MXPA05011664A - Agente de sosten para fracturacion hidraulica de pozos de petroleo y gas y proceso para disminuir o eliminar el efecto de reflujo en pozos de petroleo y gas. - Google Patents

Agente de sosten para fracturacion hidraulica de pozos de petroleo y gas y proceso para disminuir o eliminar el efecto de reflujo en pozos de petroleo y gas.

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Abstract

La presente invencion se refiere a un agente de sosten para la fracturacion hidraulica de pozos de petroleo o gas, el cual consiste de una mezcla de 10 a 95% en peso de un agente de sosten esferico y de 5 a 90% en peso de un material angular, los porcentajes se basan en el peso total de la mezcla. El agente de sosten obtenido de acuerdo con la presente invencion es util para eliminar o disminuir el fenomeno de "reflujo" en operaciones de pozos de petroleo o gas.

Description

AGENTE DE SOSTÉN PARA FRACTÜRACION HIDRAULICA DE POZOS DE PETROLEO Y GAS Y~ PROCESO PARA DISMINUIR 0 ELIMINAR EL EFECTO DE wREFLUJO" EN POZOS DE PRETROLEO Y GAS CAMPO DE LA INVENCION La presente invención se refiere a un agente de sostén mejorado para el uso en la fracturación hidráulica de pozos de petróleo y gas el cual permite la eliminación o al menos reduce considerablemente el efecto conocido como "reflujo". ANTECEDENTES DE LA INVENCION Los pozos de petróleo se forman por depósitos de petróleo o gas, residuos sólidos y agua, encerrados en formaciones rocosas y arenosas . Estos sondeos pueden tener diferentes niveles de profundidad, variando de superficial a poco proxundo, medio o profundo. Una vez que el pozo se ha perforado y dependiendo de la permeabilidad del medio, la extracción del petróleo o el gas que sale de la perforación se inicia a través de las fracturas artificiales o naturales en la roca hasta que alcanza la superficie, generalmente a través de tubería metálica. Como una función de la permeabilidad del medio, el flujo de petróleo o gas puede ser muy pequeño requiriendo medidas de fracturación artificiales para incrementarlo. Por lo tanto, una vez que la fase de perforación se ha completado es posible iniciar la extracción Ref. 168001 de gas o petróleo, o bien emplear técnicas de fracturación usando agentes de sostén para iniciar la extracción. Además, cuando el tiempo prosigue por el paso continuo de petróleo o gas a través de las fracturas naturales o artificiales se comienza a arrastrar residuos sólidos los cuales gradualmente las llenan, finalmente obstaculizando o reduciendo los espacios dentro de la roca, por consiguiente disminuyendo el flujo de petróleo o gas con la reducción consiguiente de productividad del pozo. Esto conduce a tales situaciones críticas que llega a ser necesario interrumpir la operación del pozo de petróleo debido a la carencia de economía de operación. Diversas técnicas se han desarrollado con el propósito de mejorar la productividad de pozos recientemente perforados, o rehabilitar los pozos que ya tienen pasos obstaculizados, o aún mejorar la productividad de pozos aún bajo operación. Aquellas técnicas las cuales son llamadas fracturación hidráulica consisten de inyección de fluidos enriquecidos con agentes sólidos de alta resistencia dentro de los pozos de petróleo existentes o pozos que están siendo perforados . Esto origina la formación de fracturas recientes en las rocas que se llenan con los agentes sólidos, previniendo así que las fracturas se obstaculicen por las presiones externas ejercidas en el tiempo cuando la presión usada en el proceso de fracturación es cesada. Una vez que las nuevas fracturas se abren y llenan, el petróleo o gas fluye más fácilmente, pasando a través de las fracturas llenadas con agentes sólidos . Tales agentes sólidos llamados agentes de sostén deben tener suficiente resistencia mecánica para resistir las presiones ejercidas en la fractura sin que se rompan, deben ser resistentes a las altas temperaturas encontradas en el medio donde será usados, deben ser de forma tan esférica como sea posible y también deben tener tamaños granulométricos muy ajustados para garantizar tanta permeabilidad y conductividad del medio de fractura de llenado como sea posible. Además, puesto que su uso ambiental comprende diversos agentes corrosivos, el agente de sostén también debe ser resistente a la corrosión. Varios materiales sólidos ya son convencionalmente usados como agentes de sostén, tales como: arenas, arenas resinadas, bolitas de acero, esferas de vidrio, además de diferentes tipos de materiales cerámicos sintéticos. Cada uno de aquellos agentes de sostén tiene ventajas y desventajas y se ha usado en innumerables pozos en todo el mundo. Un número de documentos de patente se refiere a estos materiales y procesos de manufactura y uso de agentes de sostén cerámicos, entre los cuales se -señalan los siguientes: BR 8903886, BR 9501449-7, BR 9501450-0, BR 9502864, BR 9700995, US 3491492, US 4068718, US 4440866, US 4427068, US 4443347, US 4522731, US 4522735, US 4555493, US 5464459, US 4623630, US 4639427, US 4644819, US 4658899, US 4688645, US 4713203, US 4717594, US 4746468, US 4879181, US 4894285, US 4921820, US 4921821, US 4944905, US 4977116, US 5171133, US 5188175, US 5120455, US 5325921, JP 5784731, EP 0083974, EP 0112350, EP 0116369, O94/09454, DE 2921226, DE 29218584, DE 3617340, GB 2037727, FR 2090561, FR 2437689, y otros. Sin embargo, ninguno de los documentos anteriores se refiere a agentes de sostén cerámicos para el propósito de reducir o aún eliminar el proceso de "reflujo". Para el propósito de esta solicitud de patente es importante definir que el término "reflujo" se deberá entender como la pérdida del agente de sostén aplicado en la fracturación inmediatamente después de que la limpieza del pozo comience su operación, o aún como el agente de sostén que deja el pozo conjuntamente con el gas o petróleo en todo