MX2014009377A - Interfaces de fase nanohibrida para alterar la humectabilidad en aplicaciones de campo petrolero. - Google Patents

Abstract

Se proporcionan métodos para utilizar fluidos que contienen nanohíbridos. Los métodos incluyen las etapas de: (a) formar o proporcionar un fluido de pozo que comprende un nanohíbrido; e (b) introducir el fluido de pozo en un pozo. Los métodos se pueden utilizar en varias aplicaciones, tales como en operaciones de perforación, terminación o intervención.

Description

INTERFACES DE FASE NANOHÍBRIDA PARA ALTERAR LA HUMECTABILIDAD EN APLICACIONES DE CAMPO PETROLERO CAMPO DE LA INVENCIÓN Las invenciones se refieren generalmente al campo de la producción de petróleo crudo o gas natural de un pozo. Más particularmente, las invenciones se dirigen a fluidos de pozo mejorados y métodos para uso en los pozos.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Producción de Petróleo y Gas En el contexto de la producción de un pozo, el aceite (en este contexto refiriéndose a petróleo crudo) y gas (en este contexto refiriéndose a gas natural) son bien entendidos que se refieren a hidrocarburos de origen natural en ciertas formaciones subterráneas. Un hidrocarburo es un compuesto orgánico de origen natural que comprende hidrógeno y carbono, que puede ser tan simple como metano (CH4) o puede ser una molécula sumamente . compleja o cualquier otra cosa. El petróleo es una mezcla compleja de hidrocarburos. Los pozos petroleros producen usualmente aceite y gas junto con agua.

Una formación subterránea que contiene aceite y gas es algunas veces referida como un yacimiento. Un yacimiento es una forma que atrapará hidrocarburos y que está cubierta por una roca relativamente impermeable, conocida como roca tapa. La roca tapa forma una barrera o sello por arriba y alrededor del la roca del yacimiento de modo que los fluidos no pueden migrar más allá del yacimiento. La roca tapa es comúnmente esquisto, anhidrita o sal. Además, las muestras de gas de los esquistos durante la perforación han llevado a algunos esquistos a fijarse como objetivos como yacimientos de gas. Un yacimiento se puede situar bajo la tierra o bajo el lecho marino en altamar. Los yacimientos de aceite y gas se sitúan típicamente en el rango de algunos cientos de pies (yacimientos superficiales) a algunos cientos de miles de pies (yacimientos ultraprofundos ) por debajo de la superficie de la tierra o del lecho marino.

Como se usa en la presente, "formación subterránea" se refiere a la unidad fundamental de litostratigrafía . Una formación subterránea es un cuerpo de roca que es suficientemente distintiva y continua que se puede delinear. En el contexto de la evaluación de la formación, el término se refiere al volumen de roca observado por una medición hecha a través de la perforación de pozo, como en un registro o una prueba de pozo. Estas mediciones indican las propiedades físicas de este volumen de roca, tal como la propiedad de permeabilidad. Una "zona" se refiere a un intervalo o unidad de roca a lo largo de una perforación de pozo que es diferenciada de las rocas circundantes basado en el contenido de hidrocarburos u otras características, tales como fallas o fracturas.

Para producir aceite o gas de un yacimiento, se hace una perforación de pozo, en una formación subterránea, que puede estar en el yacimiento o adyacente al yacimiento. La "perforación de pozo" se refiere al agujero perforado, incluyendo una porción entubada o no entubada del pozo. Como se usa en la presente, la "perforación" se refiere a la pared de la perforación del pozo interior, es decir, la cara de la roca o pared que delimita el agujero perforado. Una perforación de pozo puede tener porciones que son verticales y horizontales, y puede tener porciones que son rectas, curvadas o ramificadas. La cabeza de pozo es la terminación superficial de una perforación de pozo, la superficie que puede estar sobre la tierra o sobre un lecho marino. Como se usa en la presente, "pozo arriba" y "pozo abajo" y términos similares son relativos a la cabeza de pozo, sin considerar si una porción de la perforación de pozo es vertical u horizontal.

Como se usa en la presente, un "pozo" incluye por lo menos una perforación de pozo. Un "pozo" puede incluir una región cerca de la perforación de pozo de una formación subterránea que circunda una porción de una perforación de pozo que está en comunicación fluida con la perforación de pozo. Como se usa en la presente, "dentro de un pozo" significa por lo menos a través de la cabeza de pozo. Puede incluirse en cualquier' porción pozo abajo de la perforación de pozo y puede incluirse a través de la perforación de pozo y en una región cerca de la perforación de pozo.

Generalmente, los servicios del pozo incluyen una amplia variedad de operaciones que se pueden llevar a cabo en pozos de aceite, gas, geotérmicos o de agua, tales como perforación, cementación, terminación, y operaciones de intervención. Estos servicios del pozo se diseñan para facilitar o mejorar la producción de fluidos deseables de o a través de una formación subterránea.

Como se usa en la presente, un "fluido de pozo" se refiere ampliamente a cualquier fluido adaptado para ser introducido en un pozo para cualquier propósito de servicio del pozo. Un "fluido de pozo" puede ser, por ejemplo, un fluido de perforación, un fluido de cementación, un fluido de tratamiento, o un fluido espaciador. Si un fluido de pozo se va a utilizar en un volumen relativamente pequeño, por ejemplo menor que aproximadamente 200 barriles, es algunas veces referido en la técnica como un tapón de liquido o pildora. Por consiguiente, como se usa en la presente un "fluido de pozo" puede ser un tapón de liquido o una pildora.

Perforación y Fluidos de Perforación La perforación es ' el proceso de hacer la perforación de pozo. El pozo se crea al perforar un agujero, usualmente de aproximadamente 13 cm (5 pulgadas) a aproximadamente 91 cm (36 pulgadas) en diámetro en la tierra (o lecho marino) con un equipo de perforación que hace girar una sarta de perforación con una barrera unida. Después de que se perfora el agujero, las secciones del tubo de acero, conocido como tubería de revestimiento, que son ligeramente más pequeñas en diámetro que la perforación, se colocan en por lo menos las porciones más superiores de la perforación. La tubería de revestimiento proporciona integridad estructural a la perforación de pozo recientemente perforada, además de aislar zonas de alta presión potencialmente peligrosas entre sí y de la superficie.

Mientras que se perfora un pozo de aceite o gas, un fluido de perforación se hace circular pozo abajo a través de un tubo de perforación hasta una barrena de perforación en el extremo pozo abajo, a través de la barrena de perforación en la perforación de pozo, y- luego de regreso a la boca del pozo a la superficie a través de la ruta anular entre el tubo de perforación tubular y la perforación. El propósito del fluido de perforación es mantener la presión hidrostática en la perforación de pozo, para lubricar la sarta de perforación, y para llevar los recortes de roca fuera de la perforación de pozo.

Un fluido de perforación puede ser basado en agua o basado en aceite. Los fluidos basados en aceite tienden a tener mejores propiedades de lubricación que los fluidos basados en agua, no obstante, otros factores pueden mitigar en favor de utilizar un fluido de perforación basado en agua.

Además, el fluido de perforación se puede viscosificar para ayudar a suspender y llevar recortes de roca fuera de la perforación de pozo. Los recortes de roca pueden variar en tamaño de partículas finas a fragmentos medidos en centímetros. La capacidad de carga es la capacidad de un fluido de perforación circulante de transportar fragmentos de roca fuera de una perforación de pozo. La capacidad de carga es una función esencial de un fluido de perforación, sinónimo con la capacidad de limpieza del agujero y el levantamiento de recortes. La capacidad de carga se determina principalmente por la velocidad anular, el ángulo del agujero, y el perfil de flujo del fluido de perforación, pero también es afectada por el peso del lodo, el tamaño de los recortes, y la posición y movimiento del tubo.

El pozo de perforación puede pasar a través de zonas que producen agua en lugar de hidrocarburos. Además de ser sumamente indeseables durante la fase de producción, las zonas productoras de agua pueden provocar problemas en la perforación de pozo con ciertas actividades de perforación y terminación y fluidos asociados. Por ejemplo, la producción de agua puede diluir en gran medida la perforación o el fluido de tratamiento en el pozo. Si es posible sin embargo, la producción de agua se ignora generalmente durante la fase de perforación.

Cementación y Composiciones de Cemento Hidráulico La cementación es una operación común de pozo. Por ejemplo, las composiciones de cemento hidráulico se pueden usar en operaciones de cementación primarias durante la terminación en la cual una sarta de tubo, tal como tubería de revestimiento o tubería corta, se cementa, en una perforación de pozo. Al llevar a cabo la cementación primaria, una composición de cemento hidráulico se bombea como un fluido (típicamente una suspensión o lechada) en el espacio anular entre las superficies exteriores de una sarta de tubería y la perforación (es decir, .la pared de la perforación de pozo) . A la composición de cemento se le da tiempo a endurecerse en el espacio anular, formando de esta manera un revestimiento anular de cemento sustancialmente impermeable, endurecido. El cemento endurecido soporta y coloca la sarta de tubería en la perforación de pozo y delimita las superficies exteriores de la sarta de tubería a las paredes de la perforación de pozo.

Las composiciones de cemento hidráulico también se pueden utilizar en operaciones de cementación correctivas, tal como en taponar zonas o fracturas altamente permeables en las regiones cerca de la perforación de pozo, taponar grietas o agujeros en las sartas de tubería y similares.

El cemento hidráulico es un material que cuando se mezcla con agua se endurece o fragua a través del tiempo debido a una reacción química con el agua. Debido a esta reacción química con el agua, el cemento hidráulico es capaz de endurecerse aún bajo el agua. El cemento hidráulico, agua, y cualquiera de otros componentes se mezclan para formar una composición de cemento hidráulico en el estado inicial de una suspensión, que debe ser un fluido durante un tiempo suficiente antes de endurecerse para bombear la composición en la perforación de pozo y para la colocación en una ubicación pozo abajo deseada en el pozo.

Tratamientos de Pozo y Fluidos de Tratamiento La terminación es el proceso para hacer un pozo listo para la producción o inyección. Esto principalmente implica preparar el fondo del agujero a las especificaciones requeridas, funcionamiento en la tubería de producción y herramientas pozo abajo asociadas, así como perforación y estimulación como sea requerido.

La intervención de pozo, o "trabajo de pozo" es cualquier operación llevada a cabo en un pozo durante o al final de su vida productiva que altera el estado del pozo o la geometría del pozo, proporciona diagnósticos de pozo, o maneja la producción del pozo. El reacondicionamiento se puede referir ampliamente a cualquier clase de intervención de pozo que implica técnicas invasivas, tal como línea de acero, tubería en espiral, o socavación. Más específicamente, aunque, se refiere al proceso de extracción y reemplazo de una terminación.

Las operaciones de perforación, terminación e intervención pueden incluir varios tipos de tratamiento que se llevan a cabo comúnmente en un pozo o formación subterránea. Por ejemplo, un tratamiento para el control de pérdida de fluido se puede usar durante cualquiera de las operaciones de perforación, terminación e intervención. Durante la terminación o intervención, la estimulación es un tipo de tratamiento llevado a cabo para mejorar o restaurar la productividad de aceite o gas de un pozo. Los tratamientos de estimulación se encuentran en dos grupos principales: fracturamiento hidráulico y tratamientos de matriz. Los tratamientos de fracturamiento se llevan a cabo por arriba de la presión de fractura de la formación subterránea para crear o extender una trayectoria de flujo sumamente permeable entre la formación y la perforación de pozo. Los tratamientos de matriz se llevan a cabo por abajo de la presión de fractura de la formación. Otros tipos de tratamientos de terminación o intervención pueden incluir, por ejemplo, compactación de grava, consolidación, y control de producción de agua excesiva. ¦ Como se usa en la presente, la palabra "tratamiento" se refiere a cualquier tratamiento para cambiar una condición de una perforación de pozo o una formación subterránea adyacente. Ejemplos de tratamiento incluyen control de pérdida de fluido, aislamiento, estimulación, o control de conformación; sin embargo, la palabra "tratam ento" no implica necesariamente ningún propósito de tratamiento particular.

Un tratamiento implica usualmente introducir un fluido de tratamiento en un pozo. Como se usa en la presente, un "fluido de tratamiento" es un fluido usado en un tratamiento. La palabra "tratamiento" en el término "fluido de tratamiento" no implica necesariamente ninguna acción particular por el fluido. Si un fluido de tratamiento se va utilizar en un volumen relativamente pequeño, menor que aproximadamente 200 barriles, es algunas veces referido en la técnica como un tapón de liquido o una pildora. Por consiguiente, como se .usa en la presente "fluido de tratamiento" puede ser un tapón de liquido o una pildora.

Los siguientes son algunos ejemplos y descripciones generales de tratamientos de pozos comunes y fluido de tratamiento asociados. Por supuesto, otros tratamientos de pozo y fluido de tratamiento son conocidos en la técnica.

Tratamiento de Pozo - Control de Pérdida de Fluido "Pérdida de fluido" se refiere a la fuga indeseable de la fase liquida de un fluido de pozo que contiene partículas sólidas en la matriz de una formación subterránea que circunda una porción de la perforación de pozo. La acumulación resultante del material particulado sólido en las paredes de la perforación de pozo es referida como una torta de filtración. Dependiendo del material particulado y la fase líquida, tal torta de filtración puede ayudar a bloquear la pérdida adicional de la fase líquida (referido como un material de filtrado) en la formación subterránea. La provisión de un control de pérdida de fluido eficaz para los fluidos de pozo es usualmente deseable en gran medida.

Los materiales de control de pérdida de fluido son aditivos diseñados específicamente para reducir el volumen de un material filtrado que pasa a través de un medio de filtración. La mayoría logra su control de pérdida de fluido de la presencia de sólidos específicos de solvente, o de los polímeros lineales hidratados que dependen de la acumulación de la torta de filtración y en la viscoelasticidad para inhibir el flujo de fluido dentro y a través de la formación. Una variedad de materiales de control de pérdida de fluido se han usado y evaluado, incluyendo espumas, resinas solubles en aceite, y materiales particulados solubles en ácido, suspensiones de sal graduadas, polímeros viscoelásticos lineales y polímeros reticulados con metal pesado. Sus efectos comparativos respectivos son bien documentados. Los materiales de control de pérdida de fluido se usan algunas veces en los fluidos de perforación o los fluidos de tratamiento.

Otras técnicas que se han desarrollado para controlar la pérdida de fluido incluyen el uso de "pildoras de control de pérdida de fluido" que algunas veces son referidos como "pildora de circulación pérdida". Una "pildora de control de pérdida de fluido" es un fluido de tratamiento que se diseña o usa para proporcionar algún grado de control de pérdida de fluido. A través de una combinación de viscosidad, conexión de sólidos, y acumulación de la torta en la roca porosa, estas pildoras son capaces algunas veces de sellar sustancialmente porciones de la formación de la pérdida de fluido. También mejoran generalmente la acumulación de torta de filtración sobre la cara de la formación para inhibir el flujo de fluido en la formación de la perforación de pozo.

Las pildoras para control de pérdida de fluido comprenden típicamente un fluido base acuoso y una concentración alta de un polímero de agente gelificante (usualmente reticulado) , . y algunas veces, partículas opturantes, similar a arena graduada, sales de potasio, o partículas de carbonato de calcio dimensionadas . Las pildoras de control de pérdida de fluido más comúnmente utilizadas contienen altas concentraciones (45.36 a 68.04 kg/3785.41 litros (100 a 150 lbs/1000 galones)) de hidroxietilcelulosa derivada ("HEC") . La HEC se acepta generalmente como un agente gelificante que proporciona daño de permeabilidad mínimo durante las operaciones de terminación. Normalmente, las soluciones de polímero HEC no forman geles rígidos, sino controlan la pérdida de fluido por un mecanismo regulado de viscosidad o filtración. Algunos; otros polímeros de agente gelificante que se han usado incluyen guar, derivados de guar, carboximetilhidroxietilcelulosa ( "CMHEC" ) , y aún almidón.

Como una alternativa para formar geles poliméricos lineales para el control de pérdida de fluido, se usan frecuentemente geles reticulados. La reticulación del polímero de agente gelificante crea una estructura de gel que puede soportar sólidos así como proporcionar control de pérdida de fluido. Además,, las pildoras de control de pérdida de fluido reticulados ' han mostrado que requieren invasión relativamente limitada de la cara de formación que es completamente eficaz. Para reticular los polímeros de agente de gelificación, se utiliza un agente de reticulación adecuados que comprende iones de metal polivalentes. Boro, aluminio, titanio, y zirconio son ejemplos comunes.

