DE06769529T1 - Verfahren zur hydraulischen spaltenbildung einer unterirdischen formation - Google Patents

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Abstract

Verfahren zur hydraulischen Frakturierung einer unterirdischen Formation, umfassend:
eine erste Stufe, die das Injizieren eines Frakturierungsfluids, welches Verdickungsmittel enthält, in ein Bohrloch beinhaltet, um eine Fraktur in der Formation zu erzeugen, und eine zweite Stufe, die ein periodisches Einbringen von Stützmittel in das Frakturierungsfluid beinhaltet, um das Stützmittel in die erzeugte Fraktur zu bringen, wodurch Stützmittel-Cluster innerhalb der Fraktur gebildet werden, die ein Schließen der Fraktur verhindern und Kanäle für das Strömen von Formationsfluiden zwischen den Clustern bereitstellen, wobei die zweite Stufe oder ihre Teilstufen das zusätzliche Einbringen entweder eines Verstärkungs- oder eines Verfestigungsmaterials oder beider Materialien beinhaltet, wodurch die Festigkeit der Stützmittel-Cluster erhöht wird, die in dem Frakturfluid gebildet werden.

Claims (70)

  1. Verfahren zur hydraulischen Frakturierung einer unterirdischen Formation, umfassend: eine erste Stufe, die das Injizieren eines Frakturierungsfluids, welches Verdickungsmittel enthält, in ein Bohrloch beinhaltet, um eine Fraktur in der Formation zu erzeugen, und eine zweite Stufe, die ein periodisches Einbringen von Stützmittel in das Frakturierungsfluid beinhaltet, um das Stützmittel in die erzeugte Fraktur zu bringen, wodurch Stützmittel-Cluster innerhalb der Fraktur gebildet werden, die ein Schließen der Fraktur verhindern und Kanäle für das Strömen von Formationsfluiden zwischen den Clustern bereitstellen, wobei die zweite Stufe oder ihre Teilstufen das zusätzliche Einbringen entweder eines Verstärkungs- oder eines Verfestigungsmaterials oder beider Materialien beinhaltet, wodurch die Festigkeit der Stützmittel-Cluster erhöht wird, die in dem Frakturfluid gebildet werden.
  2. Verfahren nach Anspruch 1, wobei das Verstärkungs- oder das Verfestigungsmaterial oder beide Materialien entweder in die Stützmittel-Teilstufen eingebracht werden, wenn das Stützmittel in das Frakturfluid eingebracht wird, oder kontinuierlich sowohl während der Stützmittel- als auch während der Trage-Teilstufen.
  3. Verfahren nach Anspruch 1 oder Anspruch 2, wobei das Verstärkungs- oder das Verfestigungsmaterial oder beide Materialien ausgewählt sind aus organischen, anorganischen, oder organischen und anorganischen Fasern mit einer Haftbeschichtung alleine oder einer Haftbeschichtung, die mit einer Schicht von Nicht-Haftsubstanz beschichtet ist, welche in dem Frakturierungsfluid während seines Durchgangs durch die Fraktur lösbar ist; metallischen Partikeln mit kugelförmiger oder länglicher Gestalt; Platten von organischen oder anorganischen Substanzen, Keramikmaterialien, Metallen oder Metalllegierungen mit einem Verhältnis zwischen zwei beliebigen der drei Dimensionen größer als 5:1.
  4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1–3, wobei die zweite Stufe ferner ein Einbringen eines Agens in das Frakturierungsfluid beinhaltet, wobei dieses Agens die Stützmittel-Transportfähigkeit des Fluids erhöht.
  5. Verfahren nach Anspruch 4, wobei das Agens ein Material mit länglichen Partikeln mit einem Verhältnis zwischen zwei beliebigen der drei Dimensionen von mehr als 5:1 ist.
  6. Verfahren nach Anspruch 5, wobei das Material mit länglichen Partikeln eingebracht wird, wenn das Stützmittel nicht in das Frakturierungsfluid eingebracht wird, oder kontinuierlich.
  7. Verfahren nach Anspruch 6, wobei die länglichen Partikel Fasern sind, die hergestellt sind aus natürlich vorkommenden oder synthetischen organischen Materialien, oder Glas, Keramik, Kohlenstoff, anorganischen oder metallischen Fasern.