el proceso de producción. Este fenómeno es conocido desde hace mucho tiempo pero recientemente solamente ha atraído la atención de usuarios de proceso de fracturación. Esta pérdida de material de agente de sostén colocado en la fractura puede originar problemas ambientales y aún problemas de costo significativos involucrados con la pérdida de todo el agente de sostén colocado en la fractura. El efecto de "reflujo" es un proceso a largo placo, con volúmenes que originan serios problemas operacionales y que es difícil de predecir. Los factores principales que originan la pérdida de agente de sostén debido al "reflujo" pueden estar conectados a: i) baja presión de cierre de la fractura; ii) ambiente de trabajo con un pH alto mantenido por un tiempo largo; iii) acción de fuerzas excesivas que actúan en paralelo al eje del envase de agente de sostén; iv) elección incorrecta del agente de sostén; v) economía falsa, es decir, el uso de agentes de sostén que tienen costo unitario más económico pero no son adecuados para la operación deseada; vi) diseño de fracturación por debajo de lo óptimo deseado. Los agentes de sostén cerámicos son particularmente útiles para pozos de baja presión debido a la alta permeabilidad que se logra con este tipo de agentes de sostén. El hecho de que presenten esfericidad casi perfecta es un factor muy importante en la obtención de fracturas de alta permeabilidad. Por otra parte, tales agentes de sostén cerámicos favorecen situaciones de pérdida de material debido al "reflujo" exactamente porque presentan esta esfericidad alta. Los pozos de baja presión (pozos poco profundos) asociados con agentes de sostén altamente esféricos y una limpieza muy rápida del pozo antes de que se logre una estabilización eficiente conducen a la tendencia de una desestabilización de la columna con' la transportación del agente de sostén a la superficie.
La prevención de producción por "reflujo" requiere un envasado de agente de sostén capaz de resistir las modificaciones de fuerzas inducidas durante las producciones normales. Simultáneamente, el envase cerámico deberá ser capaz de resistir la compresión y rearreglo de las fuerzas inducidas por las producciones cíclicas intermitentes. Las soluciones conocidas de la técnica previa para disminuir, prevenir o aún eliminar el efecto de "reflujo" comprenden el uso de agentes de sostén resinados, en donde las resinas mantienen los granos conj ntamente, impartiendo así dificultas para que los mismos salgan de las fracturas. Como ejemplos de documentos de patente en donde los agentes de sostén resinados son ya descritos para el uso en la disminución del efecto de reflujo, se pueden citar los siguientes: US 6,528,157, US 6,311,773, US 6,116,342, US 6,079,492, US 5,924,488, US 5,908,073, entre otros. Es importante dirigir la diferencia del "reflujo" cuando se usan agentes de sostén no resinados, en donde el efecto indeseable casi siempre ocurre debido a la inestabilidad estructural del agente de sostén mismo, del "reflujo" de agentes de sostén resinados, en donde ocurre debido al problema de diseño de la fractura o por cualquier otra razón. Últimamente, el uso de agentes de sostén resinados para cualquier tipo de pozo y fractura se ha recomendado indiscriminadamente. Sin embargo, aunque las resinas contribuyen a la eliminación o disminución del "reflujo", disminuyen la permeabilidad de fractura, por consiguiente disminuyendo la productividad del pozo, además acoplado a su baja resistencia a altas temperaturas y resistencia a la compresión inferior por la acción de presión de cierre. También se han observado serios problemas en el uso de estos tipos de agentes de sostén resinados relacionados con la pérdida total del agente de sostén que permanece en las paredes de la fractura debido a una separación de la resina del sustrato. Otros documentos de la técnica previa se refieren a agentes de sostén cerámicos asociados con metales tales como el documento GB 2,359,316 el cual enseña una composición que comprende una mezcla de agente de sostén y un material deformable, por ejemplo, aluminio. El objetivo de la presente invención es proporcionar una composición de agente de sostén que se puede usar de una manera efectiva para disminuir o aún eliminar el efecto de "reflujo" sin las desventajas de los agentes de sostén ya conocidos de la técnica previa para este propósito. BREVE DESCRIPCION DE LA INVENCION La presente invención se refiere a un agente de sostén para la fracturacion hidráulica de pozos de petróleo o gas, el cual consiste de una mezcla de 10 a 95% en peso de un agente de sostén esférico y de 5 a 90% en peso de un material angular, los porcentajes se basan en el peso total de la mezcla. La presente invención adicionalmente se refiere a un método para eliminar o disminuir el "reflujo" en operaciones de pozos de petróleo o gas en las cuales un agente de sostén cerámico se usa como el agente de sostén de fracturacion hidráulica, el agente de sostén cerámico consiste de una mezcla de 10 a 95% en peso de un agente de sostén cerámico esférico y de 5 a 90% en peso de un material cerámico angular, los porcentajes se basan en el peso total de la mezcla. DESCRIPCION DETALLADA DE LA INVENCION Se ha encontrado que una mezcla de proporciones específicas de materiales cerámicos esféricos y angulares, los últimos también llamados "abrasivos" , produce una composición de agente de sostén que origina una eficiencia mejorada en la disminución del efecto de "reflujo" sin la necesidad de incluir resinas o cualesquiera otros aditivos. Por lo tanto, la invención se refiere a un agente de sostén para fracturar hidráulicamente pozos de petróleo o gas obtenido mezclando agentes de sostén esféricos con agentes "abrasivos" angulares de alta resistencia, con el propósito de lograr un agente de sostén que tiene características de fracturacion únicas .