Un agente de gelificación reticulable preferido para las pildoras de control de pérdida de fluido son copolímeros de injerto de una hidroxialquilcelulosa, guar, o hidroxipropil-guar que se preparan por una reacción redo con ácido vinil fosfónico. El gel se forma al hidratar el copolímero de injerto en una solución acuosa que contiene por lo menos una cantidad traza de por lo menos un catión divalente. El gel se retícula por la adición de una base de Lewis o base de Bronsted-Lowrey de modo que el pH de la solución acuosa se ajusta de ligeramente ácido a ligeramente básico. De manera preferente, la base elegida, está sustancialmente libre de iones de metal polivalentes. El gel reticulado resultante muestra propiedades de adelgazamiento de esfuerzo cortante y reparación que proporcionan bombeo relativamente fácil, mientras que el gel reparado proporciona buen control de pérdida de fluido en la colocación. Este gel se puede degradar al reducir el pH del fluido. Algunas pildoras de pérdida de fluido de este tipo se describen en la patente de E . U . A . No. 5,304,620, cedida a Halliburton Energy Services, la descripción relevante de la cual se incorpora en la presente a manera de referencia. Las pildoras de control de pérdida de fluido de este tipo son comercialmente disponibles bajo el nombre comercial "K-MAX" de Halliburton Energy Services Inc. in Duncan, Oklahoma.

Después de su aplicación, las pildoras de control de pérdida de fluido pueden provocar daño a la permeabilidad de las áreas cerca de la perforación de pozo debido a la filtración del polímero o la formación de torta de filtración. Para producir aceite o gas de una formación subterránea, la torta de filtración que resulta de una pildora de control de pérdida de fluido se debe remover para restaurar la permeabilidad de la formación, de manera preferente a por lo menos nivel original. Si la permeabilidad de formación no se restaura a por lo menos un nivel original, los niveles de producción de la formación se pueden reducir significativamente.

Tratamiento del Pozo - Acidi icación Una técnica de estimulación ampliamente usada es la acidificación, en la cual ' un fluido de tratamiento que incluye una solución ácida acuosa se introduce en la formación para disolver los materiales solubles en ácido que obstruyen o restringen los canales de formación. De esta manera, los fluidos de hidrocarburos puede ser más fácil que fluyan de la formación en el pozo. Además, un tratamiento ácido puede facilitar el flujo de los fluidos de tratamiento inyectados del pozo en la formación.

Las técnicas de acidificación se pueden llevar a cabo como procedimientos de "acidificación de matriz" o como procedimientos de "fracturamiento con ácido".

En la acidificación de matriz, el fluido de acidificación se inyecta del pozo en la formación a una velocidad y presión por debajo de la presión suficiente para crear una fractura en .la formación. El ácido penetra en los canales y disuelve los materiales que obstruyen o restringen los canales, incrementando de esta manera la permeabilidad de la formación. De . esta manera, un incremento en la permeabilidad es afectado principalmente por la reacción del ácido dentro de la formación, y poco o nada de incremento de la permeabilidad es debido a las fracturas inducidas dentro de la formación.

En el fracturamiento con ácido, un incremento en la permeabilidad se afecta por las fracturas asi como por el grabado con ácido a través de los canales dentro de la formación. El fluido de fracturamiento ácido es inyectado en el pozo que se coloca dentro de la formación para ser fracturado. Se aplica presión suficiente al fluido de tratamiento de acidificación para provocar la producción de una o más fracturas en la, formación.

Tratamiento del Pozo - Fracturamiento Hidráulico y Apuntalante · "Fracturamiento hidráulico", algunas veces simplemente referido como "fracturamiento", es un tratamiento de estimulación común. · Un fluido de tratamiento adaptado para este propósito es algunas veces referido como un "fluido de fracturamiento". El fluido de fracturamiento se bombea en una velocidad y presión de flujo suficientemente alta en la perforación de pozo y en la formación subterránea para crear o aumentar una fractura en la formación subterránea. La creación de una fractura significa hacer una nueva fractura en la formación. El' aumento de una fractura significa agrandar una fractura preexistente en la formación.

Una "bomba de fracturamiento" se usa para fracturamiento hidráulico. Una bomba de fracturamiento es una bomba de alto volumen, de alta presión. Típicamente, una bomba de fracturamiento es una bomba de émbolo de desplazamiento positivo. La estructura de tal bomba es resistente a los efectos del bombeo de fluidos abrasivos, y la bomba se construye de materiales que son resistentes a los efectos del bombeo de fluidos corrosivos. Los fluidos, abrasivos incluyen particulados insolubles, duros, tales como arena, y fluidos corrosivos incluyen, por ejemplo ácidos. El fluido de fracturamiento se puede bombear hacia abajo en la perforación, de pozo a altas velocidades y presiones, por ejemplo, en una velocidad de flujo en exceso de 50 barriles por minuto (7949.36 litros (2,100 galones U.S. por minuto) en una presión en exceso de 5,000 libras por pulgada cuadrada ("psi") (351.5 kg/cm2). La velocidad de la bomba y presión del fluido de fracturamiento pueden aún ser más altos, por ejemplo, velocidades de flujo en exceso de 100 barriles por minuto y presiones en exceso de 10,000 psi (703 kg/cm2) se encuentran frecuentemente.

Para fracturar una formación subterránea se requiere típicamente de cientos de miles de galones de fluido de fracturamiento . Además, es frecuentemente deseable fracturar en más de una ubicación pozo abajo de un pozo. De esta manera, un volumen alto de¦ fluido de fracturamiento es requerido usualmente para tratar un pozo, lo cual significa que es deseable un fluido de fracturamiento de bajo costo. Debido a la fácil disponibilidad y costo relativamente bajo del agua comparado con otros líquidos, el fluido de fracturamiento se basa usualmente en agua.

La formación o extensión de una fractura en el fracturamiento hidráulico puede presentarse inicialmente de manera súbita. Cuando esto sucede, el fluido de fracturamiento tiene súbitamente una trayectoria de flujo de fluido a través de la fractura para fluir más rápidamente lejos de la perforación de pozo. Tan pronto como la fractura se crea o aumenta, el incremento súbito en el flujo de fluido lejos del pozo reduce la presión en el pozo. De esta manera, la presión o aumento de una factura en la formación se puede indicar por una caída súbita en la presión de fluido, que se puede observar en la cabeza, de pozo. Después de romper inicialmente la formación, la fractura luego se puede propagar más lentamente, en la misma presión o con poco incremento de presión.

Una fractura recientemente creada o extendida tenderá a cerrarse después de . que se detiene el bombeo del fluido de fracturamiento . Para evitar que la fractura se obstruya, se debe colocar un material en la fractura para mantener la fractura apropiada abierta. Un material usado para este propósito es referido como un "apuntalante".

El apuntalante está en . la forma de un particulado sólido, que se puede suspender en el fluido de fracturamiento, llevado pozo abajo y depositado en la fractura como un "paquete de apuntalante". El paquete de apuntalante apuntará la fractura en una condición abierta mientras que permite que el fluido fluya a través de la permeabilidad del paquete. Un particulado para el uso como un apuntalante se selecciona basado en las características de intervalo de tamaño, resistencia a la trituración e insolubilidad.

El apuntalante es un tamaño apropiado para apuntalar la fractura y permitir que el fluido fluya a través del paquete de apuntalante, es decir, entre ' y alrededor del apuntalante que constituye el paquete. Los tamaños apropiados de particulado para el uso como un apuntalante están típicamente en el intervalo de aproximadamente 8 a aproximadamente 100 Malla Estándar U.S. Un apuntalante típico es arena dimensionada, que geológicamente se define por tener una dimensión más grande que varía de 0.0625 milímetros hasta 2 milímetros (mm) . (La siguiente clase de tamaño de partícula más pequeña por debajo de la arena dimensionada es cieno, que se define por tener una dimensión más grande que varía de menor que 0.0625 mm abajo de 0.004 mm. ) , de manera preferente, el apuntalante tiene un intervalo de distribución de tamaño particulado tal que por lo menos 90% del apuntalante tiene un tamaño de 0.0625 mm a 1.0 mm. Para este propósito, "apuntalante" no significa o se refiere a sólidos suspendidos, cieno, partículas finas u otros tipos de particulado insoluble más pequeño que 0.0625 mm. Además, no propone o se refiere a particulados más grande que 2 mm.

El apuntalante.es suficientemente resistente, es decir, tiene una resistencia compresiva o a la trituración suficiente, para apuntalar la abertura de la fractura sin ser deformado o triturado por el esfuerzo de cierre de la fractura en la formación subterránea. Para un material de apuntalante que se tritura bajo esfuerzo de cierre, el apuntalante tiene de manera preferente una resistencia a la trituración API de por lo menos 4, 000 psi (281.2 kg/cm2) de esfuerzo de cierre basado en 10% de partículas finas trituradas para el apuntalante de malla 20/40 o 16% de partículas finas de trituración para apuntalante de malla 12/20 de acuerdo con el procedimiento API RP-56. Este desempeño es aquel de ¦ un apuntalante resistencia a la trituración media, mientras que un apuntalante resistente a la trituración muy alta sería 10,000 psi (703 kg/cm2). Mientras es más alta la presión de cierre de la formación de la aplicación de fracturamiento, es más alta la resistencia del apuntalante que se necesita.

Además, un apuntalante adecuado no debe disolverse en los fluidos comúnmente encontrados en un entorno de pozo. De manera preferente, se selecciona un material que no se disolverá en agua o petróleo crudo.

Los materiales apuntalantes adecuados incluyen, pero no se limitan a, arena (sílice) cáscaras de nuez molidas o huesos de frutas, bauxita sinterizada, vidrio, plásticos, materiales de cerámica, madera procesada, arena recubierta con resina o cáscaras de .nuez molidas o huesos de frutas u otros compuestos, y cualquier combinación de lo anterior. Las mezclas de diferentes clases o tamaños de apuntalante se pueden usar también. Si se usa arena, será típicamente de 20 a aproximadamente 100 de Malla Estándar de E.Ü.A., en tamaño. Para un apuntalante sintético, los tamaños de malla de aproximadamente 8-100 se usan típicamente.

El paquete de apuntalante en la fractura proporciona una trayectoria de flujo de permeabilidad más alta para el aceite o gas para alcanzar la perforación de pozo comparada con la permeabilidad de la formación subterránea circundante. Esta trayectoria de flujo incrementa la producción de aceite y gas de la formación subterránea.

La concentración de apuntalante en el fluido de tratamiento es de manera preferente en el intervalo de aproximadamente 0.03 kilogramos a aproximadamente 12 kilogramos de apuntalante por litro de fase líquida (de aproximadamente 0.1 lb/gal a aproximadamente 25 lb/gal) .

Tratamiento del Pozo - Compactación de Grava Un particulado sólido insoluble también se puede usar para operaciones de "compactación de grava". El particulado insoluble,. cuando se utiliza para este propósito, es referido como "grava". De manera más particular en el campo de aceite y gas y como se usa en: la presente, el término "grava" se usa algunas veces para referirse a partículas insolubles relativamente grandes en la clasificación de tamaño de arena, es decir, las partículas que varían en diámetro de aproximadamente 0.5 mm hasta aproximadamente 2 mm. Generalmente, los apuntalantes de resistencia baja se usan en la compactacion de grava incluyendo arena.

Incremento de la Viscosidad del Fluido para Suspender el Particulado Varios particulados se pueden emplear en un fluido para el uso en un pozo o un fluido se puede usar para ayudar a remover los particulados de un pozo. Como se usa en la presente, "particulado" o "material particulado" se refiere a una materia en la forma física de distintas partículas. Las partículas distintas tienen una alta tendencia a dispersarse. Esta tendencia puede ser, por ejemplo, debido a las partículas que ya se han dispersado (por ejemplo, las moléculas de agua del vapor) o debido, a que las partículas distintas son muy grandes para ser afectadas apreciablemente por las fuerzas intermoleculares (por ejemplo, polvo o arena) . En el contexto de los pozos de aceite y gas, un particulado puede ser un material que tenga tamaños de partícula que varían en cualquier lugar de o entre aquellas de las partículas finas (medidas en micrómetros) y aquellas de los recortes de roca (hasta algunos centímetros).

Por ejemplo, durante la perforación, los recortes de roca se deben llevar por el fluido de perforación y hacerlos fluidos fuera de la perforación de pozo. Los recortes de roca tienen típicamente una gravedad específica mayor que 2.

Similarmente, un apuntalante usado en el fracturamiento hidráulico tiene típicamente una densidad muy diferente que el agua. Por ejemplo, la arena tiene una gravedad específica de aproximadamente 2.7, .donde el agua tiene una gravedad específica de 1.0 a temperatura y presión ambiente. Un apuntalante que tenga' una densidad diferente que el agua tenderá a separarse del agua muy rápidamente.

El incremento de la viscosidad del agua utilizando un agente de incremento de viscosidad puede ayudar a prevenir que un particulado que tenga diferente gravedad específica que una fase externa del fluido se separe rápidamente de la fase externa.

Incremento de la Viscosidad con Emulsiones Las gotitas de fase interna de una emulsión alteran las líneas de corriente y requieren más esfuerzo para obtener la misma velocidad de flujo. De esta manera, una emulsión tiende a tener una viscosidad más alta que la fase externa de la emulsión de otra manera tendría por sí misma. Esta propiedad de una emulsión se puede usar para ayudar a suspender un material particulado en una emulsión. Esta técnica para incrementar la viscosidad de un liquido se puede usar separadamente o en combinación con otras técnicas para incrementar la viscosidad de un fluido.

Incremento de la Viscosidad con un Agente de Incremento de Viscosidad Un agente de incremento de viscosidad es algunas veces conocido en la técnica como un "espesante" o un "agente de suspensión", pero se debe entender que incrementar la viscosidad sin más, ' solo puede desacelerar el asentamiento o separación de las distintas fases.

Algunos agentes de incremento de viscosidad también pueden ayudar a suspender un material particulado al incrementar el módulo elástico del fluido. Un ejemplo de un agente de incremento de viscosidad que también incrementa el módulo elástico de un fluido es un surfactante viscoelástico . Un módulo elástico es ' la medición de una tendencia de una sustancia a ser deformada no permanentemente cuando se aplica una fuerza a ella. El módulo elástico de un fluido comúnmente referido como G' , es una expresión matemática y se define como la inclinación de una curva de tensión versus información en la región de deformación elástica. G' se expresa en unidades de presión, por ejemplo, Pa (Pascales) o dinas/cm2. Como un punto de referencia, el módulo elástico del agua es insignificante y es considerado que es cero.

Agente de Incremento de Viscosidad - Polisacáridos Solubles en Agua o Derivados Un polisacárido soluble en agua se puede usar para incrementar la viscosidad de un fluido. En general, el propósito de utilizar tal polisacárido es para incrementar la capacidad del fluido a suspenderse y ser llevado en un material particulado.

Un polisacárido se puede clasificar por ser no helicoidal o helicoidal (o tipo de espiral aleatorio) basado en su estructura de solución en el medio liquido acuoso. Ejemplos de polisacáridos no helicoidales incluyen guar, derivados de guar, y derivados de celulosa. Ejemplos de polisacáridos helicoidales incluyen xantano, diutan y escleroglucano y derivados de cualquiera de estos.

Como se usa en la presente, un "polisacárido" puede incluir ampliamente un polisacárido modificado o derivado. Como se usa en la presente, "modificado" o "derivado" significa un compuesto o sustancia formadas por un proceso químico de un compuesto o sustancia precursora, en donde el esqueleto químico del precursor existe en el derivado. El proceso químico incluye ' de manera preferente a lo sumo algunas etapas de reacción química, y de manera más preferente solo una o dos etapas de reacción química. Como se usa en la presente, una "etapa de reacción química" es una reacción química entre dos especies de reactivos químicos para producir por lo menos una especie químicamente diferente de los reactivos (sin considerar el número de especies químicas transcientes que se pueden formar durante la reacción. Un ejemplo de una etapa química es una reacción de sustitución. La sustitución en un material polimérico puede ser parcial o completa.