  8. Verfahren nach Anspruch 7, gekennzeichnet durch Fasern, die hergestellt sind auf Basis von Polymilchsäure, Polyglykolsäure, Polyethylenterephthalat (PET), Kopolymeren von diesen Polyestern und Polyvinylalkohol.
  9. Verfahren nach Anspruch 7, gekennzeichnet durch Fasern, die beschichtet sind mit oder hergestellt sind aus einem Material, welches bei Formationstemperaturen haftend wird.
  10. Verfahren nach Anspruch 7, gekennzeichnet durch Fasern, die hergestellt sind aus Haftmaterial, das beschichtet ist mit einer nichthaftenden Substanz, die sich in dem Frakturierungsfluid auflöst, wenn es durch die Fraktur hindurchgelangt.
  11. Verfahren nach Anspruch 1, gekennzeichnet durch eine Gewichtskonzentration des Materials in dem Frakturierungsfluid von 0,1 bis 10%.
  12. Verfahren nach Anspruch 5, gekennzeichnet durch Materialien, die mehr als zwei Millimeter lang sind mit Durchmessern von 3–200 μm.
  13. Verfahren nach einem der Ansprüche 1–12, dadurch gekennzeichnet, dass das Volumen der Injektion des stützmittel-enthaltenden Frakturierungsfluids kleiner ist als das Volumen der Injektion des Fluids, das kein Stützmittel enthält, um kleinere Stützmittel-Cluster und größere Kanäle zwischen ihnen für das Hindurchgelangen von Formationsfluiden zu erzeugen.
  14. Verfahren nach einem der Ansprüche 1–13, dadurch gekennzeichnet, dass das Stützmittel eine Mischung von Materialfraktionen mit unterschiedlichen Partikeldurchmessern enthält, wobei ein Durchmesserverhältnis von Partikeln in jeder Fraktion und eine relative Menge jeder Fraktion derart gewählt sind, dass die resultierende Porösität der Stützmittel-Cluster oder -Inseln minimiert wird.
  15. Verfahren nach einem der Ansprüche 1–14, dadurch gekennzeichnet, dass Partikel des Stützmittels eine harzige oder haftende Beschichtung alleine haben, oder eine harzige oder haftende Beschichtung, die mit einer Schicht aus einer nicht-haftenden Substanz beschichtet ist, die in dem Frakturierungsfluid lösbar ist, wenn es durch die Fraktur hindurchgelangt.
  16. Verfahren nach einem der Ansprüche 1–15, gekennzeichnet durch eine dritte Stufe, die ein kontinuierliches Einbringen eines Stützmittels in das Frakturierungsfluid beinhaltet, wobei das Stützmittel eine im Wesentlichen gleichmäßige Partikelgröße hat.
  17. Verfahren nach Anspruch 16, dadurch gekennzeichnet, dass die dritte Stufe ferner ein kontinuierliches Einbringen eines Verstärkungsmaterials, eines Verfestigungsmaterials, oder beider Materialien in das Frakturierungsfluid beinhaltet.
  18. Verfahren nach Anspruch 16 oder Anspruch 17, dadurch gekennzeichnet, dass die dritte Stufe ferner ein kontinuierliches Einbringen eines Materials in das Frakturierungsfluid beinhaltet, welches Material längliche Partikel enthält, die die Stützmittel-Transportfähigkeit des Fluids vergrößern.
  19. Verfahren zur hydraulischen Frakturierung einer unterirdischen Formation, umfassend: eine erste Stufe, die das Injizieren eines Frakturierungsfluids in ein Bohrloch beinhaltet, wobei das Fluid Verdickungsmittel enthält, um eine Fraktur in der Formation zu erzeugen; und eine zweite Stufe, die ein Einbringen von Stützmittel in das injizierte Frakturierungsfluid beinhaltet, um ein Schließen der erzeugten Fraktur zu verhindern, und ferner ein periodisches Einbringen eines Agens in das Frakturierungsfluid beinhaltet, um die Bildung von Stützmittel-Clustern in der erzeugten Fraktur und von Kanälen für das Strömen von Formationsfluiden bereitzustellen.
  20. Verfahren nach Anspruch 19, dadurch gekennzeichnet, dass zur Bildung von Stützmittel-Clustern das Agens mit dem Frakturierungsfluid nach dem Verstreichen eines Zeitraums ab dem Moment seiner Einbringung in das Frakturierungsfluid reagiert, wobei dieser Moment variiert, um die Reaktion des Agens mit dem Frakturierungsfluid an unterschiedlichen Stellen in der erzeugten Fraktur und die Bildung der Stützmittel-Cluster an diesen Stellen zu bewirken.