Como ya se mencionó anteriormente, las desventajas del proceso de "reflujo" se controlan hoy en día agregando agentes de sostén cerámicos o naturales resinados, los cuales son más costosos y tienen propiedades de conductividad disminuidas . Puesto que el agente de sostén de la presente invención no contiene resinas, empleando solamente materiales cerámicos angulares y esféricos, no tiene las desventajas del material resinado y es menos costoso. El término material "esférico" se deberá entender para definir aquellos materiales que tienen esfericidad o redondez cercana a los límites perfectos o muy cercana al valor de 0.9 X 0.9, cuando se compara con la Tabla Krumbein and Sloss . La "esfericidad" es la medida de la tendencia de las partículas o granos del agente de sostén para llegar a estar cerca de una forma esférica, y el método tradicional adoptado, por lo tanto, usa un dispositivo de comparación visual desarrollado por Krumbein and Loss (Stratigraphy and Sedimentation, 2a ed. , 1955, .H.Freeman & Co., San Francisco, CA., USA"). El dispositivo de comparación '.visual contiene representación de diferentes formas de granos y se usa en la determinación de manera visual de la esfericidad. En este método, 20 partículas a ser examinadas se separan y examinan aleatoriamente con la ayuda de un microscopio, su forma se evalúa por medio del dispositivo de comparación visual. Los valores adoptados en el dispositivo de comparación varían de 0.3 a 0.9. La esfericidad de cada grano se determina y el promedio de las esfericidades obtenidas se toma como el agente de sostén. Esfericidad. Para los propósitos de esta solicitud de patente, los materiales "esféricos" son aquellos que presentan un promedio de 0.9 x 0.9 cuando se compara por la escala de rumbein and Sloss, mientras que los materiales definidos como "angular" son aquellos que presentan esfericidad y redondez menor que 0.8 x 0.8 de acuerdo con la misma escala. Cuanto más pequeños los valores obtenidos, tanto más angular es el material. Por otra parte, la "redondez" es la medida de angularidad relativa de los bordes o las curvaturas de las partículas o granos. La determinación de redondez se hace con las mismas partículas usadas en la determinación de esfericidad y usando el mismo dispositivo de comparación de Krumbein and Sloss. La redondez de cada una de las 20 partículas aleatoriamente seleccionadas se evalúa y la redondez de la muestra completa se toma como el promedio aritmético de los resultados logrados, es decir, tiene una medida de 0.9 x 0.9 cuando se compara por la escala de Krumbein and Sloss . Preferiblemente, la composición de agente de sostén de la invención consiste de 90% en peso del agente de sostén esférico y 10% en peso del material angular, ' más preferiblemente 80% en peso del agente de sostén esférico y 20% en peso del material angular, aún más preferiblemente 70% en peso del agente de sostén esférico y 30% en peso del material angular, todos los porcentajes se basan en el peso total de la mezcla. Diversos ensayos se usan para caracterizar un agente de sostén. La mayoría de los mismos se definen y recomiendan en "Recommended Practices for Testing High Strength Proppants Used in Hydraulic Fracturing Operations, API Recommended Practice 60 (RP-60) , American Petroleum Institute, Washington, DC, USA", incluyendo esfericidad y redondez, ya mencionadas anteriormente. Otra característica considerada para materiales útiles en la presente invención y también recomendada por la publicación normativa citada anteriormente es la resistencia a compresión puesto que las pruebas para conductividad y permeabilidad se someten a presiones de cierre incrementadas y cuando mayor la resistencia a compresión, tanto mayor la conductividad y permeabilidad para estos materiales. La conductividad y - permeabilidad son palabras clave en la selección- de un agente de sostén, debido a que el proceso de fracturación pretende un' -.incremento- en la productividad del pozo en virtud de un incremento en la productividad y permeabilidad usando el agente de sostén. La prueba de resistencia a compresión mide la resistencia del agente de sostén a la compresión por la acción de la fuerza aplicada a este agente de sostén. En esta prueba, la presión máxima que conduce a una muestra