MXPA06011762A - Revestimiento y/o tratamiento de agentes de apoyo para la facturacion hidraulica para mejorar la humectabilidad, la lubricacion de agentes de apoyo y/o para la reduccion del dano por fluidos fracturantes y fluidos de deposito. - Google Patents

Abstract

La presente invencion se refiere a agentes de apoyo modificados en su superficie para la fracturacion hidraulica de pozos de petroleo y gas que son utiles para mejorar la humectabilidad, alterar la reactividad quimica, alterar la topografia de la superficie, impartir lubricacion o controlar la permeabilidad relativa para el flujo de fluidos de estos agentes de apoyo. Tambien se describe el uso y la preparacion de estos agentes de apoyo revestidos en la fracturacion hidraulica de formaciones subterraneas.

Description

REVESTIMIENTO Y/O TRATAMIENTO DE AGENTES DE APOYO PARA LA FRACTURACIÓN HIDRÁULICA PARA MEJORAR LA HUMECTABILIDAD, LA LUBRICACIÓN DE AGENTES DE APOYO Y/O PARA LA REDUCCIÓN DEL DAÑO POR FLUIDOS FRACTURANTES Y FLUIDOS DE DEPÓSITO ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere a agentes de apoyo para pozos de petróleo y gas y, más particularmente, a procesos para modificar física o guímicamente las características de la superficie de agentes de apoyo para la fracturación hidráulica. El petróleo y el gas natural son producidos de pozos gue tienen formaciones subterráneas, porosas y permeables. La porosidad de la formación permite que la formación almacene petróleo y gas y la permeabilidad de la formación permite gue el fluido de petróleo o gas se mueva a través de la formación. La permeabilidad de la formación es esencial para permitir gue el petróleo y el gas fluyan a una ubicación donde pueden ser bombeados del pozo . Algunas veces, la permeabilidad de la formación gue retiene el gas o el petróleo es insuficiente para la recuperación óptima del petróleo y el gas. En otros casos, durante la operación del pozo, la permeabilidad de la formación cae al grado que la recuperación adicional se vuelve costosa. En estos casos, es necesario fracturar la formación y apuntalar la fractura en una condición abierta por medio de un material del agente de apoyo o un agente de sostén. Esta fracturación se realiza usualmente por medio de presión hidráulica y el material del agente de apoyo o agente de sostén es un material particulado, tal como arena, perlas de vidrio o partículas de materiales cerámicos, las cuales son llevadas al interior de la fractura por medio de un fluido. Se reconoce generalmente que las partículas esféricas de tamaño uniforme son los agentes de apoyo más efectivos debido a la permeabilidad maximizada. Por esta razón, asumiendo que otras propiedades son iguales, se prefieren los agentes de apoyo esféricos o esencialmente esféricos, tales como granos de arena redondeados, granalla metálica, perlas de vidrio y alúmina tabular. La conductividad es una medida de cuánto fluido puede circular fácilmente a través del agente de apoyo o arena y generalmente mientras más alta sea la conductividad será mejor. Las prácticas industriales de la actualidad con agentes de apoyo existentes dan por resultado típicamente 50% o más de pérdida de conductividad debido al daño por los fluidos fracturantes que se requieren para transportar el agente de apoyo al interior de la fractura. En el campo se conoce el revestimiento con resina de agentes de apoyo y el tratamiento de fracturas y formaciones para reducir la acumulación de una costra de sulfato de bario en la fractura y el pozo.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA MODALIDAD PREFERIDA El presente proceso es para modificar las propiedades de la superficie de los agentes de apoyo para la fracturación hidráulica. Los agentes de apoyo son arenas naturales o granulos de materiales cerámicos utilizados en la fracturación hidráulica de pozos de petróleo y gas . Por ejemplo, véase las Patentes Norteamericanas Nos. 4,068,718, 4,427,068, 4,440,866 y 5,188,175, las descripciones completas de las cuales son incorporadas en este documento a manera de referencia. Cuando son bombeados al interior de las fracturas del pozo a una alta presión, los agentes de apoyo "apuntalan" en una condición abierta las fracturas y crean conductos a través de los cuales fluyen fácilmente el petróleo y el gas, incrementando con lo cual la producción del pozo. Las modalidades de la presente invención se refieren a la modificación de las propiedades de la superficie de arena natural, arena revestida con resina y agentes de apoyo manufacturados que se utilizan en la recuperación de petróleo y gas para lograr uno o más de los siguientes efectos deseables: alterar la humectabilidad, alterar la reactividad química, alterar la topografía de la superficie, impartir lubricación y controlar la permeabilidad relativa para el flujo de fluidos de estos agentes de apoyo. Las arenas, arenas revestidas con resina y agentes de apoyo manufacturados son tratados, tal como por medio del revestimiento, para proporcionar una superficie más lisa a las partículas/agentes de apoyo, para modificar su humectabilidad o afinidad por fluidos, para modificar su reactividad quimica o para reducir las propiedades de fricción de partícula a partícula. Estos beneficios se pueden lograr por medio de una variedad de técnicas, inclusive el revestimiento de los agentes de apoyo con un material hidrófobo tal como compuestos que contienen silicio, inclusive materiales de silicona y siloxanos, politetrafluoroetileno (conocido comúnmente como TeflonMR) , aceites de origen vegetal, tal como aceite de linaza, aceite de semilla de soya, aceite de maiz, aceite de semilla de algodón, aceite vegetal (disponible extensamente en el mercado tal como Crisco"51) , y aceite de cañóla e hidrocarburos tales como queroseno, diesel y petróleo crudo, destilados de petróleo tales como líquidos de