Un derivado de guar se puede seleccionar del grupo que consiste de, por ejemplo un derivado de carboxialquilo de guar, un derivado de hidroxialquilo de guar, y cualquier combinación de los mismos. De manera preferente, el derivado de guar se selecciona del ¦ grupo que consiste de carboximetilguar , carboximetilhidroxietilguar , hidroxietilguar, carboximetilhidroxipropilguar , etilcarboximetilguar e hidroxipropilmetilgua .

Un derivado de celulosa se puede seleccionar del grupo que consiste de, por ejemplo, un derivado de carboxialquilo de celulosa, un derivado de hidroxialquilo de celulosa, y cualquier combinación de los mismos. De manera preferente, el derivado de celulosa se selecciona del grupo que consiste de carboximeti1celulosa, carboximetilhidroxieti1celulosa , hidroxietilcelulosa, metilcelulosa, etilcelulosa, etilcarboximetilcelulosa, e hidroxipropilmetilcelulosa .

Como se usa en la presente, un polisacárido se considera que es soluble en agua si es soluble al grado de por lo menos 10 mg por litro en agua desionizada a 25°C. De manera más preferente, el polímero soluble en agua también es soluble al grado de por lo menos 10 mg por litro en una solución de cloruro de cloruro de sodio acuosa de 32 gramos de cloruro de sodio por litro de agua desionizada a 25°C. Si se desea, el polímero soluble en agua se puede mezclar con un surfactante para facilitar su solubilidad en el agua o solución de sal utilizada. El polímero soluble en agua puede tener un peso molecular promedio en el intervalo de aproximadamente 50,000 a 20,000,000, de manera mucho más preferente de aproximadamente 1,000,000 a aproximadamente 3,000,000.

Agente de Incremento de Viscosidad - Reticulación del Polisacárido para Formar un Gel Debido al alto volumen del fluido de fracturamiento utilizado típicamente en una operación de fracturamiento, es deseable incrementar de manera eficiente la viscosidad de los fluidos de fracturamiento a la viscosidad deseada utilizando tan poco agente de incremento de viscosidad como sea posible. Siendo capaz de utilizar solo una pequeña concentración del agente de incremento de viscosidad se requiere una menor cantidad del agente de incremento de viscosidad a fin de lograr la viscosidad de fluido deseada en un volumen grande del fluido de fracturamiento . Los agentes de incremento de reticulador, en donde el fluido mezclado se adapta para formar un gel después de la inyección pozo abajo en un tiempo deseado en un tratamiento de pozo. Se puede usar un gel base, por ejemplo, como la fase externa de una emulsión.

Reductor de viscosidad para el Fluido Viscosificado Después de que un fluido de pozo viscosificado ha servido su propósito, es frecuentemente deseable reducir subsecuentemente la viscosidad del fluido de pozo de modo que pueda ser más fácil hacerlo fluido de nuevo de una porción de un pozo.

Los fluidos de perforación o tratamiento también incluyen comúnmente un "reductor de viscosidad" para un emulsificante u otro material polimérico para reducir la viscosidad del fluido- después de un tiempo deseado. Por ejemplo, en el contexto de incremento de viscosidad proporcionado por un uso de un polisacárido, el término "degradación" o "reductor de viscosidad" como se utiliza en la presente se refiere a una reducción en la viscosidad de un fluido o gel por alguna degradación de las cadenas principales del polímero o alguna degradación o reversión de las reticulaciones entre las moléculas de polímero. Ningún mecanismo particular se implica necesariamente por el término. Un reductor de viscosidad para este propósito puede ser, por ejemplo, un ácido, base, un oxidante, una enzima, un viscosidad eficientes y económicos incluyen polímeros solubles en agua. Los polímeros solubles en agua típicos utilizados en los tratamientos de pozos son polisacáridos solubles en agua y polímeros sintéticos solubles en agua (por ejemplo, poliacrilamida, etc.). El polisacárido soluble en agua más común empleado en los tratamientos de pozos es guar y sus derivados.

La viscosidad de un fluido en una concentración dada de agente de incremento de viscosidad se puede incrementar en gran medida al reticular el agente de incremento de viscosidad. Un agente de reticulación, algunas veces referido como un reticulador, se puede usar para este propósito. Un ejemplo de un agente de reticulación es el ión de borato. Si un polisacárido se retícula a un grado suficiente, puede formar un gel con agua. La formación de gel se basa en una variedad de factores incluyendo el polímero particular y la concentración del mismo, el reticulador particular y la concentración del mismo, el grado de reticulación, temperatura, y una variedad de otros factores conocidos por aquellas personas de experiencia ordinaria en la técnica.

Un "gel base" ¦ es un fluido que incluye un agente de incremento de viscosidad, tal como guar, pero que excluye los agentes de reticulación. Típicamente, un gel base es un fluido que se mezcla con otro fluido que contiene un agente quelante de reticulador de metal o una combinación de estos. Los ácidos, oxidantes, o enzimas pueden estar en la forma de reductor de viscosidades de liberación retardada o encapsulados .

En el caso de un agente de incremento de viscosidad reticulado, por ejemplo, una forma para disminuir la viscosidad es al romper la reticulación. Por ejemplo, las reticulaciones de borato en un gel reticulado con borato se pueden romper al reducir el . pH del fluido. En un pH por arriba de ocho, el ión de borato existe y es disponible para reticulación y provoca la gelificación . En un pH más bajo, el ión de borato reacciona con el protón y no está disponible para reticulación, de esta manera, es reversible un incremento en la viscosidad debido a la reticulación del borato.

Polisacárido como Reductor de Fricción Existen otros usos para un polisacárido soluble en agua en fluidos de pozo. Por ejemplo, durante la perforación, terminación, y estimulación de un pozo subterráneo, es común bombear un fluido de pozo basado en agua a través de artículos tubulares (por ejemplo, tubos, tubería en espiral, etc.) y en una formación subterránea adyacente a una perforación de pozo. Una cantidad considerable de energía se puede perder debido a la fricción del fluido de pozo basado en agua en un flujo turbulento a través de los artículos tubulares de la perforación de pozó. Debido a estas pérdidas de energía, puede ser necesaria potencia adicional de bombeo para lograr el propósito deseado del fluido de pozo. Para reducir estas pérdidas: de energía, un polisacárido soluble en agua se puede incluir en un fluido de pozo basado en agua. El uso de un polisacárido soluble en agua apropiado como un reductor de fricción en un' fluido de pozo se espera que reduzca las pérdidas de energía debido a la fricción.

Por ejemplo, en un "tratamiento de fracturamiento de agua de alta circulación", la suspensión de apuntalante en ei fluido del tratamiento se logra en gran medida por la alta circulación del bombeo y la alta circulación de flujo del tratamiento. Para reducir las pérdidas de energía debido a la fricción, un polisacárido soluble en agua como un reductor de fricción se puede incluir en el fluido de fracturamiento . Mientras que en un fluido utilizado en el fracturamiento de agua de alta circulación puede contener un polisacárido soluble en agua como un polímero de reducción de fricción, el polisacárido incluye µsualmente en el fluido de fracturamiento en una cantidad que es suficiente para proporcionar la reducción de fricción deseada sin viscosificar apreciablemente el fluido y sin usualmente un reticulador. Como resultado, los fluidos de fracturamiento utilizados en estas operaciones de fracturamiento de agua de alta circulación tienen generalmente una viscosidad más baja que los fluidos de fracturamiento convencionales .

Fluidos Espaciadores Un fluido espaciador es un fluido utilizado para separar físicamente un fluido de propósito especial de otro. Los fluidos de propósito especial son típicamente propensos a la contaminación, de esta manera un fluido espaciador compatible con cada uno se utiliza entre los dos. Un fluido espaciador se utiliza cuando se cambias dos fluidos de pozo utilizados en un pozo, por ejemplo, un fluido espaciador se utiliza para cambiar de un fluido de perforación durante la perforación de un pozo a una suspensión de cemento durante operaciones de cementación en el pozo. En el caso de un fluido de perforación basada en aceite, se debe mantener separado de un fluido de cementación basado en agua. En el cambio a la última operación, un fluido espaciador basado en agua químicamente tratado se utiliza usualmente para separar el fluido de perforación de la suspensión de cemento. Otro ejemplo es utilizar un fluido espaciador para separar dos diferentes fluidos de tratamiento.

Aditivos de Fluido de Pozo Un fluido de pozo puede contener aditivos que se utilizan comúnmente en aplicaciones de campo petrolero, como son conocidas por aquellas personas expertas en la técnica. Estas incluyan, pero no se limitan necesariamente a, sales solubles en agua inorgánicas, auxiliares reductores, surfactantes , depuradores de oxigeno, alcoholes, inhibidores de incrustaciones, inhibidores de corrosión, aditivos de pérdida de fluido, oxidantes y bactericidas.

Variaciones en el Fluido de Pozo a través del Tiempo A menos que el contexto especifico lo requiera de otra manera, un "fluido de' pozo" se refiere a las propiedades especificas y composición de un fluido en el momento en que el fluido está siendo introducido a través de la cabeza de pozo en una perforación de pozo. Además, se debe entender, que, durante el curso de una operación de pozo tal como perforación, cementación, terminación, o intervención, o durante un tratamiento especifico tal como control de pérdida de fluido, fracturamiento hidráulico, o tratamiento de matriz, las propiedades especificas y composición de un tipo de fluido de pozo se pueden variar o varios tipos diferentes de fluidos de pozo s'e pueden utilizar. Por ejemplo, las composiciones se pueden variar para ajusfar la viscosidad o elasticidad de los fluidos de pozo para adaptar cambios en las concentraciones del apuntalante deseado para ser llevados hacia debajo de la formación subterránea del paquete inicial de la fractura al paquete de extremo de cola. También puede ser deseable adaptar cambios en las temperaturas encontradas por los fluidos de pozo durante el curso del tratamiento. Por medio de otro ejemplo, puede ser deseable adaptar la duración más prolongada que el primer fluido del tratamiento pueda necesitar para mantener la viscosidad antes de la degradación comparada con la duración más- corta que un fluido del tratamiento introducido después pueda necesitar para mantener la viscosidad antes de la degradación. Los cambios en la concentración del apuntalante, agente de incremento de viscosidad, u otros aditivos en los diversos fluidos del tratamiento de una operación del tratamiento se pueden hacer en cambios escalonados de concentraciones o cambios incrementados de concentraciones.

Mecánica Continua y Reología Uno de los propósitos de identificar el estado físico de una sustancia y medir la viscosidad de una sustancia fluida es establecer si es capaz de bombearse bajo los intervalos de condiciones físicas qué se pueden encontrar en una cabeza de pozo y con los tipos y tamaños de bombas disponibles para hacer utilizadas para bombear fluidos en un pozo. Otro propósito es determinar que el estado físico de la sustancia y sus propiedades físicas estarán durante el bombeo a través de una perforación de pozo y bajo otras condiciones pozo abajo en el pozo, incluyendo temperaturas a través del tiempo y cambiantes, presiones, y velocidades de esfuerzo cortante. Por ejemplo, en algunas aplicaciones, un fluido de pozo forma o es un gel bajo condiciones pozo abajo que después se reduce de nuevo a un estado fluido.

La mecánica continua, es una ramificación de la mecánica que trata con el análisis de la cinética y el comportamiento mecánico de los materiales modelados como una masa continua antes que partículas discretas. La reología es el estudio del flujo de materia: principalmente en el estado líquido, pero también "sólidos blandos" o sólidos bajo condiciones en las cuales responden con flujo plástico antes que deformarse elásticamente en respuesta a una fuerza aplicada. Aplica a sustancias que tienen una estructura compleja, tales como lodos, sedimentos, suspensiones, geles, etc. El flujo de tales sustancias no se puede caracterizar por un solo valor de viscosidad, que varía con la temperatura, presión y otros factores. Por ejemplo, la salsa cátsup puede tener su viscosidad reducida por agitación : (u otras formas de agitación mecánicas) pero el agua no.

Como se utiliza en la presente, si de otra manera no se establece específicamente, el estado físico de una sustancia (o mezcla de sustancias) y otras propiedades físicas se determinan en una temperatura de 25°C (77°F) y una presión de una atmósfera (Condiciones de Laboratorio Estándares) sin ningún esfuerzo cortante aplicado.

Estado y Viscosidad del Fluido En general, un. fluido es una sustancia amorfa que es o que tiene una fase continua y que tiende a fluir y a conformarse al contorno de su contenedor. Ejemplos de fluidos son gases y líquidos. Un- gas (en el sentido de un estado físico) se refiere a una sustancia amorfa que tiene una alta tendencia a dispersarse y una compresibilidad relativamente alta. Un líquido se refiere a una sustancia amorfa que tiene poca tendencia a . dispersarse a incompresibilidad relativamente alta. La tendencia a dispersarse se relaciona con Fuerzas Intermoleculares (también conocidas como Fuerzas de van der Waal) .

La viscosidad y la resistencia de un flujo a fluir. En los términos diarios, la viscosidad es "espesor" o "fricción interna". De esta manera, el agua pura es "delgada", que tiene una viscosidad relativamente baja mientras que la miel es "espesa", que tiene una viscosidad relativamente más alta. Puesto simplemente, mientras el fluido es menos viscoso, es mayor su facilidad de movimiento (fluidez). Más precisamente, la viscosidad se define como la relación de esfuerzo cortante a velocidad de esfuerzo cortante. La viscosidad de un fluido se expresa usualmente en unidades de centipoise ("cP") .

El estado físico de una sustancia y la viscosidad de un fluido son sumamente dependientes en el carácter de la sustancia y las condiciones físicas, principalmente temperatura y presión.. Además, el estado físico y la viscosidad de un fluido puede depender del esfuerzo cortante y velocidad de esfuerzo cortante y la viscosidad puede variar a través del tiempo con esfuerzo cortante continuo. La ley de Newton del a viscosidad es una aproximación que se mantiene para unas sustancias pero no a otras. Los fluidos no Newtonianos muestran una relación más complicada entre los esfuerzos cortantes y la gradiente de velocidad que simple linealidad. De esta manera, existe una variedad de formas de viscosidad. Los fluidos Newtonianos, tal como agua y la mayoría de gases tienen una viscosidad constante con velocidad de esfuerzo cortante. Los fluidos espesantes por esfuerzo cortante tienen una viscosidad que se incrementa con la velocidad del esfuerzo cortante. Los fluidos de adelgazamiento por esfuerzo cortante tienen una viscosidad que disminuye con la velocidad de esfuerzo cortante. Los fluidos tixotrópicos son menos viscosos a través del tiempo cuando se agitan, se sacuden, o de otra manera se someten a la tensión. Los fluidos reopécticos son más viscosos a través del tiempo cuando se agitan, se sacuden, o de otra manera se someten a la tensión. Un plástico Bingham es un material que se comporta como un sólido a bajas tensiones pero fluye como un fluido viscoso a altas tensiones.

Existen numerosas formas para medir y modelar las propiedades viscosas, y continúan siendo hechos nuevos desarrollos. Los métodos dependen del tipo de fluido por el cual la viscosidad está siendo medida. Un método tipico para propósitos de aseguramiento de calidad o control de calidad (QA/QC) usa un dispositivo de cubeta, tal como un viscosimetro Fann Modelo 50, que mide la viscosidad como una función de tiempo, temperatura, y velocidad de esfuerzo cortante.. El , instrumento medidor de viscosidad se puede calibrar usando aceites de silicona de viscosidad estándar u otros fluidos de viscosidad estándar. Debido a la geometría de los dispositivos de medición de viscosidad más comunes, sin embargo, las partículas grandes del particulado sólido, tal como' un apuntalante o grava utilizados en ciertos tratamientos de pozos, interferirían con la medición. Por lo tanto, la viscosidad de un fluido que contiene tai particulado sólido grande se infiere usualmente al medir la viscosidad de un fluido de prueba que es similar al f.luido de fracturamiento sin ningún apuntalante incluido.

Estado y Deformación del Gel Un estado del gel es un estado similar a jalea, semi-sólido que puede tener propiedades que varían de blando y débil a duro y rígido. Los esfuerzos cortantes por debajo de un cierto valor finito no logran producir una deformación permanente. El esfuerzo cortante mínimo que producirá una deformación permanente, es conocido como el esfuerzo cortante o la resistencia del gel..