  21. Verfahren nach Anspruch 20, umfassend den Schritt des Variierens der Zeitdauer unter Verwendung eines der folgenden Mechanismen: Variieren der chemischen Zusammensetzung des Agens; Einkapseln des Agens in Körnchen, die durch Schalen geschützt sind, welche während der Zeitdauer durch Auflösung der Schalen in dem Frakturierungsfluid zerstört werden, oder durch ihre erosive Zerstörung aufgrund von Kollisionen mit anderen Agenspartikeln und einer Frakturoberfläche, oder ihre Zertrümmerung mit den Frakturflächen beim Schließen der Fraktur; Einkapseln des Agens in semipermeable Schalen, die in dem Frakturierungsfluid anschwellen und brechen; Einkapseln des Agens in eine semipermeable Membran oder poröse Schale für seine langsame Diffusion durch diese hindurch; Einkapseln des Agens in eine Schale, die in der Lage ist, es aufzulösen oder auszuwaschen, oder Kombinationen davon.
  22. Verfahren nach Anspruch 20, umfassend den Schritt des Variierens der Zeitdauer unter Verwendung eines der folgenden Mechanismen: Variieren der chemischen Zusammensetzung des Agens; Einkapseln des Agens in Körnchen aus porösem Material, die während der Zeitdauer durch Auflösen der Schalen in dem Frakturierungsfluid zerstört werden, oder durch erosive Zerstörung der Körnchen durch Kollision mit anderen Agenspartikeln und einer Frakturoberfläche, oder durch Zertrümmern der Körnchen beim Schließen der Frakturwände, oder langsames Auswaschen der reaktiven Chemikalien aus den Körnchen.
  23. Verfahren nach einem der Ansprüche 19–22, dadurch gekennzeichnet, dass das Agens Additive aufweist, die eine drastische und signifikante lokale Abnahme der Viskosität des Frakturierungsfluids und eine Setzung des Stützmittels darin bewirken.
  24. Verfahren nach Anspruch 23, gekennzeichnet durch Additive, die Frakturierungsfluidbrecher sind, die darin an verschiedenen Stellen in der Fraktur reagieren.
  25. Verfahren nach Anspruch 24, gekennzeichnet durch einen Brecher mit Partikeln, die mit Schalen verschiedener Dicken beschichtet sind, die sich in dem Frakturierungsfluid auflösen und den Brecher für seine Reaktion mit dem Frakturierungsfluid an verschiedenen Stellen der Fraktur freisetzen.
  26. Verfahren nach Anspruch 24 oder Anspruch 25, dadurch gekennzeichnet, dass der Brecher des Frakturierungsfluids ein Oxidationsmittel ist, das mit dem Frakturierungsfluid reagiert und ein Aufbrechen von Polymerketten des Frakturierungsfluids bewirkt.
  27. Verfahren nach Anspruch 26, gekennzeichnet durch einen Katalysator, der in das Frakturierungsfluid eingebracht wird, um die Reaktionsrate eines Oxidationsmittels zu vergrößern, das bereits in dem Frakturierungsfluid aufgelöst oder verteilt ist.
  28. Verfahren nach Anspruch 23, gekennzeichnet durch Additive, die eine Quervernetzungsstelle zerstören können, eine Quervernetzungsstelle besetzen können, oder die Quervernetzerspezies eines quervernetzten Frakturierungsfluids sequestrieren können.
  29. Verfahren nach Anspruch 28, gekennzeichnet durch Additve, die mit Schalen unterschiedlicher Dicken beschichtet sind, die sich in dem Frakturierungsfluid auflösen und die Additive an verschiedenen Stellen der Fraktur freisetzen.
  30. Verfahren nach Anspruch 28 oder Anspruch 29, dadurch gekennzeichnet, dass die Additive ausgewählt sind aus Polymilchsäure, Polyglycolsäure, Polyvinylalkoholen, Sorbitol, Gluconaten, EDTA, NTA oder Phosphaten.