de agente de sostén que presenta una generación excesiva de finos se determina. Las presiones más usualmente empleadas varían de 146 a 1125 kgf/cm2 (2000 a 15000 psi) . Las cantidades máximas de finos permitidas para la presión definida varían con la granulometría del agente de sostén, como se muestra en la tabla 1 posterior. Tabla 1: Valores Indicativos de Resistencia a Compresión (Especificación API para agentes de sostén cerámicos) La prueba para conductividad y permeabilidad del agente de sostén es una de las más importantes a ser considerada. Cuanto mayor la conductividad y cuanto mayor la permeabilidad del medio creado por el agente de sostén, tanto mayor la . productividad del pozo. La medición de conductividad y de permeabilidad se realiza colocando cantidades determinadas de agente de sostén en una celda bajo una presión de cierre determinada y por un cierto período de tiempo. Un fluido se origina para pasar a través de las capas del agente de sostén a velocidades de flujo definidas y constantes, temperaturas y presiones. Las presiones de cierre y las capas se incrementan lentamente y simultáneamente para definir las presiones, tal como por ejemplo, 140 kgf/cm2 y 422 kgf/cm2 (2000 psi y 6000 psi) , respectivamente, y pueden finalizar, por ejemplo, con una presión de cierre inicial de 844 kgf/cm2 (12000 psi) . La conductividad de fractura luego se mide . Mientras se mide de la conductividad, la presión de cierre y la temperatura se mantienen constantes, mientras que la corriente de fluido y la presión diferencial se registran. Durante la prueba completa las capas de agente de sostén permanecen a una presión de fractura constante, tal como, 422 kgf/cm2 (6000 psi), a una temperatura constante de 121°C (250 °F) . La conductividad de la fractura generalmente se mide a intervalos de 10 horas. La presión de cierre se incrementa de 140 kgf/cm2 (2000 psi) cada 50 horas hasta que la presión de aproximadamente 844 kgf/cm2 (12000 psi) , se alcanza. La tabla 2 posterior ilustra los resultados obtenidos en la evaluación de la permeabilidad y conductividad de un agente de sostén 20/40 en una capa de 9.7 kgf/m2 (2.0 lb/ft2) .
Tabla 2 Conductividad y permeabilidad a largo plazo AGENTE DE SUSTENTACION SINTERLITE BAUXITE 20/40 @ 2.0 Ib/ft2 (9.7 kgf/cm2) "Entre núcleo de O io Sandstone" (0.1 md.) API-RP60 Cierre Temperatura Conductividad Anchura Permeabilidad Horas al cierre mm (pulg) Darcio 10 y temperatura Kgf/cm2 (psi) ° C(° F1 md-ft -14 70 (1000) 19 (67) 11874 5.28 (0.207) 688 -2 70 (1000) 121 (250) 10035 5.18 (0.204) 590 0 141 (2000) 121 (250) 9387 5.13 (0.202) 558 10 141 (2000) 121 (250) 8872 5.10 (0.201) 530 15 20 141(2000} 121 (250) 8723 5.08 (0.200) 523 30 141(2000) 121 (250) 8636 5.08 (0.200) 518 40 141(2000) 121 (250) 8576 5.08 (0.200) 515 141(2000} 121 (250) 8529 5.08 (0.200) 512 281(4000) 121 (250) 6728 4.98 (0.196) 412 281(4000) 121 (250) 6480 4.96 (0.195) 399 281(4000) 121 (250) 6407 4.93 (0.194) 396 281(4000) 121 (250) 6365 4.93 (0.194) 394 281(4000) 121 (250) 6335 4.93 (0.194) 392 281(4000) 121 (250) 6312 4.93 (0.194) 390 422 (6000) 121 (250) 5233 4.83 (0.190) 331 422 (6000) 121 (250) 4808 4.78 (0.188) 307 422 (6000) 121 (250) 4687 4.75 (0.187) 301 422 (6000) 121 (250) 4617 4.72 (0.186) 298 422 (6000) 121 (250) 4569 4.72 (0.186) 295 422 (6000) 121 (250) 4531 4.72 (0.186) 292 562 (8000) 121 (250) 3356 4.65 (0.183) 220 562 (8000) 121 (250) 2964 4.57 (0.180) 197 562 (8000) 121 (250) 2856 4.57 (0.180) 190 30 562 (8000) 121 (250) 2794 4.55(0.179) 187 40 562 (8000) 121 (250) 2751 4.55 (0.179) 184 50 562 (8000) 121 (250) 2718 4.55(0.179) 182 0 703 (10000) 121 (250) 2150 - 4.47(0.176) 147 0 703 (10000) 121 (250) 1903 4.42(0.174) 131 20 703 (10000) 121 (250) 1835 4.37(0.172) 128 30 703 (10000) 121 (250) 1796 4.34(0.171) 126 10 40 703(10000) 121 (250) 1769 4.34(0.171) 124 50 703 (10000) 121 (250) 1748 4.34(0.171) 123 0 844 (12000) 121 (250) 1379 4.27(0.168) 99 10 844(12000) 121 (250) 1214 4.22 (0.166) 88 20 844 (12000) 121 (250) 1168 4.19(0.165) 85 30 844(12000) 121 (250) 1142 4.17(0.164) 84 40 844 (12000) 121 (250) 1124 4.17(0.164) 82 50 844 (12000) 121 (250) 1110 4.17(0.164) 81 Considerando todas las características mencionadas anteriormente, los materiales preferidos para el uso en la presente invención se