La Sustancia de un Fluido o Gel Puede Ser una Dispersión Una dispersión es' un sistema en el cual las partículas se dispersan en una fase externa de una composición diferente o estado físico. Una dispersión se puede clasificar en una variedad de formas diferentes, incluyendo basado en el tamaño de las partículas de fase dispersa, si se presenta o no la precipitación, y la presencia del movimiento Browniano. Por ejemplo, una dispersión se puede considerar que es homogénea o heterogénea basado en que es una solución o no, y si no es una solución, basado en el tamaño de las partículas de fase dispersada (que también pueden referirse al tamaño de la gotita en el caso de una fase líquida dispersada) .

La sustancia de un fluido puede ser una sola sustancia química o una dispersión. Por ejemplo, el agua (un líquido bajo Condiciones de Laboratorio Estándares) es una sola sustancia química con ese nombre. Una solución de sal acuosa es una dispersión.

La sustancia de un gel es una dispersión. El estado del gel se forma por una red de moléculas interconectadas , tal como de un polímero reticulado o de micelas, con otras moléculas en forma liquida. La red da a un material de gel en su estructura (dureza) y contribuye al espesor (pegajosidad) . En peso, la sustancia de los geles es en su mayoría líquida, todavía se comportan como sólidos debido a la red tridimensional con el líquido. En el nivel molecular (escala de nanómetro) , un gel es una dispersión en la cual la red de moléculas es la fase continua (externa) y el líquido es la fase discontinua (interna) ; sin embargo, el estado del gel, aunque heterogéneo, se considera generalmente que es una fase individual.

Clasificación de Dispersiones : Homogéneas y Heterogéneas Una dispersión se considera que es homogénea si las partículas de fase dispersada se disuelven en la solución o las partículas son menos que aproximadamente 1 nanómetro en tamaño.

Una solución es un tipo especial de mezcla homogénea.

Una solución es homogénea debido a que la relación de soluto a solvente es la misma por toda la solución y debido a que el soluto nunca se asentará de la solución, aun bajo centrifugación potente. Una solución acuosa, por ejemplo, agua salada, es una solución homogénea en la cual el agua es solvente y la sal es el soluto.

Excepto para el caso especial de una solución, una dispersión se considera que es heterogénea si las partículas de fase dispersada son más grandes que aproximadamente 1 nanómetro en tamaño. (Para referencia, el diámetro de una molécula de tolueno es de aproximadamente 1 nm) .

Clasificación de Dispersiones Heterogéneas : Coloides y Suspensiones Las dispersiones se pueden clasificar adicionalmcntc basadas en el tamaño de partícula y otras características.

Una dispersión heterogénea es un "coloide" donde las partículas de fase dispersada están en el intervalo de aproximadamente 1 nanómetro a . aproximadamente 50 micrómetros en tamaño. Típicamente, las partículas de fase dispersada de un coloide tienen un diámetro de entre aproximadamente 5 a aproximadamente 200 nanómetros. Tales partículas son normalmente visibles a un . microscopio óptico, aunque su presencia se puede confirmar con el uso de un ultramicroscopio o un microscopio electrónico.

Una dispersión heterogénea es una "suspensión" donde las partículas de fase dispersadas son más grandes que aproximadamente 1 micrómetro. Breves partículas se pueden observar con un microscopio,, o sin son más grandes que aproximadamente 0.1 mm, a simple vista.

Clasificación de Coloides o Suspensiones: Fase Externa Los coloides o suspensiones pueden tener sólido, liquido, o gas como la fase externa.

En los casos donde la fase externa de una dispersión es un liquido, para un fluido coloidal las partículas de fase dispersada son tan pequeñas que no se asientan. Diferente a los coloides, sin embargo, una suspensión de partículas dispersadas en una fase externa líquida se separará eventualmente en reposo, por ejemplo, asentamiento en caso donde las partículas tienen una densidad más alta que la fase líquida. Las suspensiones que tienen una fase externa líquida son esencialmente inestables desde un punto vista termodinámico, sin embargo, pueden ser cinéticamente estables durante un período de tiempo prolongado, dependiendo de la temperatura y otras condiciones.

Un ejemplo de una . suspensión de un sólido en un líquido sería arena en agua.. En caso donde las partículas de fase dispersadas son liquidas en un medio externo que es otro líquido, esta clase de suspensiones es más particularmente referida como una emulsión. Las suspensiones y emulsiones se utilizan comúnmente como fluidos de pozo.

Emulsiones Más particularmente, una emulsión es una dispersión de líquido inmiscible como gotitas en una fase líquida externa. Además, la proporción de las fases externas e internas está por arriba de la solubilidad de cualquiera en la otra. Un químico (un emulsificante o agente emulsificante ) se puede incluir para reducir la tensión interfacial entre los dos líquidos inmiscibles para ayudar con la estabilidad contra la coalescencia de la fase líquida nterna.

Una emulsión puede ser un tipo de aceite en agua (a/a) o tipo de agua en aceite (a/a) . Una emulsión de agua en aceite es algunas veces referida como una emulsión inversa. En el contexto de una emulsión, una fase líquida "agua" se refiere a agua o una solución acuosa y una fase líquida "aceite" se refiere a cualquier líquido orgánico que sea inmiscible con el agua, tal como un líquido oleaginoso. Ejemplos de líquidos oleaginosos incluyen: diesel, queroseno, aceite mineral, un éster, una alfa-olefina, petróleo crudo, aceite sintético, y cualquier combinación de los mismos.

Se debe entender que múltiples emulsiones son posibles, que las cuales son algunas veces referidas como emulsiones anidadas. Múltiples emulsiones son sistemas polidispersados complejos donde tanto las emulsiones de aceite en agua como de agua en aceite existe simultáneamente en el fluido, en donde la emulsión de aceite en agua se estabiliza por un surfactante lipofílico y la emulsión de agua en aceite se estabiliza por un surfactante hidrofilico. Estos incluyen múltiples emulsiones de tipo de agua en aceite en agua (a/a) y aceite en agua en aceite (a/a/a). Aun son posibles sistemas polidispersados más complejos. Las múltiples emulsiones se pueden formar, por ejemplo, al dispersar una emulsión de agua en aceite en agua o una solución acuosa, o al dispersar una emulsión de aceite en agua en aceite.

Espumas ¦ Además, una dispersión puede ser una espuma, que es un liquido que incluye una dispersión de burbujas gaseosas no disueltas que espuman el fluido, y usualmente con la ayuda de un químico (un agente de espumación) para lograr la estabilidad.

Clasificación de Fluidos: Basados en Agua o Basados en Aceite La fase continua de una sustancia en general es la fase más externa, sin considerar el número de fases. Como se utiliza en la presente; un "fluido basado en agua" significa que el agua o una solución acuosa es la fase continua del fluido en general. En contraste, un "fluido basado en aceite" significa que el aceite es la fase continua del fluido en general. En el contexto de clasificar una o más fases liquidas de un fluido, una fase líquida "agua" se refiere a agua o una solución acuosa y una fase líquida "aceite" se refiere a cualquier liquido orgánico que sea inmiscible con agua, tal como un liquido oleaginoso. Ejemplos de líquidos oleaginosos incluyen: diesel, queroseno, aceite mineral, un éster, un alfa-olefina, petróleo crudo, aceite sintético, y cualquier combinación de los mismos.

Es deseable mejorar los métodos para producir el petróleo crudo o gas natural. Es deseable proporcionar fluidos de pozo y métodos para uso en los pozos que proporcionan ventajas sobre los fluidos y métodos conocidos.

SUMARIO DE LA INVENCIÓN Se proporcionan fluidos que contienen nanohíbridos y métodos para utilizar tales fluidos en un pozo. Se cree que un nanohíbrido puede estabilizar las interfaces de fase. Los métodos incluyen las etapas de: (a) formar o proporcionar un fluido de pozo que comprende un nanohíbrido; e (b) introducir el fluido del pozo en un pozo. Los fluidos y métodos se pueden utilizar en varias aplicaciones para producir aceite o gas, tal como en operaciones de perforación, terminación o intervención.

De acuerdo con una modalidad de la invención, se proporcionan métodos para utilizar emulsiones estabilizadas con nanohíbridos en un pozo. Los métodos incluyen las etapas de : (a) formar una emulsión que comprende: (i) un nanohíbrido; (ii) agua o una solución acuosa; y (iii) un liquido inmiscible en agua; (b) introducir un fluido de pozo que comprende la emulsión en un pozo; y (c) después de la etapa de introducción, la modificación del nanohíbrido para degradar la emulsión en el pozo. De acuerdo con la invención, se reconoce que el nanohíbrido se puede modificar o destruir completamente, lo cual se puede utilizar como un "interruptor" para degradar selectivamente la emulsión. Esto puede ser útil donde la actividad superficial del nanohíbrido es necesaria para un cierto período y luego esa actividad superficial es necesaria para hacer "apagada".

De acuerdo con otra modalidad, se proporcionan métodos para alterar la humectabilidad de una superficie en un pozo. Los métodos incluyen las etapas de: (a) proporcionar un fluido de pozo que comprende un nanohíbrido; (b) introducir el fluido del pozo en un pozo para hacer contacto con la superficie en el pozo, en donde el ángulo del contacto del agua o un aceite sobre la superficie se altera.

De acuerdo con. todavía otra modalidad, se proporcionan fluidos espumados incluyendo un nanohíbrido y métodos para utilizar tal fluido espumado en un pozo. El fluido espumado incluye: (i) un nanohíbrido; (ii) una fase líquida; y (iii) una fase gaseosa. Los métodos incluyen las etapas de: (a) formar una espuma que comprende: (i) un nanohíbrido; (ii) una fase líquida; y (iii) una fase gaseosa; y (b) introducir un fluido de pozo que comprende la espuma en el pozo. De acuerdo con esta modalidad, se puede utilizar un nanohíbrido para estabilizar la interface liquida-gaseosa de la espuma, o una emulsión de la fase líquida, o ambas. La fase líquida puede ser un líquido basado en aceite o un líquido basado en agua. La fase líquida puede ser una sola fase líquida o una emulsión. La espuma puede incluir opcionalmente un material particulado, tal como un apuntalante, u otros componentes.

Como será apreciado por una persona de experiencia en la técnica, los métodos de acuerdo con la invención pueden tener aplicación en varias clases de operaciones implicadas en la producción de aceite y gas, incluyendo perforación, terminación, e intervención, tal como los diversos ejemplos descritos en los antecedentes.

Las características y ventajas de la presente invención serán evidentes para aquellas personas expertas en la técnica. Aunque se pueden hacer numerosos cambios por aquellas personas expertas en la técnica, tales cambios están dentro del espíritu de la invención.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Definiciones y Usos Generales Términos Generales Las palabras "comprenden", "que contiene" y "incluyen" y todas las variaciones gramáticas de los mismos se proponen para tener un significado no limitante, abierto. Por ejemplo, una composición que comprende un componente no excluye la composición que tiene componentes adicionales, un aparato que tiene un elemento o parte no excluye elementos o partes adicionales, y un método que tiene una etapa no excluye métodos que tienen etapas adicionales.

Mientras que las composiciones, aparatos y métodos se describen en términos de "que comprende", "que contiene", o "que incluye" varios componentes, partes, o etapas, las composiciones, aparatos, y métodos son aquellos. "que consisten esencialmente de" o "que consisten de" los diversos componentes, partes, y etapas que se incluyen y describen específicamente.

Los artículos indefinidos "un" o "una" significan uno o más de uno del componente, parte, o etapa que el artículo introduce.

Siempre que se describa un intervalo numérico de grado o medición con un límite inferior y un límite superior, cualquier número y cualquier intervalo que se encuentra dentro del intervalo también se propone para hacer descrito específicamente. Por ejemplo, cada intervalo de valores (en la forma "de a a b", o "de aproximadamente a a aproximadamente b", o "de aproximadamente a a b", "de aproximadamente a a b", y cualquiera de las expresiones similares, donde "a" y "b" representen valores numéricos de grado o medición) se va a entender que expone cada número e intervalo abarcado dentro del intervalo más amplio de valores.

Los términos tales como "primero", "segundo", "tercero", etc., se asignan arbitrariamente y se proponen simplemente para diferenciar entre dos o más componentes, partes o etapas que son similares o que corresponden en carácter, estructura o función, o acción. Por ejemplo, las palabras "primero" y "segundo" sirven no para otro propósito y no son parte del nombre o descripción del siguiente nombre o términos descriptivos. Además, el simple uso del término "primero" no requiere que haya cualquier "segundo" componente similar o correspondiente, parte o etapa. Similarmente , el simple uso de la palabra "segundo" no requiere que haya ningún "primero" o "tercero" componente similar correspondiente, parte o etapa.

Términos Específicos Como se usa en la presente, .un material se considera que es "soluble" en un liquido si por lo menos 10 mg del material se puede disolver en un litro de liquido cuando se somete a prueba a 25°C (77°F) y 1 presión atmosférica y se considere que es "insoluble" si es menor que eso.

A menos que se especifique de otra manera, cualquier relación o porcentaje significa en peso.

Como se usa en la presente, la frase "en peso del agua" significa el peso del agua de la fase continua del fluido en general si el peso de ningún apuntalante, agente de incremento de viscosidad, sal disuelta, u otros materiales o aditivos que pueden estar presentes en el agua.

A menos que se especifique de otra manera, cualquier duda con respecto a si las unidades son en unidades E.U.A. o Imperiales, donde existe cualquier diferencia en las unidades de E.U.A se proponen en la presente. Por ejemplo, "gal/ gal" significa galones E.U.A por miles de galones E.U.A.

A menos que se especifique de otra manera, como se usa en la presente, la viscosidad de un fluido se mide a 40 seg-1 y a temperatura ambiente de aproximadamente 25 °C (77°F) .

Nanohibridos para Estabilizar Emulsiones De acuerdo con una modalidad, un propósito de esta invención es utilizar nanohibridos que comprenden un nanotubo de carbono y un segundo componente inorgánico (por ejemplo, sílice, alúmina, óxido de magnesio, óxido de titanio, etc., para el uso en emulsiones para aplicaciones de campo petrolero. Más particularmente, estos nanohibridos contienen el nanotubo de carbón hidrofóbico y el componente inorgánico hidrofílico (por ejemplo, sílice) unido entre los mismos.

El carácter hidrofóbico e hidrofílico inherente da a estos nanohibridos propiedades tensoactivas. El balance hidrofilico-lipofílico ("HLB") de nanohibridos se puede adaptar por funcionalización química del nanohíbrido para obtener las propiedades deseadas. Más específicamente, el HLB se puede adaptar para funcionalización de nanotubos para hacerlos más hidrofílieos . Los nanotubos se pueden hacer progresivamente más hidrofílicos para hacer el HLB más alto asumiendo que en el inicio en nanohíbrido tiene un HLB bajo, es decir, es más similar a aceite. Si se hace muy hidrofílico, sin embargo, el material perderá sus propiedades tensoactivas ya que no sería tanto una parte hidrofóbica como hidrofílica en el híbrido. Esta invención toma ventaja de esto en la formación y luego degradación de una emulsión.

Similarmente, si un nanohíbrido se hace muy hidrofóbico, el material perderá sus propiedades tensoactivas ya que no seria tanto una parte hidrofóbica como hidrofilica en el híbrido. Esto también se puede utilizar como un método para degradar la emulsión.

Los nanohíbridos tensioactivos se particionan en la interface de una fase acuosa y una fase de aceite. Esto es diferente de los surfactantes convencionales que forman micelas. La energía termodinámica requerida para desplazar la emulsión estabilizada con partículas o estabilizada con nanohíbridos de la interface es muy alta en comparación con los surfactantes convencionales. Por lo tanto, estas emulsiones formadas con nanohíbridos tenso activos son mucho más estables que los surfactantes convencionales que forman micelas. Sin que se limite por ninguna teoría, no se sabe actualmente si los nanohíbridos forman una micela. Pero, se cree que dé la razón termodinámica los híbridos que por lo menos forman una interface más estable es que existe una integral recolectada de todas las fuerzas de energía provocadas por el híbrido en la interface, mientras que los surfactantes de entidad individual normales pueden fluir dentro y fuera de la interface más fácilmente. La extracción del nanohíbrido relativamente grande de la interface se cree que requiere energía alta.