  31. Verfahren nach Anspruch 23, gekennzeichnet durch Additive, die Explosivmittel, Stützmittel, reaktive Metalle oder irgendwelche anderen reaktiven Materialien sind, die zu einer lokalisierten Erhitzung des Frakturierungsfluids führen, und die in den Schalen eingekapselt sind, die zerstört werden, wenn sie in die Fraktur eintreten und die Additive an verschiedenen Stellen der Fraktur freisetzen.
  32. Verfahren nach Anspruch 19, dadurch gekennzeichnet, dass das Agens Additive aufweist, die die Mobilität der Stützmittel-Partikel reduzieren.
  33. Verfahren nach Anspruch 32, gekennzeichnet durch Additive, welche Faserbündel sind, die in Schalen eingekapselt sind oder durch langsam freisetzende Leimungsmittel zusammengebunden sind, deren Auflösung in dem Frakturierungsfluid eine Hydration oder Dispersion von Fasern und eine Zunahme ihrer Konzentration in dem Frakturierungsfluid bewirkt.
  34. Verfahren nach Anspruch 32, gekennzeichnet durch Additive, die Materialien sind, die zu ihrer anfänglichen Gestalt zurückkehren, wenn sie auf eine bestimmte Temperatur erhitzt werden.
  35. Verfahren nach Anspruch 34, dadurch gekennzeichnet, dass das Material Längen von Fasern aufweist, die in Kugeln verdrallt sind, die bei Erhitzung gerade werden oder ihr Volumen vergrößern.
  36. Verfahren nach Anspruch 32, gekennzeichnet durch Additive von Materialien mit hoher Absorbtionskapazität.
  37. Verfahren nach Anspruch 36, gekennzeichnet durch Partikel aus einem Material mit hoher Absorbtionskapazität, die physikalisch oder chemisch verzögert ist durch eine temporäre Schale, temporäre Quervernetzungen oder temporäre chemische Behandlungen, die die Hydration und volumetrische Expansion des Absorbensmaterials verzögern, bis es seine gewünschte Stelle in der Fraktur erreicht, wobei das Absorbens aktiviert wird durch Auflösung des/der Verzögerungsagens/agentien, Temperatur, Abrasion des Materials oder eine Kombination von zwei oder drei beliebigen davon.
  38. Verfahren nach Anspruch 32, gekennzeichnet durch Additive, die Körnchen, Fasern oder Platten sind, deren Oberfläche bei Formationstemperaturen haftend wird.
  39. Verfahren nach Anspruch 38, dadurch gekennzeichnet, dass die Körnchen, Fasern oder Platten eine haftende Oberfläche haben, die mit einer Schicht aus einer nicht-haftenden Substanz beschichtet ist, welche in dem Frakturierungsfluid löslich ist.
  40. Verfahren nach einem der Ansprüche 19–39, dadurch gekennzeichnet, dass die zweite Stufe ferner ein Einbringen eines Materials in das Frakturierungsfluid kontinuierlich oder simultan mit dem Agens beinhaltet, wobei das Material längliche Partikel enthält, deren Länge ihren Durchmesser bei Weitem übersteigt und das die Stützmittel-Transportfähigkeit des Fluids erhöht.
  41. Verfahren nach Anspruch 40, dadurch gekennzeichnet, dass das Material längliche Partikel enthält, umfassend natürlich vorkommende organische, synthetische organische, Glas-, Keramik-, Kohlenstoff-, anorganische und Metall-Fasern.
  42. Verfahren nach Anspruch 41, gekennzeichnet durch Fasern, die Polymere enthalten, die eine Hydrolyse in wasserlösliche Oligomere oder Monomere durchlaufen können.
  43. Verfahren nach Anspruch 41, gekennzeichnet durch Fasern, die Polymere umfassen, die sich langsam auflösen, oder deren Auflösung von der Temperatur abhängt, wobei spezielle Beispiele Fasern auf Basis von Polyvinylalkohol umfassen.
  44. Verfahren nach Anspruch 41, gekennzeichnet durch Fasern, die beschichtet sind mit oder hergestellt sind aus einem Material, das bei Formationstemperaturen haftend wird.
  45. Verfahren nach Anspruch 41, gekennzeichnet durch Fasern, die aus einem Material hergestellt sind, das haftend ist und mit einer nicht-haftenden Substanz beschichtet ist, die sich in dem Frakturierungsfluid auflöst.
  46. Verfahren nach Anspruch 40, dadurch gekennzeichnet, dass die Konzentration eines Materials mit länglichen Partikeln von 0,1–30 Gewichtsprozent des Fluids beträgt.