pueden seleccionar de las siguientes materias primas : Material Esférico: Pueden ser agentes de sostén para fracturación hidráulica disponibles en el mercando internacional con varios nombres comerciales, tales como SinterBall Bauxite, SinterLite Bauxite, estos dos son producidos por el presente solicitante Mineracáo Curimbaba Ltda. (Curimbaba mining company) , con su oficina principal en ????e de Caldas, G, Brasil; Carbo HSP, CarboProp, CarboLlte, Econoprop, estas cuatro son producidos por Carbo Ceramics, con su oficina principal en Dallas, TX, USA; Sintered Bauxite, Naplite, Valuprop, estos tres son producidos por Saint-Gobain Materiais Cerámicos, ex Norton Alcoa, con su oficina principal en los Estados Unidos de América; Borovich, producido en Rusia, entre otros. Lo que caracteriza estos agentes de sostén es principalmente el hecho que son productos sintéticos obtenidos de las materias primas más variadas, las cuales son molidas, formadas en pelotillas y sinterizadas a altas temperaturas, con esfericidad y redondez de aproximadamente 0.9 X 0.9 cuando se miden por la escala de rumbein and Sloss. Preferiblemente, el agente de sostén esférico usado en la presente invención es SinterLite Bauxite, un agente de sostén cerámico esférico usado en la fracturación hidráulica y producido por Mineracao Curirababa Ltda. de mineral de buxita en Pogos de Caldas, MG, Brasil. La elección de este material como el agente de sostén cerámico esférico no es limitativo de la invención puesto que es posible usar cualquier material para el mismo propósito, ya sea cerámico o no, sintético o no, como por ejemplo, SinterBall Bauxite, también manufacturado por Mineragao Curirababa y descrito en la Solicitud de Patente Brasileña PI 9501449-7. El agente de sostén esférico más preferido para la presente invención es SinterLite Bauxite el cual presenta las siguientes características químicas y físicas principales ilustradas en las Tablas 3 y 4, no restrictivas de la presente solicitud de patente. Tabla 3 - Composición Química del Agente de sostén de Sinterlite Bauxite Tabla 4 - Características físicas del Agente de sostén de Sinterlite Bauxite Material Abrasivo Angular: Este es un producto obtenido sinterizando las materias primas más diferentes a altas temperaturas y que se muelen después del proceso de sinterizado para proporcionar partículas angulares siempre con esfericidad y redondez por debajo de aproximadamente 0.8 X 0.8 cuando se mide por la escala de Krumbein and Sloss. Un material preferido para el uso en la invención como el abrasivo angular es un material cerámico. Sin embargo, el hecho "que sea cerámico no restringe la aplicabilidad de esta solicitud de patente, puesto que cualquier producto, ya sea natural o sintético, cumplirá los requerimientos de esta solicitud de patente siempre que sea angular. Entre los materiales abrasivos angulares los cuales, se pueden mencionar, están cuarzos, arenas, piedra triturada, óxidos cerámicos de cualquier composición tal como circona, mulita, espinela, y otras y/o mezclas de los mismos; no óxidos tal como carburo de silicio, nitruro de silicio, oxinitruro de silicio, corteza de babassu, etc. Esto significa que cualquier material natural o sintético puede ser considerado adecuado para el proceso. Lo que limita su aplicabilidad es su resistencia mecánica. Básicamente, cuanto mayor la resistencia mecánica y tanto menor la densidad, será lo más adecuado para el proceso. Preferiblemente, este material abrasivo es uno descrito en la solicitud de patente Brasileña PI 9700995-4 y comercializado por Minera áo Curimbaba con la marca registrada SinterBlast. Está comprendido por partículas de bauxita abrasivas angulares, sinterizadas, homogéneas y presenta alta densidad, alta resistencia, alta abrasividad, alta dureza y alta rigidez. Hasta este momento usualmente es empleado para el acabado y limpieza de superficies en operaciones de chorro de aire comprimido. Este producto adicionalmente exhibe alta rugosidad, la cual se ha encontrado por los inventores que es una ventaja para su uso en la composición de la invención puesto que contribuye a la reducción del "reflujo". Las características químicas y físicas del SinterBlast abrasivo angular mencionado anteriormente se indican en las tablas 5 y 6.
