblais de forage avant que l'expérience ne soit réalisée. Le nanotube 10 d'halloysite modifié par un agent tensioactif anionique (MHNT) a été comparé à deux agents tensioactifs disponibles dans le commerce, LOSURF Tm 300D (disponible auprès de Hailiburton Energy Services) et H335. L'expérience a été réalisée à 60 o c (140 'F). Il a été observé que le MHNT avait un taux de 15 récupération d'environ 6,2%. Tableau 3 [00621 Dans une expérience de démonstration : un débit de 20 4 % de suspension de particules de sable de 0,4 mm dans un écoulement d'eau avec une vitesse Viw 2 m/s dans un tuyau de diamètre interne t = 0,1 m. La fracture 100 (par exemple, Agent tensioactif MHNT % de récupération. 6,2 Lo-Surf 300D 8 H 335 2 comme illustre sur les figures 1 et 2) peut avoir un diamètre d'entrée d'environ 0,01 m et une vitesse d'écoulement d'environ V f 1,5 m/s. Pour la valeur correspondante du nombre de Stokes St = 4,27 et du rapport de vitesse r = 0,75, on peut trouver (par exemple, avec un système informatique) le rapport d'efficacité R = C), 83. Pour l'agent de soutènement 116 (par exemple, représenté sur les figures 1 et 2) écoulement dans la fracture (par exemple, la fracture 100 représentée sur les fiqures 1 et 2), l'équation (4) donne dans ce cas la 10 concentration volumique moyenne de l'agent de soutènement q, 0,83*0,04 = 0,0332 et le débit massique de l'agent de soutènement 116 Qpf= 3,03x10-4 kg/s. Pour une série de fractures consécutives 100, il peut être nécessaire de répéter la procédure pour obtenir une répartition du flux d'agent de 15 soutènement dans tout le système de fracture (par exemple, des fractures 100 comme représenté sur les figures 1 et 2). [0063] La des cri pt.i on précédente fournit différents exemples des systèmes et procédés d'utilisation. décrits dans la présente divulgation qui peuvent contenir différentes 20 étapes de procédé et des combinaisons alternatives de composants. Il faut comprendre que, bien. que des exemples individuels puissent être décrits dans la. présente divulgation, celle--ci couvre toutes les combinaisons des exemples décrits, y compris, sans limitation, les différentes 25 combinaisons de composants, les combinaisons d'étapes de procédé et les propriétés du système. Ti faut comprendre que les compositions et les procédés sont décrits comme « comprenant », « contenant » ou « incluant » divers composants ou étapes, les compositions et les procédés peuvent 30 également « se composer essentiellemént » ou. « être constitués » des différents composants et étapes. [0064] Chacun des termes « programme » et « logiciel » peut désigner un code informatique exécutable, des groupes de code 33 informatique exécutable ou un code informatique pouvant devenir ou être utilisé pour créer un code informatique d'exécution. Les composants particuliers dénommés « programmes » dans la présente divulgation peuvent être dénommés de manière équivalente « logiciels ». De même, des composants particuliers dénommés « logiciels » dans la présente divulgation peuvent être dénommés de manière équivalente « programmes ». La terminologie peut être adoptée simplement pour aider le lecteur à distinguer différents codes 10 informatiques (ou groupes de codes informatiques). [0065] Pour des raisons de con.c.ision, seules certaines plages sont explicitement décrites dans la présente divulgation. Toutefois, les plages à partir de toute limite inférieure peuvent être combinées avec toute limite supérieure 15 pour indiquer une plage non explicitement mentionnée, de même Gue les plages è partir de toute limite inférieure peuvent être combinées avec toute autre limite inférieure pour indiquer une plage non explicitement indiquée, de même, des plages à partir de toute limite supérieure peuvent être 20 combinées avec toute autre limite supérieure pour indiquer une plage non explicitement indiquée. De plus, chaque fois qu'une plage numérique avec une limite infériélire et, une limite supérieure est décrite, tout nombre et toute plage incluse dans la plage sont spécifiquement décrits. En particulier, 25 toute plage de valeurs (sous la. forme, « d'environ a. à environ b », ou, de manière équivalente, « d'environ a. à b », ou, de manière équivalente, « d'environ a-b ») décrite ici