  47. Verfahren nach Anspruch 40, dadurch gekennzeichnet, dass die Partikel des Materials ein Seitenverhältnis von größer als 5:1 haben.
  48. Verfahren nach einem der Ansprüche 19–47, dadurch gekennzeichnet, dass die zweite Stufe ferner ein Einbringen eines Verstärkungs- oder eines Verfestigungsmaterials oder beider Materialien in das Frakturierungsfluid kontinuierlich oder simultan mit dem Agens beinhaltet.
  49. Verfahren nach Anspruch 48, dadurch gekennzeichnet, dass ein Verstärkungsmaterial ausgewählt ist aus organischen, anorganischen oder organischen und anorganischen Fasern, mit einer haftenden Beschichtung alleine oder einer haftenden Beschichtung, die beschichtet ist mit einer Schicht aus einer nicht-haftenden Substanz, welche in dem Frakturierungsfluid löslich ist, wenn es durch die Fraktur hindurchgelangt; metallischen Partikel mit einer kugelförmigen oder länglichen Gestalt; Platten von organischen oder anorganischen Substanzen, Keramikmaterialien, Metallen oder Metalllegierungen.
  50. Verfahren nach einem der Ansprüche 19–49, dadurch gekennzeichnet, dass das Stützmittel eine Mischung von Materialfraktionen mit verschiedenen Durchmessern ihrer Partikel umfasst, wobei ein Durchmesserverhältnis von Partikeln in jeder Fraktion sowie eine relative Menge jeder Fraktion derart gewählt sind, dass die resultierende Porösität des Stützmittels minimiert wird.
  51. Verfahren nach einem der Ansprüche 19–50, dadurch gekennzeichnet, dass Partikel des Stützmittels eine haftende Beschichtung alleine oder eine haftende Beschichtung haben, die mit einer Schicht aus einer nicht-haftenden Substanz beschichtet ist, die in dem Frakturierungsfluid löslich ist, wenn es durch die Fraktur hindurchgelangt.
  52. Verfahren nach einem der Ansprüche 19–51, gekennzeichnet durch eine dritte Stufe, die ein kontinuierliches Einbringen eines Stützmittels in das Frakturierungsfluid beinhaltet, wobei das Stützmittel im Wesentlichen gleichmäßige Partikelgröße hat.
  53. Verfahren nach Anspruch 52, dadurch gekennzeichnet, dass die dritte Stufe ferner ein kontinuierliches Einbringen eines Verstärkungsmaterials in das Frakturierungsfluid beinhaltet.
  54. Verfahren nach Anspruch 52 oder Anspruch 53, dadurch gekennzeichnet, dass die dritte Stufe ferner ein kontinuierliches Einbringen eines Materials in das Frakturierungsfluid beinhaltet, welches Material längliche Partikel hat, die die Stützmittel-Transportfähigkeit des Fluids erhöhen.
  55. Verfahren zur hydraulischen Frakturierung einer unterirdischen Formation, umfassend: eine erste Stufe, die ein Injizieren eines Frakturierungsfluids in ein Bohrloch beinhaltet, wobei das Fluid Verdickungsmittel enthält, um eine Fraktur der Formation zu erzeugen; eine zweite Stufe, die ein kontinuierliches Einbringen eines Stützmittels in das injizierte Frakturierungsfluid beinhaltet, um das Stützmittel in eine erzeugte Fraktur zu bringen, um ihr Schließen zu verhindern; und eine dritte Stufe, die ein Injizieren eines Fluids mit geringerer Viskosität in das Frakturierungsfluid beinhaltet, wobei das Fluid mit geringerer Viskosität in das Frakturierungsfluid in der Form von Intrusionen eindringt, die das Stützmittel in diskrete Cluster unterteilen, um Kanäle zwischen ihnen zu bilden, durch welche Formationsfluide hindurchgelangen.
  56. Verfahren nach Anspruch 55, dadurch gekennzeichnet, dass die zweite Stufe ferner ein Einbringen eines Materials in das Frakturierungsfluid kontinuierlich oder simultan mit dem Agens beinhaltet, welches Material längliche Partikel aufweist, deren Längen ihre Durchmesser um ein Seitenverhältnis von größer als 5:1 überschreiten, und die die Stützmittel-Transportfähigkeiten des Fluids vergrößern.