Tabla 5 - Características del Producto -Abrasivo SinterBlast Tabla 6 - Características Física del Producto Abrasivo SinterBlast Masa específica aparente g/cm3 Densidad aparente perdida: 3. 76 12/20, g/cm3 1. 93 20/40, g/cm3 2. 00 40/70, g/cm3 1. 87 70/120, g/cm3 1. 72 Resistencia a compresión: 12/120 - 546 kgf/cm2 (% finos) 19 .2 20/40 - 548 kgf/cm2 (% finos) 8 2 40/70 - 548 kgf/cm2 (% finos) 15 .0 Granulometría - intervalo 12/20: Malla retenida 8 (%) 00 .0 Malla retenida 12+16+18+20 (%) 99 .7 Paso a través de malla 30 (%) 0. 30 Granulometría - intervalo 20/40: Malla retenida 16 (%) 0. 94 Malla retenida 20+30+40 (%) 98 .7 Paso a través de malla 50 (%) 0. 45 Granulometría - intervalo 40/70: Malla retenida 30 (%) 0. 13 Malla retenida 40+60+70 (%) 97 .7 Paso" a través de malla 100 (%) 1. 09 Granulometría - intervalo 70/120:. Malla retenida 50 (%) 0 2 Malla retenida 70+80+120 (%) 98 .9 Paso a través de malla 50 (%) 0. 88 El proceso de manufactura del agente de sostén de la presente invención consiste -en mezclar físicamente los dos componentes, el material esférico y el material angular, en proporciones específicas. Los parámetros y equipo a ser usado en el proceso de mezclado son aquellos convencionalmente usados para mezclas análogas, siendo identificados y entendidos rápidamente por cualquier persona experta en la técnica.
Los ejemplos ilustrativos presentados posteriormente servirán para describir la presente invención de una forma mejor. Sin embargo, los procedimientos y datos ilustrados solamente se refieren a algunas modalidades de la presente invención y no se deberán considerar limitativos del alcance de la invención.
Ej emplo 1 : Varias mezclas se prepararon de conformidad con la invención usando las siguientes materias primas: 1 - material esférico: SinterLite Bauxite, fracción granulométrica 20/40 2 - material angular: SinterBlast, fracción granulométrica 20/40 Las mezclas así preparadas contuvieron las siguientes proporciones : ¦ a) 100% SinterLite Bauxite 20/40, identificado como 100SL (control) b) 90% SinterLite Bauxite " 20/40 + 10% SinterBlast 20/40, identificado como: 90SL+10SB c) 80% SinterLite Bauxite 20/40 + 20% SinterBlast 20/40, identificado como: 80SL+20SB d) 70% SinterLite Bauxite 20/40 + 30% SinterBlast 20/40, identificado como: 70SL+30SB Las mezclas resultantes presentan las características indicadas en la tabla 7: Tabla 7 - Características Físicas DA = densidad aparente, g/cm3 DP = densidad perdida, g/cm3 D Abs. = densidad absoluta, g/cm3 RC = resistencia a compresión, % finos generados Sol = solubilidad % Las composiciones de agente de sostén así obtenidas se sometieron a pruebas .r de conductividad y permeabilidad, los resultados de las cuales se presentan en las tablas siguientes.
Tabla 8 - Conductividad y permeabilidad del material 100SL (control) C¡erre Temperatura Conductividad Anchura Permeabilidad gf /cm2 (psi) °C ('F) md-ft mm (pulg) Darcio -14 70 (1000) 19 (67) 8676 5.05 (0.199) 523 -2 70 (1000) 121(250) ((250)(250) 6580 5.03 (0.198) 399 0 141 (2000) 121 (250) 6192 5.00 (0.197) 377 10 141 (2000) 121 (250) 5979 4.98 (0.196) 366 20 141 (2000) 121 (250) 5916 4.93 (0.194) 366 30 141 (2000) 121 (250) 5880 4.95 (0.195) 362 40 141 (2000) 121 (250) 5854 4.95 (0.195) 360 50 141 (2000) 121 (250) 5834 4.95 (0.195) 359 0 281 Í4000) 121 (250) 5055 4.80 (0.189) 321 10 281 (4000) 121 (250) 4843 4.78 (0.188) 309 20 281 (4000) 121 (250) 4781 4.78 (0.188) 305 30 281 (4000) 121 (250) 4745 4.75 (0.187) 305 40 281 (4000) 121 (250) 4719 4.75 (0.187) 303 50 281 (4000) 121 (250) 4700 4.75 (0.187) 302 0 422 (6000) 121 (250) 3761 4.55 (0.179) 252 10 422 (6000) . 