Los nanohíbridos ' son una nueva clase de materiales híbridos fabricados de nanotubos de carbono (CNTs) y vidrios inorgánicos o cerámicas, que algunas veces son conocidos como híbridos inorgánicos CNT. Las muchas ventajas de los CNTs en los materiales híbridos incluyen su proporción dimensional alta (>1,000) y geometría tubular, que proporciona acceso listo al gas a un área superficial específica grande y percolación en fracciones de volumen muy bajas.. Los CNTs se han combinado con una variedad- de compuestos inorgánicos, incluyendo óxidos, nitruros, carburos, calcogenuros y cerámicos. En contraste a los nanocompuestos, los CNTs se recubren coaxialmente con el compuesto inorgánico. Dominik Eder, Carbón Nanotube-Inorganic Hybrids, Chem. Rev. 2010, 110, 1348-1385.

En términos simples, los CNTs son estructuras tubulares fabricadas de capas enrolladas de átomos de carbono interconectados con diámetros que varían de aproximadamente un nanómetro hasta decenas de nanómetros y se extiende hasta decenas de mieras. Los CNTs se pueden abrir por una tapa de tipo de fulereno hemisférica, dependiendo del método de síntesis. Junto con las estructuras relacionadas con aquellas de los fulerenos, los CNTs se consideran una tercera forma alotrópica de carbono, con los otros que son de diamante y grafito. Se clasifican como ya sea (a) tubos "de pared individual" (SWCNTs, 0.7 < d < 2 nra), que consisten de una sola capa de hoja de grafeno enrollada sin constura en un tubo cilindrico, o (b) CNTs de múltiples paredes (MWCNT, 1.4 < d < 150 nm) , que comprenden múltiples tubos concéntricos separados por aproximadamente 0.34 nm. En general, los CNTs poseen varias superficiales especificas grandes debido a su geometría hueca, mientras que su integridad estructural e inercia química soportan la estabilidad de oxidación relativamente alta. Otras ventajas incluyen sus propiedades físicas excepcionales. Dominik Eder, Carbón Nanotube-Inorganic Hybrids, Chem. Rev. 2010, 110, 1348-1385.

En general, los CNTs se pueden funcionalizar por (a) unión covalente de los ' grupos químicos a través de la ligación al esqueleto conjugado p del CNT o (b) adsorción no covalente o envoltura de varias moléculas funcionales. La reactividad del CNT se relaciona directamente al desajuste orbital p provocado por una curvatura incrementada. Por lo tanto, se debe hacer una distinción entre la pared lateral y las tapas terminales de un nanotubo. Las paredes laterales se pueden considerar como grafito curvado, mientras que las puntas son similares a la estructura de un hemisferio de fulereno y de esta manera son relativamente reactivos. Por consiguiente, la mayoría de reacciones se presentarán primero en las puntas y luego en las paredes laterales. Dominik Eder, Carbón Nanotube-Inorganic Hybrids, Chem. Rev. 2010, 110, 1348-1385.

Las diversas estrategias de. síntesis para híbridos inorgánicos CNT se pueden categorizar como técnicas ex situ e in situ. El procedimiento ex situ (bloque de construcción) primero produce el componente inorgánico en las dimensiones deseadas y morfología (nanopartículas típicamente esféricas) , luego modifica y une este componente a la superficie de CNTs a través de interacciones covalentes, no covalentes, o electrostáticas. En contraste, el procedimiento in situ lleva la síntesis del componente inorgánico en presencia de prístina o CNTs funcionalizados, sobre los cuales el material inorgánico se desarrolla como partículas, nanoalambres, o películas delgadas. Dominik Eder, Carbón Nanotube-Inorganic Hybrids, Chem. Rev. 2010, 110, 1348-1385.

Los nanohíbridos tensioactivos son una nueva clase de material surfactante. Tales nanohíbridos se desarrollaron por Professor Daniel Resasco at the University of Oklahoma, y en la actualidad son coraercíalmente disponibles de Southwest NanoTechnologies Inc. in Norman, Oklahoma. Véase Min Shen y Daniel E. Resasco, Emulsions Stabilized by Carbón Nanotube-Silica Nanohybrids, Langmuir 2009, 25(18), 10843-10851, 17 de Junio de 2009. Estos nanohíbridos han mostrado que hacen emulsiones de agua en aceite que son estables en el intervalo de temperatura de aproximadamente 50 °C a aproximadamente 250°C, intervalo de pH -de 1 a 9, presiones de aproximadamente 900 psi, y soluciones de sal. Además, la estabilidad de la emulsión no se compromete al diluir la emulsión con una solución de NaCl. Una cantidad minúscula de un liquido acuoso en una emulsión de agua en aceite sale de la emulsión, pero el volumen permanece en la emulsión. El nanohibrido hecho de nanotubos de carbono de múltiples paredes ("MWNT") da mejor desempeño que los nanotubos de carbono de una pared ("SWNT") en la estabilización de emulsiones. Además, los MWNT son actualmente mucho menos costosos que los SWNT, lo cual proporciona una ventaja comercial sobre los SWNT.

Fluido de Pozo como Emulsión Si desea, los fluidos de pozo adecuados para el uso en la presente invención se pueden usar en la forma de una emulsión o incluyendo una fase liquida en la forma de una emulsión. Un ejemplo de una emulsión adecuada comprendería un fluido acuoso que comprende un reactivo de incremento de viscosidad y un hidrocarburo como otra fase. En algunas modalidades, la fase externa de la emulsión sería acuosa. Por ejemplo, en algunas modalidades la emulsión puede comprender aproximadamente 30% de' un fluido de base acuosa y 70% de un hidrocarburo adecuado. En otras modalidades, la fase externa de la emulsión sería aceite. En ciertas modalidades, puede ser deseable utilizar una emulsión para, entre otras cosas, reducir la pérdida de fluido a la formación subterránea o para proporcionar una suspensión particulada mejorada.

Etapa para Formar una Emulsión La invención puede incluir una etapa para formar una emulsión que comprende: (i) un nanohibrido; (ii) agua o una solución acuosa; y (iii) un liquido inmiscible en agua. Sin que se limite por ninguna teoría, que el nanohibrido funciona para ayudar a emulsionar y mantener la estabilidad de la emulsión. Como se utiliza en la presente, un "emulsificante" significa que ayuda a prevenir que las gotitas de la fase dispersada interna se floculen o de combinen en la fase externa. El nanohibrido ayuda a estabilizar la emulsión, pero opcionalmente otros surfactantes , materiales particulados, o polímeros también se pueden incluir para mejorar para mejorar adicionalmente la estabilidad de la emulsión.

De acuerdo con una modalidad, el nanohibrido tiene un balance hidrofílico-lipofílico adaptado para formar una emulsión de aceite en agua. De acuerdo con otra modalidad, el nanohibrido tiene un balance hidrofílico-lipofílico adaptado para formar una emulsión de agua en aceite. Generalmente, los nanohíbridos son hidrofóbicos antes de cualquier derivación y antes de cualquier derivación serán una emulsión de agua en aceite.

De acuerdo con una modalidad, una fase dispersada de la emulsión comprende un químico que se libera de la fase dispersada en la etapa para modificar el nanohibrido para degradar la emulsión. Por ejemplo, el químico que se libera puede incluir un reticulador o un reductor de viscosidad para el polisacárido en aplicaciones de fracturamiento en las cuales se desea la reticulación o degradación retardada. También se puede utilizar para liberar un retardador de cemento o acelerador para aplicaciones de cementación.

De manera preferente, el líquido inmiscible en agua es insoluble en agua.

La emulsión también puede incluir otros aditivos.

La emulsión también puede contener sal (es) soluble en agua en una resistencia iónica alta para otros propósito, por ejemplo, para incrementar la densidad de la fase continua de la emulsión o para prevenir el hinchamiento de la arcilla en la formación. De manera preferente, la sal soluble en agua se selecciona del grupo que consiste de: un haluro de metal alcalino, haluro alcalinotérreo, formiato de metal alcalino, y cualquier combinación de los mismos en cualquier combinación.

La emulsión puede contener un depresor de punto de congelación. De manera más preferible, el depresor de punto de congelación es para la fase continua de la emulsión en general. De manera preferente, el depresor de punto de congelación se selecciona del grupo que consiste de sales iónicas solubles en agua, alcoholes, glicoles, urea, y cualquier combinación de los mismos, en cualquier proporción.

La emulsión puede incluir sal (es) soluble en agua en una resistencia iónica alta. El método también puede incluir la etapa de agregar la emulsión a una solución acuosa de una resistencia iónica alta antes o durante la etapa de introducción. .

La emulsión puede incluir un apuntalante. El método puede incluir la etapa de mezclar la emulsión con otro fluido que comprende el .apuntalante para formar un fluido de tratamiento antes o durante la etapa de introducción. De manera preferente, el apuntalante está en un intervalo de distribución de tamaño particulado tal que por lo menos 90% del apuntalante tiene un tamaño dentro del intervalo de 0.0625 trun a 2.0 mm. Para fracturamiento en ciertas formaciones, tales como formaciones de esquisto, el apuntalante se puede reducir a aproximadamente malla 100.

Estabilidad de la Composición de Emulsión De manera preferente, una composición de emulsión utilizada en un método de acuerdo a la presente invención es sumamente estable bajo una amplia gama de condiciones pozo abajo tal que no se volverá cremosa, se floculará, o incorporará en el uso pozo abajo hasta que la emulsión se degrade. Por ejemplo, -como se utiliza en la presente, debe ser estable a 25°C (77°F) durante por lo menos 10 días. En las condiciones pozo abajo en una temperatura más alta, debe ser estable durante por lo menos el tiempo del trabajo hasta que se desee ser degradado.

Como se usa en la presente, el término "crema", significa por lo menos algunas de las gotitas de una fase dispersa que converge hacia la superficie o fondo de la emulsión (dependiendo de las densidades relativas de los líquidos que constituyen las fases continuas y dispersadas) . Las gotitas convergidas mantienen una forma de gotita discreta. Como se utiliza en la presente, el término "floculado" significa por lo menos alguna de las gotitas de una fase dispersad que se combinan para formar agregados pequeños en la emulsión. Como se utiliza en la presente, el término "se incorporan" significa por lo menos alguna de las gotitas de una fase dispersada que se combinan para formar gotitas más granes en emulsión. Se debe entender que una emulsión se examina visualmente para la formación de crema, floculación o incorporación.

De manera preferente, una composición de emulsión de acuerdo con la invención es estable bajo una o más condiciones encontradas comúnmente en almacenamiento y uso de tal composición de emulsión para el uso en pozo. Por ejemplo, una composición de emulsión de acuerdo con la invención es de manera preferente estable para almacenamiento, incluyendo bajo condiciones de congelación-descongelación, en entornos de pozo de alta temperatura, al adición de sales para proporcionar una resistencia iónica alta a la fase de agua de la emulsión, o para diluir la emulsión con altas concentraciones de agua o soluciones que tienen resistencia iónica alta. De manera más preferente, una emulsión de acuerdo con la invención tiene todas estas ventajas.

Como se usa en' la presente, la estabilidad para almacenar significa estabilidad para almacenar a 25°C (77 °F) durante 10 días. Como se usa en la presente, estabilizar a "condiciones de congelación-descongelación" significa enfriar de 25°C a -17.17°C (77°F a 0°F) y calentar de nuevo a 25°C (77 °F) . De manera preferente, la fase dispersada no será crema, se floculará, o incorporará cuando se someta a prueba bajo un ciclo de congelación-descongelación de 25°C a -17.17°C (77°F a 0°F) y de nuevo a 25°C (77°F). De manera más preferente, la fase dispersada no se hará crema, floculará, o incorporará cuando se enfrie y almacene a una temperatura de -17.17°C (0°F) durante 10 días y luego se caliente a 25°C (77°F).

Como se usa en . la presente, "condiciones de alta temperatura" significa en el intervalo de 110°C - 260°C (230°F - 500°F) . De manera preferente, la emulsión no se volverá cremosa, se floculará o se incorporará cuando se someta a prueba para la duración del trabajo bajo las condiciones de temperatura del trabajo.

Como se usa en la presente, "condiciones de dilución alta" significa dilución con 5-20 veces la cantidad de la fase externa. De manera preferente la fase dispersada de la emulsión no se volverá cremosa, se floculará o incorporará cuando se someta a prueba por la dilución con por lo menos 5 veces la cantidad de la fase externa a 25°C (77°F) . Por ejemplo, la estabilidad de una emulsión de aceite en agua estabilizada con nanohibrido no se compromete de manera preferente al diluir la emulsión 15 veces con una solución de NaCl molar.

Etapa para Almacenar la Emulsión Antes del Uso El método puede incluir opcionalmente la etapa de almacenar la emulsión durante por lo menos 7 dias dentro de un intervalo de temperatura de -3.89°C - 49°C (25°F - 120°F) entre la etapa de formación y la etapa de introducción. El método puede incluir opcionalmente la etapa de almacenar la emulsión bajo condiciones tal que la emulsión se someta a por lo menos un ciclo de congelación-descongelación entre la etapa de formación y la etapa de introducción.

Etapa para Introducir la Emulsión en un Pozo El método puede incluir opcionalmente una etapa para mezclar la emulsión con otro material para formar un fluido de pozo que comprende la emulsión. Un fluido de pozo que comprende la emulsión puede incluir la emulsión como una emulsión anidada en el fluido o el fluido de pozo puede ser una dilución u otra modificación de la emulsión, con la condición de que la emulsión no se degrade antes de la etapa de introducir el fluido de pozo en el pozo.

En una modalidad, el fluido de pozo introducido en el pozo puede ser la emulsión.

En otra modalidad, el método puede comprender una etapa para mezclar la emulsión con un tercer fluido para formar el fluido de pozo antes o durante la etapa para introducir el fluido de pozo en el pozo. En una modalidad, el fluido de pozo introducido en el pozo comprende la emulsión como una emulsión anidada en un tercer fluido que es la fase continua del fluido de pozo en general. El tercer fluido puede incluir agua y un polisacárido soluble en agua. El tercer fluido puede incluir por lo menos una concentración suficiente del polisacárido soluble en agua para ser capaz de formar un gel reticulado en el mezclado con un reticulador. El tercer fluido puede incluir opcionalmente agua y una o más sales iónicas inorgánicas.

En una modalidad, -el fluido de pozo puede incluir por lo menos un aditivo seleccionado del grupo que consiste de: un surfactante convencional, un agente anti-incrustación, un reticulador, inhibidor de corrosión, y un reductor de viscosidad para el polisacárido o polisacárido reticulado.

En todavía otra modalidad, el método puede incluir una etapa de agregar la emulsión a una solución acuosa de una sal de resistencia iónica calta antes o durante la etapa de introducción.

De acuerdo a una modalidad, el fluido de pozo tiene un módulo elástico mayor -que 1 Pa como es medido dentro de la región viscoelástica lineal.

De acuerdo con una modalidad, el fluido de pozo se introduce en el pozo en una velocidad de impresión y se dirige a una formación subterránea en una velocidad y presión que es por lo menos suficiente para crear por lo menos una fractura en la formación subterránea del pozo. El fluido de pozo puede incluir además un apuntalante. Por ejemplo, el método puede incluir una etapa de mezclar la emulsión con un tercer fluido que comprende un apuntalante antes o durante la etapa de introducción. · La etapa de introducir un fluido de pozo que comprende la emulsión en un pozo se puede lograr mediante bombeo o inyección de acuerdo con varias técnicas bien conocidas en el campo.

Etapa para Degradar la Emulsión De acuerdo con la invención, se reconoce que la actividad superficial de estas surfactantes nanohibridos se pueden modificar o destruir completamente, con la propiedad que se puede utilizar como un "interruptor" para degradar una emulsión estabilizada por un surfactante nanohibrido.

Por ejemplo, oxidar el componente de nanotubo de carbono y hacerlo más hidrofilico puede cambiar la actividad superficial. Un ejemplo de un oxidante adecuado es una mezcla de ácido nitrico/ácido sulfúrico para generar grupos hidroxilo y carboxilo en los nanotubos para hacerlos hidrofilicos . También se contempla que la sílice del nanohibrido se pueda remover químicamente o hacerla húmed en aceite haciéndola más hidrofílica. Por ejemplo, la sílice se puede hacer reaccionar con compuestos de amina cuaternarios de cadena larga para hacerlos hidrofóbicos haciendo de esta manera la totalidad del nanohibrido hidrofóbico. Esto dará por resultado la disolución del. nanohibrido en la fase de aceite, degradando de esta manera la emulsión. Cada procedimiento se puede utilizar como un "interruptor" útil en una variedad de aplicaciones del campo petrolero, donde la actividad superficial es necesaria para un cierto período y luego esa actividad superficial es necesaria para ser apagada. El sílice también se puede hacer reaccionar con silanos para hacerlos hidrofóbicos o hacerlos reaccionar con epóxidos que contienen . un grupo alquilo de cadena larga para hacerlos hidrofóbicos.