doit. être comprise comme énonçant tous les nombres et toutes les plages englobés dans la plage de valeurs plus large, même s'ils ne 34 sont pas explicitement indiqués. Ainsi, chaque point ou valeur individuelle peut servir de limite inférieure ou supérieure carabine (e) a tout autre point ou valeur individuelle ou à toute autre limdte inférieure ou supérieure, poux: décrire une 5 plage non explicitement indiquée. W661Par conséquent, les présents exemples sont bien adaptés pour atteindre les objectifs et les avantages mentionnés ainsi que ceux qui y sont inhérents. Les exemples particuliers décrits ci-dessus ne sont donnés qu'à titre 10 illustratif et peuvent être modifiés et mis en pratique de manières ddfférentes mais équivalentes, évidentes pour l'homme du métier bénéficiant des enseignements de la présente divulgation. Bien que des exemples individuels soient décrits, la présente divulgation couvre toutes les combinaisons de tous 15 les exemples. De plus, aucune limitation n'est prévue pour les détails de construction ou de conception. présentés ici, autres que ceux décrits dans les revendications ci-dessous. De plus, les termes des revendications ont leur sens ordinaire habituel sauf indication contraire explicite et clairement, définie par 20 le breveté. Il est donc évident que les exemples illustratifs particuliers décrits ci-dessus peuvent être changés ou modifiés et que toutes ces modifications sont considérées comme faisant partie du champ d'application de ces exemples. En cas de conflit dans les usages d'un mot ou d'un terme dans 25 la présente divulgation et un ou plusieurs brevets ou. autres documents auxquels la présente divulgation peut faire référence, REVENDICATIONS1. Procédé de fracturation d'une formation souterraine (120), caractérisé en ce que le procédé comprend : le pompage d'un fluide de fracturation (117) dans la formation souterraine (120), à travers un puits de forage (114), au niveau ou au-dessus d'un gradient de fracture de la formation souterraine (120), le fluide de fracturation (117) comprenant des nanotubes d'halloysite. 2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel le fluide de fracturation (117) est un fluide tampon ou un fluide pré-tampon et éventuellement dans lequel le fluide de fracturation (117) comprend un fluide aqueux. 3. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel les nanotubes d'halloysite comprennent en outre un cargo et éventuellement dans lequel le cargo comprend au moins un additif choisi dans le groupe constitué d'un inhibiteur de tartre, un stabilisateur d'argile, un biocide, un inhibiteur de paraffine, un agent de rupture, un agent de réticulation, un agent tensioactif, un générateur d'acide in situ, un agent chélatant, un traceur, un agent de marquage et leurs combinaisons. 4. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, dans lequel les nanotubes d'halloysite sont présents dans le fluide de fracturation (117) en une quantité allant d'environ 5,99 kg/m3 à environ 59,9 kg/m3 du fluide de fracturation (117). 5. Procédé selon l'une quelconque des revendications précédentes, comprenant en outre le pompage d'un fluide chargé 36 d'agent de soutènement (116) dans la formation souterraine (120). 6. Procédé selon l'une quelconque des revendications 5 précédentes, comprenant en outre le dépôt des nanotubes d'halloysite dans une ou plusieurs fractures (100) dans la formation souterraine (120), de sorte que les nanotubes d'halloysite forment un amas partiel d'agent de soutènement (116) dans la ou les fractures (100), les nanotubes 10 d'halloysite comprenant un agent tensioactif anionique adsorbé à l'intérieur des nanotubes d'halloysite, les fractures (100) étant des nano-fractures et/ou des micro-fractures, dans lequel le procédé comprend en outre le pompage d'un fluide de fracturation supplémentaire dans la formation souterraine 15 (120) après le fluide de fracturation (117), le fluide de fracturation supplémentaire comprenant un fluide aqueux et un agent de soutènement (116). 