121 (250) 3534 4.55 (0.179) 237 20 422 (6000) 121 (250) 3468 -4.55 (0.181) 230 30 422 (6000) 121 (250) 3430 4.55 (0.179) 234 40 422 (6000) 121 (250) 3403 4.55 (0.179) 228 50 422 (6000) 121 (250) 3383 4.42 (0.174) 233 0 562 (8000) 121 (250) 2643 4.34 (0.171) 186 10 562 (8000) 121 (250) 2310 4.34 (0.171) 162 20 562 (8000) 121 (250) 2219 4.42 (0.174) 157 30 562 (8000) 121 (250) 2167 4.27 (0.168) 155 40 562 (8000) 121 (250) 2131 4.24 (0.167) 153 50 562 (8000) 121 (250) 2103 4.27 (0.168) 150 0 703 (10000) 121 (250) 1520 4.10 (0.161) 113 10 703 ( 0000) 121 (250) 1298 4.04 (0.159) 98 20 703 (10000) 121 <250) 1238 4.04 (0.159) 93 30 703 (10000) 121 (250) 1204 4.01 (0.158) 91 40 703 (10000) 121 (250) 1180 3.99 (0.157) 90 50 703 (10000) 121 (250) 1162 3.96 (0.156) 89 Tabla 9 - Conductividad y permeabilidad del material 90SL + 10SB Horas al cierre Cierre Temperatura Conductividad Anchura Permeabilidad y temperatura kgf/cm2 (psi) °C fF) mrj„ft mm (pulg) (Darcio) -14 70 (1000) 26 (78) 10084 - 5.38 (0.213) 568 -2 70 (1000) 121(250) 7392 5.30 (0.212) 418 o 141 (2000) 121(250) 6792 5.21 (0.205) 398 10 141 (2000) 121(250) 6540 5.17 (0.203) 387 10 20 141 (2000) 121(250) 5466 5.17 (0.203) 382 30 14 (2000) 121(250) 6424 5.17 (0.203) 380 40 141 (2000) 121(250) 6393 5.17 (0.203) 378 50 141 (2000) 121(250) 6370 5.13 (0.202) 378 0 281 (4000) 121(250) 5121 4.88 (0.192) 320 10 281 (4000) 121(250) 4976 4.85 (0.191) 313 20 281 (4000) 121(250) 4933 4.85 (0.191) 310 30 281 (4000) 121(250) 4908 4.80 (0.189) 312 40 . 281 (4000) 121(250) 4890 4.83 (0.190) 309 50 281 (4000) 121(250) 4.80 (0. 89) 0 422(6000) 121(250) 4.67 (0.184) 10 422(6000) 121(250) 4.65(0.183) 20 422(6000) 121(250) -4.65(0.183) 30 422(6000) 121(250) 4.60(0.181) 40 422(6000) 121(250) 4.60 (0.181) 50 422(6000) 121(250) 4.57 (0.180) O 562(8000) 121(250) 4.42 (0.174) 10 562(8000) 121(250) 4.39 (0.173) 20 562(8000) 121(250) 4.34(0.171) 30 562(8000) 121(250) 4.30 (0.169) 40 562(8000) 121(250) 4.32 (0.170) 50 562(8000) 121(250) 4.32 (0.170) 0 703(10000) 121(250) 4.22 (0.165) 10 703.(10000) 121(250) 4.14 (0.163) 20 703(10000) 121(250) 4.14(0.163) 30 703 (10000) 121(250) 4.12 (0.162) 40 703(10000) 121(250) 4.10(0.161) 50 703(10000) 121(250) 4.Ó6 (0.160) Tabla 10 - Conductividad y permeabilidad del material 80SL + 20SB Horas al cierre Cierre Temperatura Conductividad Anchura Permeabilidad y temperatura Kgf/cm2 (psi) °C fF) d ff rain (pulg) (Darcio) -14 70 (1000) 26 (78) 8747 ' 5.23 (0.206) 510 -2 70 (1000) 121 (250) 8383 5.28 (0.208) 484 0 141 (2000) 121 (250) 7700 4.98 (0.196) 471 10 141 (2000) 121 (250) 7591 4.95 (0.195) 467 20 141 (2000) 121 (250) 7558 4.93 (0.194) 468 30 141 (2000) 121 (250) 7539 · 4.95 (0.194) 466 40 141 (2000) 121 (250) 7526 4.93 (0.194) 466 50 141 (2000) 121 (250) 7515 4.88 (0.192) 470 0 281 (4000) 121 (250) 6209 4.72 (0.186) 401 10 281 (4000) 121 (250) 5870 4.70 (0.185) 381 20 281 (4000) 121 (250) 5771 4.70 (0.185) 374 30 281 (4000) 121 (250) 5715 4.65 (0.183) 375 40 281 (4000) 121 (250) 5675 4.67 (0.184) 370 50 281 (4000) 121 (250) 5644 4.65 (0.183) 370 0 422 (6000) 121 (250) 4120 4.47 (0.176) 281 10 422 (6000) . 121 (250) 3725 4.39 (0.173) 258 20 422 (6000) 121 (250) 3Q14 4.42 (0.174) 249 30 422 (6000) 121 (250) 3550 4.39 (0.173) 246 40 422 (6000) 121 (250) 3506 4.39 (0.173) 243 50 422 (6000) 121 (250) 3472 4.39 (0.173) 241 0 562 (8000) 21 (250) 2258 4.19 (0.165) 164 10 562 (8000) 121 (250) 1900 4.17 (0.164) 139 20 562 (8000) 121 (250) 1804 4.17 (0.164) 132 30 562 (8000) 121 (250) 1750 4.14 (0.163) 129 40 562 (8000) 121 (250) 1713 4.12 (0.162) 127 50 562 (8000) 121 (250) 1684 4.10 (0.161) 126 0 703 (10000) 121 (250) 1163 3.94 (0.155) 90 10 703 (10000) 121 (250) 948 3.91 (0.154) 74 20 703 (10000) 121 (250) 892 3.86 (0.152) 70 10 281 (4000) 121 (250) 4233 4.62 (0.182) 279 20 281 (4000) 121 (250) 4157 4.65 (0.183) 273 30 281 (4000) 121 (250) 4113 4.62 (0.182) 271 Tabla 11 - Conductividad y permeabilidad del material 70SL + 30SB Horas al cierre Cierre Temperatura Conductividad Anchura Permeabilidad y temperatura kaf/cm2 (pSj) °C (°F) md.ft