La emulsión también puede degradarse por la adición de químicos que funcionalizan el nanotubo o forman complejos de transferencia de carga. Un grupo hidrofílico se puede unir con la porción que forma un complejo de transferencia do carga con un nanotubo de carbono.

Una emulsión estabilizada con un nanohíbrido también puede degradarse al envolver el. nanohíbrido en un polímero soluble e agua.

Para un nanohíbrido constituido de algún material orgánico diferente al sílice, un grupo químico adecuado se puede unir para serlo más hidrofóbico para degradar la emulsión .

En algunos casos, los materiales para modificar o destruir el nanohíbrido se pueden incluir en el momento de la preparación de una emulsión. En otros casos, el material se puede bombear posteriormente para degradar la emulsión.

Después de la etapa de . introducción, los métodos incluyen la etapa de modificación del nanohíbrido para degradar la emulsión en el pozo.

Como se usa en la presente, "degradar" una emulsión significa provocar hacer cremosas e incorporación de las gotas emulsionadas de la fase dispersada interna de modo que la fase interna se separa de la fase externa. La degradación de una emulsión se puede lograr mecánicamente (por ejemplo, en sedimentadores, ciclones, o centrifuga) o con aditivos químicos para incrementar la tensión superficial de las gotitas internas.

De manera preferente, la etapa de modificar el nanohíbrido es al modificar el balance hidrofílico-lipofilico ("HLB") del nanohíbrido tal que ya no estabilizaría la emulsión original.

De manera preferente, de acuerdo con una modalidad, la etapa de modificar el nanohíbrido es con un agente de oxidación potente para el nanohíbrido. La emulsión se puede degradar al tratar la emulsión con un oxidante tal como ácido nítrico. El oxidante funcionaliza los nanotubos de carbono del nanohíbrido y reduce su actividad superficial hidrofóbica, degradando, de esta manera la emulsión. Alternativamente, un oxidante se puede incorporar en la fase acuosa de la emulsión y la emulsión se puede adaptar para auto-degradarse después de un retardo. Un ejemplo de un agente de oxidaciones adecuado es HNO3.

De acuerdo con una modalidad, el fluido de pozo comprende un químico para modificar el balance hidrofílico-lipofílico del nanohíbrido. De acuerdo con otra modalidad, el químico para modificar el balance hidrofílico-lipofilico del nanohíbrido se bombea separadamente del fluido del pozo, por ejemplo, como un pos-lavado sobre el fluido del pozo o un pre-lavado que fluye de nuevo sobre el fluido del pozo.

Aplicaciones de Emulsión Las emulsiones de nanohíbridos pueden ser muy estables, incluyendo, por ejemplo, a altas temperaturas (hasta 250°C), sobre un amplio intervalo de pH, con fases acuosas de resistencia iónica alta, y a alta dilución. Además, el nanohíbrido se puede adaptar para tener un HLB deseado para hacer emulsiones útiles en varias aplicaciones. De acuerdo con los métodos, la emulsión se puede degradar químicamente o descomponer completamente pozo abajo.

Estas emulsiones de nanohíbridos se pueden utilizar para varias aplicaciones de campo petrolero descritas posteriormente, tal. como en operaciones de perforación, terminación, o intervención.

Fluido de Perforación y Perforación Los nanohíbridos se pueden utilizar para ser fluidos de pozo basados en emulsión para perforación y otra aplicación que se pueda utilizar en el intervalo de temperatura de 22°C a 250°C (71.6 °F a 482 °F). Para operaciones de perforación, las emulsiones de agua en aceite se desean típicamente; sin embargo, las emulsiones de aceite en agua se utilizan algunas veces. Las emulsiones de aceite en agua se utilizan en ciertas formaciones donde la humectación con aceite de la superficie de formación no se desea. La emulsión también se puede utilizar por debajo de 22°C donde el acondicionamiento para el invierno de la · emulsión se lleva a cabo por la adición de sal a la fase de agua o al agregar glicoles o alcoholes a la fase acuosa de la emulsión. Por ejemplo, la estabilidad de una emulsión de aceite en agua no se compromete al diluir la emulsión (por ejemplo 15 veces de 1 Molar de solución de NaCl). Esto es una ventaja mientras que perfora a través de una formación que lleva agua, donde la integridad de la emulsión de otra manera se comprometería por la dilución con el agua de la invasión.

La emulsión se puede degradar al tratar la emulsión con un químico para cambiar la actividad superficial del nanohíbrido de acuerdo con una de las técnicas descritas en lo anterior, degradando de esta manera la emulsión. Esto es una forma para remover una torta de filtración construida por estos fluidos de perforación. Alternativamente, un químico se puede incorporar en la fase acuosa de la emulsión y la emulsión se puede adaptar para auto-degradarse después de un retardo .

Fluido de Cementación y Cementación Una emulsión estabilizada con un nanohíbrido se puede utilizar para suministrar un acelerador para el endurecimiento retardado de un cemento en una aplicación de cementación. La emulsión puede ser parte de un fluido de cementación. Por ejemplo, el acelerador de cemento tal como cloruro de calcio se puede suavizar en la fase acuosa y luego la emulsión se prepara con nanohibrido y aceite. La fase acuosa puede tener opcionalmente un reductor de viscosidad para degradar la emulsión para liberar el acelerador de cloruro. de calcio. Similarmente el oxidante se puede encapsular en la emulsión de agua en aceite que se puede degradar en cemento por técnicas descritas previamente liberando de esta manera el oxidante que reacciona con retardadores de cemento presentes en la suspensión de cemento para acelerar el endurecimiento .del cemento. La emulsión se puede degradar al tratar con un químico para cambiar la actividad superficial del nanohibrido de acuerdo con una de las técnicas descritas en lo anterior, degradando de esta manera la emulsión cuando se desee para . liberar el retardador o acelerador.

Pildora de control de Pérdida de Fluido y Control de Pérdida de Fluido Una emulsión estabilizada con un nanohibrido se puede usar en una pildora de control de. pérdida de fluido. En la pildora de pérdida de fluido la emulsión puede contener oxidante para la degradación del polímero de la pildora de pérdida de fluido y liberar lentamente el reductor de viscosidad para degradar la pildora. La emulsión se puede degradar al tratar con un químico para cambiar la actividad superficial del nanohíbrido de acuerdo con una de las técnicas descritas en lo anterior, degradando de esta manera la emulsión cuando se desee. La emulsión también se puede utilizar para incorporar un reticulador en la emulsión que puede liberarse lentamente para reticular el polímero. Esto dará el tiempo para colocar la pildora en una ubicación pozo abajo deseada en la perforación del pozo. Estas pildoras son muy gruesas (por ejemplo,. 110 lb/Mgal de geles reticulados) y difíciles de bombear completamente reticulados en la superficie, es decir, por arriba de la cabeza de pozo. El retardo de la reticulación hasta que la pildora alcance la ubicación pozo abajo es deseable. En otras modalidades, las emulsiones de agua en aceite se pueden usar como un agente de control de pérdida de¦ fluido ya que las gotitas se pueden hacer suficientemente grandes para taponar los poros de la formación. Esta emulsión se puede usar en el fluido de fracturamiento o la almohadilla para dar la característica de pérdida de fluido. El reductor de viscosidad dentro de la emulsión puede degradar la emulsión y de esta manera liberar la obstrucción de los poros después del trabajo.

Fluido de Acidificación y Acidificación El nanohíbrido se puede utilizar en la acidificación de la roca carbonatada. El nanohíbrido se puede utilizar para hacer 15% de emulsión de HC1 en aceite (fase continua) y se puede bombear en la formación carbonatada como una clase de tratamiento de matriz. La emulsión estabilizada con nanohíbrido proporcionará sistemas ácidos que grabarán lentamente la formación carbonatada y ayudarán en la fabricación de una fractura más larga. Opcionalmente los polímeros que gelifican la fase acuosa de la emulsión se pueden utilizar para evitar la fuga del ácido prematuramente.

El control de las velocidades de reacción acidas por la incorporación del ácido como una fase interna en una emulsión es bien conocido. Para pozos ultra calientes, tal como el Khaff en Arabia Saudita, los sistemas de gel ácidos convencionales no estarían como una temperatura estable como las emulsiones estabilizadas con nanohíbridos , y de esta manera se pueden obtener un nuevo retardo de ácido de alta temperatura.

La emulsión se puede degradar cuando se desee al modificar el nanohíbrido. Por ejemplo, la fase acuosa se puede cargar con un oxidante para auto-degradar la emulsión después de un retardo. Otros ejemplos de técnicas para degradar la emulsión · estabilizada con un nanohíbrido se describen en lo anterior.

Fluido de Fracturamiento y Fracturamiento Las emulsiones de nanohibrido se pueden usar para producir varios fluidos de fracturamiento a través de la emulsificación que son estables en temperaturas no obtenibles actualmente aún con polímeros sintéticos. La emulsión se puede degradar como se desee, degradando por lo menos algo de la viscosidad del fluido. Además de las aplicaciones en alta temperatura (hasta 250°C), el deterioro de la conductividad resultante de la emulsión degradad sería insignificante, proporcionando un beneficio relativo con la mayoría de materiales espesados con polímero.

Además, si la fase de agua de la emulsión se gelifica, como en el sistema Halliburton SuperEmulsifracMR, y la característica de encapsulación de^ la invención se utiliza (descrita a continuación) , se proporcionaría un sistema viscoso de dos fases y una característica de reticulación retardada, también.

Para una aplicación de fracturamiento, una emulsión de fase interna alta ("emulsión HIPE"), que es agua en aceite, se puede hacer con el sistema de nanohibrido. Las emulsiones de agua en aceite de fase interna alta se definen por tener mayor que aproximadamente 80% de fase acuosa dispersada. Estas emulsiones son capaces de llevar apuntalantes.

Fluido para la Compactacion de Fracturamiento o Compactacion de Grava El nanohíbrido se puede utilizar para estabilizar una emulsión para el uso en operaciones de "compactacion de fracturamiento" o "compactacion de grava". La emulsión se puede degradar como se desee, degradando por lo menos algo de la viscosidad del fluido. Nuevamente, la emulsión estabilizada con nanohíbrido tiene aplicaciones a altas temperaturas (hasta 250°C), el . deterioro de conductividad resultante de la emulsión degrada sería insignificante, proporcionando un beneficio relativo a la mayoría de materiales espesados con polímero.

Encapsulación de la Emulsión para Liberación Química Retardada en una Aplicación de Pozo Un nanohíbrido también se puede usar para encapsular un químico en una fase interna de una emulsión y luego degradar selectivamente la emulsión para liberar el químico en una manera controlada para el uso en una operación de pozo, tal como perforación, cementación, o tratamiento.

Por ejemplo, un químico soluble en agua se puede encapsular en la fase de agua interna de una emulsión de agua en aceite estabilizada con un nanohíbrido. La emulsión de agua en aceite luego se puede emulsionar en una fase de agua exterior o fluido acuoso, ya sea con un emulsificador convencional adecuado o con un nanohibrido adecuado. En la degradación de la emulsión de agua en aceite, el químico soluble en agua se libera- del aceite de la emulsión de agua en aceite en la fase de agua exterior.

Similarmente, un químico soluble en aceite se puede encapsular en la fase de aceite interna de una emulsión de aceite en agua estabilizada con un nanohibrido. La emulsión de aceite en agua luego se puede emulsionar en una fase de aceite exterior, ya sea con un emulsificador convencional adecuado o con un nanohibrido adecuado. En la degradación de la emulsión de aceite, en agua, el químico soluble en aceite se libera del agua de la emulsión de aceite en agua en la fase de aceite exterior. Por ejemplo, los esteres se pueden solubilizar en la fase de aceite de la emulsión y luego se hidrolizan para proporcionar ácidos orgánicos que se pueden utilizar para degradar el fluido reticulado, solubilizar el carbonato de calcio en. la torta de filtración para degradar la torta de filtración y aplicaciones similares.

En una modalidad, el nanohibrido de la presente invención se puede recubrir con un reticulador para un fluido de fracturamiento . La velocidad de liberación se ajustaría para obtener el tiempo de reticulación apropiado. Por ejemplo, conforme el fluido de fracturamiento se calienta en una formación, es. capaz de suministrar a través de un reticulador adicional de liberación controlada o un reticulador diferente proporcionaría beneficios en un tratamiento de fracturamiento.

En otra modalidad, un reductor de viscosidad soluble en agua (por ejemplo, una enzima, oxidante, ácido, etc.) para un gel reticulado se puede contener en la fase de gua interna de una emulsión de agua en aceite estabilizada con un nanohíbrido. La emulsión de agua en aceite se emulsiona sola en una fase acuosa exterior. En la degradación de la emulsión de agua en aceite, el reductor de viscosidad se libera del interior de la fase de aceite para degradar un gel de fracturamiento acuoso de la fase acuosa exterior después de un retardo deseado.

Similarmente, estas técnicas se pueden emplear para encapsular un reductor de viscosidad para una torta de filtración para ayudar . a degradar la torta de filtración del interior. Las pildoras de control de pérdida de fluido basados en polímero requieren frecuentemente periodos de limpieza prolongados. Por otra parte, una limpieza eficaz requiere usualmente circulación de fluido para proporcionar una fuerza de conducción alta, lo cual permite que la difusión se lleve a cabo para ayudar a disolver la acumulación concentrada de materiales. Tal circulación de fluido puede no ser factible.. Métodos adicionales para suministrar o liberar un químico para ayudar a remover una torta de filtración son deseables.

Aplicación de Barrido Viscoso Las emulsiones hechas por el nanohíbrido también se pueden utilizar para formar un fluido viscoso para barridos viscosos. En esta aplicación, un volumen relativamente pequeño de fluido viscoso se hace circular para barrer, o remover, restos o fluidos residuales del sistema de circulación. La viscosidad del fluido se puede degradar al modificar el nanohíbrido.

Aplicación del Fluido Espaciado Una emulsión estabilizada con nanohíbridos se puede utilizar en un fluido espaciador, por ejemplo, en un espaciador de cemento. El nanohíbrido se puede utilizar para controlar la viscosidad del espaciador sin la necesidad de ningún polímero, se puede degradar a petición, y también la fase acuosa deseada se puede ponderar con fluidos transparentes, o la fase interna de la emulsión ajustada para producir la viscosidad deseada. La estabilidad de alta temperatura de la emulsión permite el logro de temperaturas más altas que actualmente son capaces los polímeros convencionales. · Aplicación de Compactacion Hinchable Los compactadores hinchables de caucho se utilizar para cerrar el anillo entre la formación y del tubo. Una emulsión de aceite en agua estabilizada de acuerdo con la estabilizada de acuerdo con la invención se puede utilizar para hinchar un compactador hinchable que tiene un elemento de caucho hinchable en aceite después de un retardo. Una emulsión de agua en aceite se puede utilizar para hinchar un compactador hinchable que tiene un material de compactación hinchable en agua después de un retardo. Se desea un retardo para colocar el compactador e la ubicación apropiada en una perforación de pozo antes del hinchamiento del compactador. Después de la colocación del compactador hinchable la emulsión se degrada por los métodos descritos de modo que la fase interna puede hinchar el compactador y endurecerse en el lugar.

Fluido de Tratamiento y Métodos para Cambiar la Humectabilidad de las Superficies Sólidas en los Pozos Después de un tratamiento de una porción de un pozo, algo del fluido se atrapa en la formación o el paquete del apuntalante y no se puede hacer fluir de nuevo a través y fuera del pozo. Po ejemplo, el éxito de un tratamiento de fracturamiento se relaciona con la cantidad del fluido de fracturamiento recuperado después del tratamiento. Normalmente, mientras se recupera más fluido de fracturamiento, es más alta la producción del pozo después del tratamiento.