  57. Verfahren nach Anspruch 56, dadurch gekennzeichnet, dass das Material längliche Partikel aufweist, umfassend natürlich vorkommende organische, anorganische, synthetische organische, Glas-, Keramik-, Kohlenstoff- und metallische Fasern.
  58. Verfahren nach Anspruch 57, gekennzeichnet durch Fasern, die Polymere umfassen, die eine Hydrolyse in wasserlösliche Oligomere oder Monomere durchlaufen können, Polymilchsäure, Polyglykolsäure, Polyethylenterephtalat (PET) und Kopolymere davon.
  59. Verfahren nach Anspruch 58, gekennzeichnet durch Fasern, die Polymere umfassen, die sich langsam auflösen, oder deren Auflösung stark temperaturabhängig ist.
  60. Verfahren nach Anspruch 57, gekennzeichnet durch Fasern, die ein Material umfassen, das bei den Formationstemperaturen haftend wird.
  61. Verfahren nach Anspruch 57, gekennzeichnet durch Fasern, die ein Material umfassen, das haftend ist, wobei die Fasern mit einer nicht-haftenden Substanz beschichtet sind, die sich in dem Frakturierungsfluid auflöst, wenn es durch die Fraktur hindurchgelangt.
  62. Verfahren nach Anspruch 56, gekennzeichnet durch eine Gewichtskonzentration des Materials in dem Frakturierungsfluid von 0,1–30%.
  63. Verfahren nach Anspruch 56, dadurch gekennzeichnet, dass die Partikel des Materials ein Seitenverhältnis von größer als 5:1 haben.
  64. Verfahren nach einem der Ansprüche 55–63, dadurch gekennzeichnet, dass die zweite Stufe ferner ein Einbringen eines Verstärkungsmaterials in das Frakturierungsfluid kontinuierlich oder simultan mit dem Agens beinhaltet.
  65. Verfahren nach Anspruch 55, gekennzeichnet durch ein Verstärkungsmaterial aus: organischen, anorganischen, oder organischen und anorganischen Fasern, mit einer haftenden Beschichtung alleine oder einer haftenden Beschichtung, die mit einer Schicht aus nicht-haftender Substanz beschichtet ist, die in dem Frakturierungsfluid löslich ist, wenn es durch die Fraktur hindurchgelangt; metallischen Partikeln mit einer kugelförmigen oder einer länglichen Gestalt; Platten aus organischen oder anorganischen Substanzen, Keramikmaterialien, Metallen oder Metalllegierungen, mit einem Verhältnis zwischen zwei beliebigen der drei Dimensionen von größer als 5:1.
  66. Verfahren nach einem der Ansprüche 55–65, dadurch gekennzeichnet, dass das Stützmittel eine Mischung von Materialfraktionen mit verschiedenen Partikeldurchmessern umfasst, wobei ein Durchmesserverhältnis von Partikeln in jeder Fraktion und eine relative Menge jeder Fraktion derart ausgewählt sind, dass die resultierende Porösität des Stützmittels minimiert wird.
  67. Verfahren nach einem der Ansprüche 55–66, dadurch gekennzeichnet, dass Partikel des Stützmittels eine haftende Beschichtung alleine oder eine haftende Beschichtung aufweisen, die mit einer Schicht aus einer nicht-haftenden Substanz beschichtet ist, die in dem Frakturierungsfluid löslich ist, wenn es durch die Fraktur hindurchgelangt.
  68. Verfahren nach einem der Ansprüche 55–67, gekennzeichnet durch eine vierte Stufe, die ein kontinuierliches Einbringen eines Stützmittels in das Frakturierungsfluid beinhaltet, wobei das Stützmittel eine im Wesentlichen gleichmäßige Partikelgröße hat.
  69. Verfahren nach Anspruch 68, dadurch gekennzeichnet, dass die vierte Stufe ferner ein kontinuierliches Einbringen eines Verstärkungsmaterials in das Frakturierungsfluid beinhaltet.
  70. Verfahren nach Anspruch 67 oder Anspruch 68, dadurch gekennzeichnet, dass die vierte Stufe ferner ein kontinuierliches Einbringen eines Materials in das Frakturierungsfluid beinhaltet, welches Material längliche Partikel aufweist, die die Stützmittel-Transportfähigkeit des Fluids erhöhen.
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