mr" (P«>9) (Darcio) -14 70 (1000) 19 (67) 4.98 (0.196) -2 70 (1000) 121 (250) 4.98 (0.196) 0 141 (2000) 121 (250) 4.93 (0.194) 10 141 (2000) 121 (250) 4.93 (0.194) 10 20 141 (2000) 121 (250) 4.88 (0.192) 30 141 (2000) 121 (250) 4.85 (0.191 ) 40 141 (2000) 121 (250) 4.85 (0.191) 50 141 (2000) 121 (250) 4.83 (0.190) 0 281 (4000) 121 (250) 4.67 (0.184) 10 281 (4000) 121 (250) 4.62 (0.182) 20 281 (4000) 121 (250) 4.65 (0.183) 30 281 (4000) 121 (250) 4.62 (0.182) 40 281 (4000) 121 (250) 4082 4.62(0.182) 269 50 281 (4000) 121 (250) 4058 4.65(0.183) 266 0 422 (6000) 121 (250) 3142 4.39(0.173) 218 10 422(6000) 121 (250) 2775 4.37(0.172) ( 194 20 422 (6000) 121 (250) 2673 4.42(0.174) 184 30 422 (6000) 121 (250) 2615 4.37(0.172) 182 40 422 (6000) 121 (250) 2575 4.42(0.174) 178 50 422 (6000) 121 (250) 2544 4.29(0.169) 181 O 562 (8000) 121 (250) 1891 4.17(0.164) 138 10 562(8000) 121 (250) 1615 4.12(0.162) 120 20 562 (8000) 121 (250) 1540 4.13(0.163) 113 30 562 (8000) 121 (250) 1498 4.14(0.163) 112 40 562 (8000) 121 (250) 1469 4.06(0.160) 110 50 562 (8000) 121 (250) 1446 4.06(0.160) 109 0 703(10000) 121 (250) 1259 3.94(0.155) 98 10 703(10000) 121 (250) 1089 3.89 (0.153) 85 20 703(10000) 121 (250) 1043 3.86 (0.152) 82 30 703 (10000) 121 (250) 1017 3.86(0.152) 80 40 703(10000) 121 (250) 999 3.86(0.152) 79 50 703 (10000) 121 (250) 985 3.84 (0.151) 78 Tabla 12 - Resumen de las Conductividades y Permeabilidades obtenidas Los resultados mostrados en la tabla 12 indican que hasta 422 kgf/cm2 (6000 psi) y con adición de 20% de SinterBlast,· fue sorprendentemente posible mejorar la conductividad y la permeabilidad del SinterLite Bauxite 100%. Por lo tanto, los datos anteriores muestran que la adición de partículas angulares a un agente de sostén esférico hace posible la obtención de un agente de sostén que tiene características únicas de resistencia al "reflujo" y, en consecuencia, un resultado deseado de eliminación total de "reflujo" . Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims (7)

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones :
1. Agente de sostén para la fracturación hidráulica de pozos de petróleo o gas, caracterizado porque consiste de una mezcla de 10 a 95% en peso de un agente de sostén esférico y de 5 a 90% en peso de un material angular, los porcentajes se basan en el peso total de las mezclas .
2. Agente de sostén de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque consiste de una mezcla de 90% en peso del agente de sostén esférico y 10% en peso del material angular, los porcentajes se basan en el peso total de la mezcla.
3. Agente de sostén de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque consiste de una mezcla de 80% en peso del agente de sostén esférico y 20% en peso del material angular, los porcentajes se basan en el peso total de la mezcla.
4. Agente de sostén de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque consiste de una mezcla de 70% en peso del agente de sostén esférico y 30% en peso del material angular, los porcentajes se basan en el peso total de la mezcla.
5. Agente de sostén de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones precedentes, caracterizado porque el componente de agente de sostén esférico consiste de un agente de sostén cerámico que tiene la siguiente composición química :
6. Agente de sostén de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones precedentes, caracterizado porque el componente de material angular consiste de un material cerámico que tiene las siguientes composiciones químicas:
7. Método de eliminación o disminución del efecto de "reflujo" en operaciones de pozos de petróleo o gas, caracterizado porque un agente de sostén de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 6 se usa como el agente de sostén de fracturación hidráulica.
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