La recuperación del fluido depende de varios factores y entre ellos la presión capilar es una de las más importantes. La presión capilar ?? es controlada por una relación simple, aunque aproximada como se muestra en la siguiente ecuación: donde o representa la tensión superficial del fluido, r el radio de la garganta del poro, y T el ángulo de contacto. Para una cierta formación, el tamaño de la garganta del poro r es constante, y por lo tanto existen solamente dos parámetros, particularmente o y T, que se pueden ajusfar para manipular la presión capilar.

Un método común es agregar surfactantes del fluido del pozo para reducir la tensión superficial o y de esta manera la presión capilar ??, en consecuencia, la resistencia a el flujo posterior. La limitación de procedimiento es que es muy difícil reducir la tensión superficial de un fluido acuoso.

Otro método es alterar la humectabilidad de una formación subterránea. La humectación y humectabilidad implican el contacto entre un líquido y una superficie sólida, que resulta de las interacciones intermoleculares cuando los dos se juntan. La cantidad de humectación depende de las energías (o tenciones superficiales) de las interfaces implicadas tal que la energía total se minimiza. Una medición del grado de humectación es el ángulo de contacto, el ángulo en el cual la interface de liquido-vapor se encuentra con la interface de sólido-liquido. Si la humectación es muy favorable, el ángulo del contacto será bajo, y el fluido se propagará para cubrir ó "humedecer" un área más grande de la superficie sólida. Si la humectación es desfavorable, el ángulo de contacto será alto, y el fluido formará una gotita auto-contenida, compacta sobre la superficie sólida. Si el ángulo de contacto del agua sobre la superficie es bajo, la superficie se puede decir que esta "humedecida con agua" "humedecible con agua" mientras si . el ángulo de contacto de una gotita de aceite sobre una superficie es bajo, la superficie se puede decir que está "humedecida con aceite" o "humedecible en aceite".

Como se utiliza en la presente, una superficie humedecida con agua tiene un ángulo de contacto para el agua entre 0 a 90 grados. Una superficie que tiene un ángulo de contacto en o por arriba de noventa grados se describe como no humedecido con agua. Similarmente, una superficie humedecida con aceite tiene un ángulo de contacto para el aceite entre 0 a 90 grados. Una . superficie que tiene un ángulo de contacto en o por arriba de noventa grados para el aceite se describe como no humedecida con aceite.

La humectabilidad de la formación se puede alterar al cambiar el ángulo de contacto de la formación. Al cambiar el ángulo de contacto, la presión capilar a un fluido basado en agua o basado en aceite se puede cambiar en gran medida. Por ejemplo, cuando el ángulo de contacto T es 90°, eos T se vuelve cero, y de esta manera lo hace la presión capilar, o cuando el ángulo de contacto es más grande que 90°, eos T se vuelve negativo, lo que significa que el fluido se repelé por los poros en una formación subterránea.

Un método para cambiar la humectabilidad de una superficie sólida es utilizar un agente químico seleccionado de un grupo que consiste de organosiloxano, organosilano, fluoro-organosiloxano, fluoro-organosilano, y fluorocarburo . El fluido contiene una cantidad suficiente del agente para alterar la humectabilidad de la formación cuando el fluido hace contacto con la formación. Los fluidos de acuerdo con la presente invención pueden comprender además nanopartículas . Opcionalmente , las nanopartículas, por ejemplo nanopartículas de SÍ02, se pueden adicionar en un fluido que comprende tal agente químico. Las nanopartículas se consideran normalmente que son partículas que tienen una o más dimensiones del orden de 100 nm o menor. La propiedad superficial de una nanopartícula puede ser ya se hidrofílica o hidrofóbica. La adsorción de las nanopartículas en la superficie de fractura o la superficie del apuntalante pueden mejorar adicionalmente la hidrofobicidad y oleofobicidad. Las nanopartículas de diferentes tipos y. tamaños son comerciálmente disponibles si se han utilizado para tratar la superficie sólida, en combinación con agentes de hidrofobización, para hacer superficies sumamente hidrofóbicas u oleofóbicas para varias aplicaciones. Tal fluido de pozo cuando se introduce en una formación subterránea puede alterar la humectabilidad de los poros en la formación al cambiar el ángulo de contacto. La información adicional con respecto a este método se describe en la Publicación Internacional No. WO 2011/088556 publicada el 28 de Julio del 2011, teniendo por inventores nombrados Kewei Zhang, que se incorpora en la presente a manera de referencia en su totalidad.

Otros fluidos son conocidos por cambiar la humectabilidad al cambiar las superficies de roca. Por ejemplo, como se plantea en lo anterior, los fluidos de perforación, también conocidos como lodos de perforación o simplemente "lodos" se clasifican típicamente de acuerdo con su fluido base (es decir, la fase continua) . En los lodos basados en agua, las partículas sólidas se suspenden en agua o salmuera. El aceite se puede emulsionar en el agua como la fase continua. Los fluidos de perforación basados en salmuera son un lodo basado en agua ( BM) en el cual el componente acuoso es salmuera. Los lodos basados en aceite (OBM) son lo opuesto o inverso. Las. partículas sólidas se suspenden frecuentemente en aceite, y el agua o salmuera se emulsiona en el aceite y por lo tanto el aceite es la fase continua.

Los lodos basados en aceite pueden ser ya sea microemulsiones todas basadas en aceite o agua en aceite, las cuales también son llamadas emulsiones inversas. En el lodo basado en aceite, el aceite puede consistir de cualquier aceite que pueda incluir, pero no se limita, diesel, aceite mineral, ásteres, o alfa-olefinas . Los OBMs como se define en la presente también incluyen fluidos o lodos basados sintéticos (SBMs) que se producen sintéticamente antes que se refinen de materiales de origen natural. Los SBMs incluyen f ecuentemente, pero no necesariamente se limitan a, oligómeros de olefina de etileno, ásteres fabricados de ácidos grasos vegetales y alcoholes, éteres y poliésteres fabricados de alcoholes y polialcoholes , hidrocarburos parafínicos y aromáticos, alquil bencenos, terpenos y otros productos naturales y mezcla de estos tipos.

Cuando los OBMs, SBMs, u otros fluidos no acuosos ("NAFs") se utilizan, las formaciones de rocas subterráneas serán húmedas en aceite¦ resistente a los tratamientos que utilizan fluidos de pozo que se basan en agua. Ejemplos no limitantes de fluidos de pozo basados en agua incluyen pildoras de alta viscosidad para ayudar a levantar los recortes de una perforación de pozo vertical; pildoras de agua dulce para disolver las formaciones de sal invasoras; pildoras para liberar el tubo atascado, tal como para liberar fuerzas de adhesión diferenciales o para destruir la torta de filtración; pildoras de pérdida de circulación o pérdida de fluido para taponar una zona de pérdida o inhibir el fluido de ser perdido en una zona relativamente de alta permeabilidad; y pildoras de reticulación para suministrar y reticular los polisacáridos tales como goma de guar para incrementar la viscosidad de una cierta zona para prevenir o inhibir la pérdida de fluido.

Composiciones y métodos se desean para mejorar la capacidad de conmutar o convertir la humectabilidad de una formación de roca u otra superficie sólida que es humedecible en aceite a una superficie humedecible en agua de modo que los fluidos basados en agua subsecuentemente introducidos se desempeñarían o serían más eficaces. En algunas aplicaciones, también puede ser deseable cambiar la humectabilidad en la dirección inversa..

Se cree, sin embargo, que los fluidos que incluyen un nanohíbrido no sean conocidos o usado para alterar la humectabilidad de la superficie sólida en un pozo.

En una modalidad no limitante, la presente invención incluye métodos y composiciones para cambiar la humectabilidad de las superficies sólidas en los pozos. El fluido de pozo incluye un nanohibrido. De manera preferente, el fluido contiene una cantidad suficiente y concentración de un nanohibrido para alterar la humectabilidad de la formación cuando el fluido hace contacto con la formación. El ángulo de contacto se puede determinar bajo condiciones de laboratorio estándares o bajo condiciones de agujero de fondo simulado de la temperatura y presión, cualquier que puede ser adecuado o más útil a la aplicación del método. La humectabilidad de una superficie se puede alterar para el agua o para un aceite.

En una modalidad no limitante, se proporciona un método para cambiar la humectabilidad de una formación de roca u otra superficie sólida en un pozo previamente contactado con un lodo basado en aceite (OBM) . Generalmente, bajo tales condiciones la superficie sólida tendrá que ser humedecida con aceite.

De acuerdo con una modalidad, el método implica bombear tal fluido de pozo en una formación subterránea, paquete de apuntalante, u otra matriz subterránea de material sólido. El fluido de pozo con un nanohibrido puede ser de uno de varios tipos, dependiendo de la .aplicación particular. Una persona de experiencia en la' técnica con el beneficio de esta descripción, será capaz de determinar el fluido de pozc particular de acuerdo con esta invención que sea adecuado para el propósito propuesto para alterar la humectabilidad de la superficie.

De acuerdo con una modalidad, un método para alterar la humectabilidad del agua de una superficie en un pozo, el método que comprende las etapas de: (a) proporcionar un fluido de pozo que comprende un nanohíbrido; y (b) introducir el fluido de pozo en un pozo para hacer contacto con la superficie, en donde el ángulo de contacto del agua sobre la superficie se altera por lo menos 10°. De manera más preferente, el ángulo de contacto del agua sobre la superficie se altera por lo menos 20°.

En una modalidad de este método, puede incluir además la etapa de determinar el ángulo de contacto del agua sobre la formación subterránea o paquete de apuntalante antes de la etapa de introducir el fluido de pozo. Esta etapa de determinar se puede basar en la simulación de laboratorio o se basa en una prueba actual de un particulado sólido que se hace fluir de regreso del pozo antes del tratamiento. En una modalidad, el método puede incluir además la etapa de determinar el ángulo de contacto del agua sobre la formación subterránea o paquete de apuntalante u otro material sólido pozo abajo después de la etapa de introducción del fluido del pozo. Esta etapa de determinación se puede basar en la simulación de laboratorio o basar en la prueba actual de un particulado sólido del sólido que se hace fluido de nuevo del pozo después del tratamiento.

De acuerdo con otra modalidad, un método para alterar la humectabilidad de aceite de una superficie en un pozo, el método que comprende las etapas de: (a) proporcionar un fluido de pozo que comprende un nanohíbrido; y (b) introducir el fluido de pozo en un pozo para hacer contacto con una superficie, en donde el ángulo de contacto de un aceite sobre la superficie se altera por lo menos 10°. De manera más preferente, el ángulo de contacto del aceite sobre la superficie se altera por lo menos 20°.

En una modalidad de este método, puede incluir además la etapa de determinar el ángulo de contacto del aceite sobre la formación subterránea o paquete de apuntalante antes de la etapa de introducir el fluido de pozo. En otra modalidad, el método puede incluir además la etapa de. determinar el ángulo de contacto del aceite sobre la formación subterránea o paquete de apuntalante después de la etapa de introducir el fluido de pozo.

La fase líquida de aceite para determinar el ángulo de contacto del aceite puede ser un líquido oleaginoso. Por ejemplo, el líquido oleaginoso se puede seleccionar del grupo que consiste de: diesel, queroseno, aceite mineral, un éster, un alfa-olefina, petróleo crudo, y aceite sintético, o cualquier combinación de los mismos.

De acuerdo con una modalidad, el fluido de pozo puede incluir una composición que es una emulsión de acuerdo con la invención, la composición que contiene: (i) por lo menos un nanohibrido ; (ii) agua o una solución acuosa; y (iii) un liquido inmiscible en agua. Es decir, estas composiciones, por ejemplo, una emulsión, son pr'eforinadas .

De acuerdo con otra modalidad, el fluido de pozo puede incluir componentes de formación de emulsión in situ que incluyen: (i) por lo menos un nanohibrido; y (ii) agua o una solución acuosa. Es decir, la emulsión se forma in situ pozo abajo con el liquido inmiscible en agua ya presente sobre una superficie sólida que se trata con el fluido de pozo. Por ejemplo, un liquido ya presente sobre una superficie sólida se puede adsorber con la superficie.

Mediante el uso de uno o ambos de estos tipos de fluidos de pozo, la formación de roca o matriz de apuntalante se pone en contacto de esta manera con una composición de emulsión o una composición formadora de emulsión como se describe en lo anterior. Mediante este método, la humectabilidad de por lo menos parte o todo de la formación de roca, paquete de apuntalante, u otra superficie sólida pozo abajo se cambia. Subsecuentemente otro fluido de tratamiento, cuyo desempeño requiere superficies humedecidas con agua, tal como un fluido de tratamiento basado en agua, se bombea en la formación de roca, paquete de apuntalante, u otra matriz, y puede ser más eficaz.

El fluido de pozo puede contener opcionalmente, por ejemplo, un surfactante, y opcionalmente un co-surfactante . Por ejemplo, si se desea formar una microemulsion, se puede ayudar, pero no siempre es necesario, agregar un co-surfactante de alcohol, pero en algunos casos (por ejemplo surfactantes iónicos a baja temperatura, es frecuente necesario o por lo menos hacer el proceso más fácil. En muchos casos, el surfactante puede ser una mezcla de surfactante y es frecuentemente una mezcla de surfactante y co-surfactante, en la cual el co-surfactante es una sustancia anfifilica corta tal como un alcohol (en ejemplos no limitantes, propanol, butanol, pentanol en sus estructuras de isomerización diferentes) asi como glicoles, y alcoholes o fenoles etoxilados y propoxilados . Los alcoholes también se indican en la presente como sustancias de polaridad intermedia; es decir, intermedia entre sustancias inmiscibles en agua tales como aceites y sustancias polares tales como etanol o agua.

El fluido de pozo puede contener opcionalmente, por ejemplo, un ácido, tal' como un ácido mineral o ácido orgánico.

La mayoría de pildoras de control de pérdida de fluido y pildoras de reticulación se formulan como fluidos basados en agua. Para esta razón, es · deseable remover el S/OBM y lograr una reversión de la humectabilidad en la formación, paquete de apuntalante, u otras superficies sólidas pozo abajo, la cual se puede fracturar naturalmente o inducir la fractura, antes de bombear las pildoras de control de pérdida de fluido u otros fluidos de pozo basados en agua. Otros tipos de fluidos de pozo diferentes a las pildoras de pérdida do fluido, con los cuales los métodos descritos en la presente serían eficaces incluyen, pero no se limitan necesariamente a, pildoras reparadoras horizontales, pildoras de limpieza de roca de yacimiento y pildoras de reticulación. El cambio en la humectabilidad de humedecido con aceite a humedecido con agua incrementa la velocidad de filtración o velocidad de fuga del comprimid de pérdida de fluido en las fracturas y la punta de la fractura y forma un tapón de líquido hermético que compacta y sella los huecos de la. fractura. Este método incrementa la compactación hermética de las partículas día pildora de control, de pérdida de fluido (o pildora de circulación perdida) en la formación permeable y fracturada, y en consecuencia, mejora la efectividad día pildora.

Sin que se limite por ninguna teoría, se cree que este método de cambio de humectabilidad puede presentarse por la solubilización de una porción significativa del material inmiscible en agua, no polar y eventualmente el material polar en una emulsión cuando el fluido de pozo hace contacto con la roca humedecida con aceite u otro material. Una emulsión in situ se puede formar cuando uno o más nanohíbridos y una fase polar (por ejemplo usualmente, pero no limitado a, agua) hace contacto con la formación de yacimiento y solubiliza algo o todo el fluido inmiscible en agua, no polar de la torta de filtración S/OB o S/OBM encontrada en el medio poroso (por ejemplo roca o apuntalante) .

Por "eventualmente" se propone en la presente que el material no polar y el nanohibrido en algún punto posterior en el tiempo, tal como pozo abajo o agregado separadamente, haga contacto con un fluido polar, tal como fluidos de yacimiento, o un fluido de polaridad intermedia, tal como un alcohol separadamente agregado o co-surfactante . Por "eventualmente" se propone que el contacto no sea necesario o compulsivo, sino que tal contacto eventual pueda no ser descartado.