7. Procédé de fracturation d'une formation souterraine 20 (120), caractérisé en ce que le procédé comprend : le pompage d'un fluide tampon dans la formation souterraine (120), le fluide tampon comprenant des nanotubes d'halloysite, les nanotubes d'halloysite comprenant un agent tensioactif anionique ; 25 le fait de permettre au fluide tampon d'amorcer ou d'étendre au moins une fracture (100) au sein de la formation souterraine (120) ; le pompage d'un fluide de fracturation (117) dans la formation souterraine (120) après le fluide tampon, le fluide 30 de fracturation (117) comprenant un fluide aqueux et un agent de soutènement (116) ; et le placement de l'agent de soutènement (116) dans la au moins une fracture (100). 37 8. Procédé selon la revendication 7, dans lequel l'étape de pompage du fluide tampon comprend : la préparation du fluide tampon en mélangeant un fluide 5 aqueux et les nanotubes d'halloysite et éventuellement dans lequel les nanotubes d'halloysite sont présents dans le fluide tampon en une quantité allant d'environ 5,99 kg/m3 à environ 59,9 kg/m3 du fluide tampon ; et éventuellement le pompage du fluide tampon à l'aide d'une pompe (110) à 10 travers une tête de puits dans un puits de forage (114) et la formation souterraine (120) couplée de manière fluidique au puits de forage (114). 9. Procédé selon l'une quelconque des revendications 7 et 8, 15 dans lequel l'étape de pompage du fluide de fracturation (117) comprend : la préparation du fluide de fracturation (117) en mélangeant un fluide aqueux et l'agent de soutènement (116) et éventuellement dans lequel l'agent de soutènement (116) est 20 présent dans le fluide de fracturation (117) en une quantité allant d'environ 12,0 kg/m3 à environ 1200 kg/m3 du fluide de fracturation (117) ; et éventuellement le pompage du fluide de fracturation (117) à l'aide d'une pompe (110) à travers une tête de puits dans un puits de 25 forage (114) et la formation souterraine (120) couplée de manière fluidique au puits de forage (114). 10. Procédé selon l'une quelconque des revendications 7 à 9, dans lequel l'un ou chacun des deux parmi le fluide tampon et 30 le fluide de fracturation (117)comprend en outre un nanotube d'halloysite supplémentaire modifié avec un cargo choisi dans le groupe constitué d'un inhibiteur de tartre, un stabilisateur d'argile, un biocide, un inhibiteur de 38 paraffine, un agent de rupture, un agent de réticulation, un agent tensioactif cationique, un agent tensioactif amphotère, un générateur d'acide in situ, un agent chélatant, un traceur, un agent de marquage et leurs combinaisons. 5 11. Fluide de fracturation (117) se caractérisant en ce qu'il comprend : de l'eau ; et des nanotubes d'halloysite, les nanotubes d'halloysite 10 comprenant un cargo, le cargo comprenant un agent tensioactif. 12. Fluide de fracturation (117) selon la revendication 11, dans lequel le cargo comprend en outre au moins un additif choisi dans le groupe constitué d'un inhibiteur de tartre, un 15 stabilisateur d'argile, un biocide, un inhibiteur de paraffine, un agent de rupture, un agent de réticulation, un agent tensioactif, un générateur d'acide in-situ, un agent chélatant, un traceur, un agent de marquage et leurs combinaisons. 20 13. Fluide de fracturation (117) selon la revendication 11 ou 12, dans lequel l'agent tensioactif comprend au moins un agent tensioactif choisi dans le groupe constitué de sels de sodium, de potassium et d'ammonium d'alkylsulfonates et 25 d'alkylarylsulfonates à longue chaîne, de dodécylbenzènesulfonate de sodium ; de dialkylsulfosuccinates de sodium, de dodécylbenzènesulfonate de sodium, du bis-(2- éthylthioxyl)-sulfosuccinate) de sodium, d'alkylsulfates, de laurylsulfate de sodium, de sulfonate de méthyle, 30 d'heptylsulfonate, de décylbenzènesulfonate, de dodécylbenzènesulfonate , de sulfates alcoxylés, d'alcools éthoxylés, de polyglucides, de bromures d'alkylammonium, d'hydroxysultaînes, de cocoamidopropylhydroxysultaîne, de 39 lauramidopropylhydroxysultaïne, de laurylhydroxysultaïne et leurs combinaisons. 14. Fluide de fracturation (117) selon l'une quelconque des 5 revendications 11 à 13, dans lequel l'agent tensioactif est faiblement émulsifiant. 15. Fluide de fracturation (117) selon l'une quelconque des revendications 11 à 14, dans lequel les nanotubes d'halloysite 10 sont présents dans le fluide de fracturation (117) en une quantité allant d'environ 5,99 kg/m3 à environ 59,9 kg/m3 du fluide de fracturation (117).