La emulsión in situ remueve (por lo menos parcialmente) el S/OBM, la torta de filtración de S/OBM, promueve la reversión de la humectabilidad de la superficie sólida, y remueve por lo menos parcialmente el aceite de la torta de filtración en los pozos de aceite y gas perforados con SBM u OBM. El beneficio de usar una emulsión o una emulsión in situ antes de un tratamiento con pildora de. compresión de pérdida de fluido alta u otro de fluido basado en agua es que la formación de roca . y las partículas sólidas de la torta de filtración cambian de humedecido con aceite o humedecido con agua, lo cual incrementa la resistencia o efectividad del fluido de tratamiento basado en agua en la interface con la formación de roca u otra superficie sólida. Este fenómeno para incrementar la resistencia o la efectividad de un fluido de tratamiento basado en agua es particularmente importante en la región cerca de la perforación de pozo.

Uno de los beneficios de la formación de fluido in situ de la emulsión es que el fluido de pozo no requiere ningún aceite u otro solvente inmiscible en agua en su formulación inicial, o por lo menos mucho menos que la proporción que se podría solubilizar en la emulsión final, lo cual da una capacidad más alta para ' la incorporación de material de aceite o no polar o capacidad de limpieza cuando se pone en contacto con el OBM y otros materiales no polares en la formación de roca, paquete de apuntalante, u otra matriz pozo abajo. Otro beneficio es que cualquiera de los particulados u otra contaminación humedecida con aceite se vuelva de humedecido con aceite a humedecido con agua. Adicionalraente , el fluido de pozo puede mejorar el remedio del daño (incluyendo, pero no limitado a, destrucción de la torta de filtración) cuando los ácidos minerales, ácidos orgánicos, agentes oxidantes, enzimas solubles en agua (por ejemplo catalizadores) o precursores de estos componentes (por ejemplo generadores de ácido in situ) se observan en una formación subterránea después del proceso inverso de humectabilidad, debido a que favorece el contacto entre el ácido y las partículas.

Sin que se limite por ninguna teoría, también se cree que este método de cambio de humectabilidad puede presentar al depositar una capa de nanohíbridos sobre la superficie humedecida con aceite. Un extremo relativamente no polar de nanohíbrido se cree que es capaz de mteractuar con una superficie humedecida con aceite, mientras que el extremo relativamente polar de nanohíbrido presenta una superficie humedecida con agua.

Además, sin que se limite por ninguna teoría, se cree que el nanohíbrido se puede adsorber en una interface de líquido-sólido para alterar la humectación de la superficie sólida. Las características de flujo en el medio poroso se alteran al cambiar el ángulo de contacto como se describe por la ecuación de Young-LaPlace . Estos materiales nanohíbridos se pueden agregar a cualquier fluido de pozo a fin de cambiar la humectabilidad de la formación, apuntalante, cemento, o componentes de perforación como se desee. El fracturamiento hidráulico, los surfactantes de fluorocarburo se han aplicado tradicionalmente para esta aplicación. Se cree que los materiales nanohibridos pueden ser más permanentes, más económicos, y más fácil de aplicar al medio poroso que los fluorocarburos de polímero de peso molecular alto.

En una versión no restrictiva, puede ser deseable usar ácido u otros aditivos de remoción de daño pero solo después de un cambio de humectabilidad y más probablemente, algún tiempo después de la fase de perforación. Conforme el OBM (o SB ) se pone en contacto por el fluido de pozo y se absorbe o los materiales humedecidos con aceite, no polares y las superficies de roca se convierten de humedecidas con aceite a humedecidas con agua durante la formación in situ de una emulsión, la mezcla de nanohíbrido y. una fase polar (por ejemplo, agua) también puede contener ácidos, disolventes de barita, (quelantes) u otros aditivos precursores que pueden disolver las partículas solubles en. ácido o disolver la barita y otros particulados y también degradar cualquier aditivo de pérdida de fluido polimérico (si está presente) .

El efecto neto de tales fluidos de pozo y los métodos será mejorar la capacidad de un operador para bombear los fluidos de tratamiento basado en agua en un yacimiento, por ejemplo para mejorar el control de pérdida de fluido, y mejorar de esta manera las velocidades de producción en los pozos de producción o reducir la pérdida costosa del fluido de perforación S/OBM en la zona fracturada si está en el yacimiento o por arriba del yacimiento. En cualquier caso, la alteración de material no polar .se logra al crear el fluido formado in situ a través del intervalo de inyección/producción o bombeo de la emulsión preformada en la formación.

Se apreciará que no es necesario para toda la roca humedecida con aceite o torta de filtración que tenga su humectabilidad invertida para que el método inventivo y sus composiciones se considere útil. El éxito se obtiene si más de la formación de roca humedecida con aceite se invierte y se vuelve humedecida con agua usando las composiciones o métodos en la presente, si no se forma in situ que si no se utiliza, o sin más superficie de roca es vuelve relativamente más humedecida con agua usando las emulsiones, como es comparado con el caso donde ninguna de las emulsiones nanohibridas u otras composiciones similares se usen. Alternativamente, los métodos y composiciones se consideran exitosos y por lo menos una porción de la formación de roca se humedece con agua. En una modalidad no limitante, por lo menos una mayoría (>50%) de la roca se humedece con agua. En general, por supuesto, es deseable convertir tanto de la formación de roca de humedecida con aceite a humedecida con agua como sea posible. Un objetivo más restrictivo de los métodos y composiciones de la presente es invertir la humectabilidad de la roca para obtener un porcentaje más alto de efectividad de los fluidos de tratamiento basados en agua secuencialmente introducidos.' La tecnología de reversión de humectabilidad del yacimiento subterráneo descrito en la presente tiene una amplia gama de aplicaciones. Al combinar el aspecto químico de la reversibilidad de humectación de la perforación de pozo o limpieza con técnicas de desplazamiento, se cree que las desventajas del yacimiento subterráneo después de la perforación con OBMs (por ejemplo fluidos de emulsión inversos) se pueden reducir o eliminar significativamente.

Los métodos y composiciones en la presente se pueden utilizar para alterar o revertir la humectabilidad de la roca subterránea, y también para remover, reparar, o remediar el daño provocado por los yacimientos de macromoléculas de los aceites, tal como el caso de la deposición de asfáltenos en el medio poroso de yacimiento. Otro daño que se puede remover incluye cualquiera de las emulsiones que incorporan o incluyen cualquier material no polar (aceite y otros hidrocarburos) del yacimiento, o introducido en el lodo de perforación, así como otras sustancias inyectadas pozo abajo.

De esta manera, los métodos y composiciones en la presente tienen las desventajas de ser capaces de revertir la humectabilidad de la roca subterránea antes del bombeo de un fluido de pozo, tal como una pildora de pérdida de fluido, para incrementar y mejorar adherencia de la pildora de pérdida de fluido u otro fluido de pozo para la formación, y como consecuencia, mejorar la efectividad del fluido de pozo, tal como para controlar, prevenir, o inhibir la circulación pérdida. El fluido de pozo también puede reducir el daño de la formación, e incrementar consecuentemente la recuperación de hidrocarburos, o incrementar la velocidad de inyección de agua, como es comparado con un método de otra manera idéntico y composición sin las emulsiones inventivas (in situ o de otra manera) .

Fluidos Espumados y Métodos para Utilizar los Fluidos Espumados En algunas modalidades, los fluidos de tratamiento se pueden espumar (por ejemplo, .un liquido que incluye un fluido gaseoso, tal como nitrógeno, aire, o dióxido de carbono, como una fase interna). Por ejemplo, en ciertas modalidades puede ser deseable que el fluido de tratamiento se espume para, entre otras cosas, reducir la cantidad de fluido de tratamiento que se requiere, en formaciones subterráneas sensible al agua, para reducir la pérdida de fluido a la formación subterránea, mejorar el flujo posterior de los fluidos, o para mejorar la suspensión particulada mejorada. Además, en ciertas modalidades donde los fluidos de tratamiento adecuados para el uso en la presente invención se utilizan para la desviación de fluido, puede ser deseable que el tratamiento se espume.

La formación de una espuma implica la generación de una gran cantidad de área superficial para la interface de fase liquida a fase gaseosa. De esta manera, mientras es menor la tensión superficial de la fase liquida de la interface, es menor la energía requerida para generar una cantidad dada de espuma. Sin embargo, las burbujas de espuma en los fluidos de baja viscosidad puros, tal como un aceite, no son estables y se degradan casi instantáneamente. Para mejorar la estabilidad, debe haber algo presente para estabilizar la espuma. Aunque el agua tiene una tensión superficial alta (comparada con un aceite, tal como un líquido oleaginoso), y por lo tanto no se podría esperar que formara burbujas de espuma fácilmente, las burbujas en el agua se estabilizan más fácilmente puesto que una variedad más amplia de componentes en el agua pueden migrar rápidamente la superficie de una burbuja para estabilizarla. Por ejemplo, un surfactante no solo reduce la tensión superficial del agua, facilitando la formación de espuma pero también migra a la superficie de las gotitas para dar una capa superficial orientada con una viscosidad alta, que estabiliza las burbujas de espuma para mejorar la estabilidad de una espuma basada en agua, los surfactantes se utilizan convencionalmente para reducir la tensión superficial de la interface de gas-liquido y de esta manera incrementan el tiempo de vida de las burbujas de gas.

De acuerdo con una modalidad de la invención, se puede utilizar un nanohibrido en una espuma. La fase liquida puede ser un líquido basado en aceite o un líquido basado en agua. Por ejemplo, la fase líquida puede ser una emulsión como se describe en la presente. La fase gaseosa puede ser cualquier material gaseoso conveniente y aceptable.

De acuerdo con una modalidad, se proporciona un método para utilizar una espuma en un pozo, en donde el método comprende las etapas de: (a) formar una espuma que comprende: (i) un nanohibrido; (ii) una fase líquida; y (iii) una fase gaseosa; y (b) introducir un fluido de pozo que comprende la espuma en el pozo.

El nanohibrido se puede seleccionar para estabilizar la interface liquida-gaseosa de la espuma. El ajuste de las propiedades del material- de nanohibrido puede producir una actividad superficial deseada (tensión superficial) de una fase líquida. Se cree que es especialmente útil en la producción de una espuma basada en aceite, que nunca se ha logrado comercialmente. Además, para las espumas de agua, las aplicaciones de alta temperatura y las degradaciones ambas han tenido problemas, y un nanohibrido se cree que es capaz de resolver estos problemas.

El método puede incluir adicionalmente la etapa de, después de la etapa de introducción, modificar el nanohibrido para degradar la espuma en el pozo.

De manera preferente, la fase líquida es un líquido basado en aceite. Por ejemplo, la fase liquida puede ser un aceite o una emulsión de agua en aceite. El nanohibrido se puede seleccionar para estabilizar la emulsión de agua en aceite de la espuma.

La fase líquida puede ser un líquido basado en agua. Por ejemplo, la fase líquida puede ser agua, una solución acuosa, o una emulsión de aceite en agua. El nanohibrido se puede seleccionar para estabilizar la emulsión de aceite en agua de la espuma. Si se desea, el líquido basado en agua puede incluir un agente de incremento de viscosidad. El uso de nanohíbridos para espumar aceites puros sería un avance principal.

Mientras que varios- gases se pueden utilizar para espumar los fluidos de tratamiento de esta invención, el nitrógeno, dióxido de carbono, y mezclas de los mismos son preferidos. De manera preferente, la fase gaseosa es por lo menos 5% en volumen del fluido de pozo. En ejemplos de tales modalidades, el gas puede estar presente en un fluido de tratamiento adecuado para una cantidad en el intervalo de aproximadamente 5% . a aproximadamente 98% en volumen del fluido de tratamiento, y de manera más preferente en el intervalo de aproximadamente 20% a aproximadamente 80%. La cantidad de gas para incorporarse en el fluido se puede afectar por factores que incluyen la viscosidad del fluido y las presiones de la cabeza del pozo implicadas en una aplicación particular.

La espuma puede incluir opcionalmente un particulado, tal como un apuntalante, u otros componentes.

Un fluido de pozo de acuerdo con esta modalidad se puede introducir en el pozo en una velocidad y presión y dirigirse a una formación subterránea en una velocidad y presión que es por lo menos suficiente para crear por lo menos una fractura en la formación subterránea del pozo.

El fluido de pozo puede ser, por ejemplo, un fluido de perforación, una composición de cementación, una pildora de control de pérdida de fluido, un fluido acidificante, un fluido de barrido viscoso, un fluido de fracturamiento, un fluido de compactación de fractura, un fluido de compactación de grava, un fluido espaciador, o un fluido para hinchar un compactador hinchable.

Conclusión Por lo tanto, la presente invención se adapta bien para lograr los fines y ventajas mencionados asi como aquellos que son inherentes en la presente..

Las modalidades particulares descritas en lo anterior se ilustran solamente, ya que la presente invención se puede modificar y practicar diferentes pero equivalentes maneras evidentes para aquellas personas expertas en la técnica que tienen el beneficio de las enseñanzas en la presente. Es, por lo tanto, evidente que las modalidades ilustrativas particulares descritas en lo anterior se puedan alterar o modificar y todas tales variaciones se consideren dentro del alcance y espíritu de la presente invención.

Los diversos elementos o etapas de acuerdo con los elementos o etapas descritos se pueden combinar ventajosamente o practicar conjuntamente varias combinaciones o subcombinaciones de elementos o secuencias de etapas para incrementar la eficiencia y beneficios que se pueden obtener de la invención.

La invención descrita ilustrativamente en la presente se puede practicar de manera adecuada en ausencia de cualquier elemento o etapa que no se describa o reclames específicamente.

También, los términos en las reivindicaciones tienen su significado ordinario, simple, a menos que se defina explícita y claramente de otra manera por el titular de la patente. Por otra parte,, los artículos indefinidos "un" o "una", como se utilizan en las reivindicaciones, se definen en la presente para proponer uno o más de uno del elemento que se introduce. Si existe cualquier conflicto en los usos de una palabra o término de esta especificación y una o más patente (s) u otros documentos que se puedan incorporar en la presente a manera de referencia, las definiciones que son consistentes con esta especificación se deben adoptar.

No se proponen limitaciones a los detalles diferentes a como se describen en las reivindicaciones posteriores.

Claims (14)

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN Habiendo descrito la presente invención, se considera como novedad, y por lo tanto se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes: REIVINDICACIONES

1. Un método para alterar la humectabilidad de una superficie en un pozo, el método caracterizado porque comprende las etapas de: (a) proporcionar un fluido de pozo que comprende un nanohibrido; y (b) introducir el fluido de pozo en un pozo para hacer contacto con la superficie, en donde el ángulo de contacto del agua sobre la superficie se altera por lo menos 10°.

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el ángulo de contacto del agua sobre la superficie se altera por lo menos 20°.

3. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-2, caracterizado porque además comprende la etapa de determinar, el ángulo de contacto del agua sobre la superficie antes de la etapa de introducir el fluido de pozo.

4. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-3, caracterizado porque además comprende la etapa de determinar el- ángulo de contacto del agua sobre la superficie después de la etapa de introducir el fluido de pozo .

5. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-4, caracterizado porque el fluido de pozo es un fluido basado en agua.

6. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-5, caracterizado porque la superficie se puso en contacto previamente con un lodo basado en aceite.

7. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1-5, caracterizado porque además comprende la etapa de poner en contacto la superficie con un lodo basado en aceite antes de la etapa de introducir el fluido de pozo que comprende el nanohibrido.

8. Un método para alterar la humectabilidad de una superficie en un pozo, el método caracterizado porque comprende las etapas de: (a) proporcionar un fluido de pozo que comprende un nanohibrido; y (b) introducir el fluido de pozo en un pozo para hacer contacto con una superficie, en donde el ángulo de contacto de un aceite sobre la superficie se altera por lo menos 10°.

9. El método de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque el ángulo de contacto del aceite sobre la superficie se altera por lo menos 20°.

10. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 8-9, caracterizado porque además comprende la etapa de determinar el ángulo de contacto del aceite sobre la superficie antes de la etapa de introducir el fluido de pozo.

11. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 8-10, caracterizado porque además comprende la etapa de determinar el ángulo de contacto del aceite sobre la superficie después de la etapa de introducir el fluido de pozo.

12. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 10-11, caracterizado porque el aceite para determinar el ángulo de contacto se selecciona del grupo que consiste de: diesel, queroseno, aceite mineral, un éster, un alfa-olefina, petróleo crudo, y aceite sintético, y cualquier combinación de los mismos.

13. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 8-12, caracterizado porque el fluido de pozo es un fluido basado en agua.

14. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 8-12, caracterizado porque el fluido de pozo es un fluido basado en aceite.