hidrocarburos que comprenden una mezcla de hidrocarburos alifáticos y alicíclicos de 7 a 12 átomos de carbono e hidrocarburos aromáticos (C7-C?2) , conocidos comúnmente como Solvente Stoddard, solventes alifáticos, nafta disolvente (medianamente alifática y ligeramente aromática) y parafina, tal como un destilado de petróleo parafínico, pesado, desparafinado, disolvente. De acuerdo con la presente invención, el revestimiento se aplica al agente de apoyo por medio de una o más de una variedad de técnicas bien conocidas para agüellas personas de experiencia ordinaria en el campo gue incluyen el revestimiento guímico del agente de apoyo por medio de la pulverización, inmersión o impregnación del agente de apoyo en una solución líguida del material hidrófobo, la aplicación de una lámina de película tal como cloruro de polivinilideno copolimerizado (disponible comercialmente como Sar n rapMR) para "envolver con una contracción" esencialmente el agente de apoyo y encapsularlo dentro de un revestimiento guimicamente deseable, la fusión del material al agente de apoyo de manera similar a agüella utilizada para fusionar colorante orgánico en una impresora láser al colocar el agente de apoyo caliente dentro de un polvo fusible tal como una frita de vidrio o esmalte el cual se unirá a la pelotilla de agente de apoyo, la electrodeposición utilizando técnicas electrostáticas bien conocidas para agüellas personas de experiencia ordinaria en el campo para transferir un material de revestimiento tal como una capa metálica menos reactiva químicamente al agente de apoyo, la pulverización de plasma, la deposición catódica, la fluidización del agente de apoyo en un lecho fluidizado tal como de acuerdo con las técnicas descritas en la Patente Norteamericana No. 4,440,866, la descripción completa de la cual es incorporada en este documento a manera de referencia, y el revestimiento en polvo. Agüellas personas de experiencia ordinaria en el campo reconocerán gue también se pueden utilizar otras técnicas para aplicar de manera adecuada un revestimiento consistente, sustancialmente uniforme al agente de apoyo. Agüellas personas de experiencia ordinaria en el campo también reconocerán gue el agente de apoyo puede ser revestido con un revestimiento sólido, tal como una frita de vidrio, arcillas o bauxitas de alúmina alta, metales u otros polvos hidrófobos. Estos revestimientos podrían aplicarse por medio de la pulverización, por medio de tambor u otros medios conocidos en el campo para la aplicación de revestimientos en polvo. Uno de estos revestimientos de acuerdo con la presente invención puede ser descrito generalmente como un compuesto gue contiene silicio. En ciertas modalidades de la presente invención, el compuesto gue contiene silicio es un siloxano basado en la unidad estructural R2SiO, en donde R es un grupo alquilo. En otras ciertas modalidades de la presente invención, el compuesto que contiene silicio es un siloxano lineal, no volátil de la composición: (Ra) (R1)3-Si-O-(CR1)-Si-O)n-Si-(R3)3 en donde (Rx) es un grupo alquilo que tiene de uno a tres átomos de carbono, (R2) es ya sea un átomo de hidrógeno o un grupo alquilo gue tiene de uno a tres átomos de carbono, (R3) es un grupo alguilo gue tiene de uno a cuatro átomos de carbono y n es un número entre 50 y 200. Aún en otras ciertas modalidades de la presente invención, los compuestos adecuados gue contienen silicio incluyen polimetilhidrógeno-siloxano y polidimetil-siloxano. En un proceso de la presente invención, las arenas naturales, agentes de apoyo manufacturados y materiales revestidos con resina son tratados con un tratamiento guímico para reducir la pérdida de conductividad causada por los fluidos fracturantes, para alterar o modificar la humectabilidad del agente de apoyo, para controlar la permeabilidad relativa para el flujo de fluidos gue puedan encontrarse en el depósito, para "lubricar" el agente de apoyo para permitir un ordenamiento más eficiente del agente de apoyo cuando se cierra la fractura y para reducir la acumulación eventual de costras sobre el agente de apoyo . De acuerdo con un proceso de la presente invención, las arenas naturales, agentes de apoyo manufacturados y materiales revestidos con resina son tratados para reducir la pérdida de conductividad causada por los fluidos fracturantes al saturar estos materiales del agente de apoyo con materiales hidrófobos como se describiera anteriormente . De acuerdo con otro proceso de la presente invención, las arenas naturales, agentes de apoyo manufacturados y materiales revestidos con resina son tratados para alterar o modificar la humectabilidad del agente de apoyo y para mejorar consecuentemente el flujo multifásico por medio del revestimiento de los materiales del agente de apoyo con los materiales de silicona descritos anteriormente. De esta manera, varias modalidades de la presente invención se refieren a conceptos y técnicas para tratar la arena fracturante y/o agente de apoyo para: 1) reducir la pérdida de conductividad debido a los fluidos fracturantes, 2) alterar o modificar la humectabilidad del agente de apoyo, controlar la permeabilidad relativa para la circulación de los fluidos gue pueden encontrarse en el depósito (tal como petróleo, agua, gas, tratamientos guímicos y fluidos fracturantes) , 3) "lubricar" el agente de apoyo para permitir el ordenamiento más eficiente del agente de apoyo cuando se cierra la fractura, incrementando efectivamente la eficacia de empague y reduciendo el grado de trituración del agente de apoyo, 4) reducir la acumulación eventual de costra sobre el agente de apoyo, y 5) reducir la reactividad guímica del agente de apoyo con respecto a los materiales encontrados en el depósito o el tratamiento del pozo, inclusive pero no limitado a: petróleo, gas, agua, salmuera, fluidos fracturantes, tratamientos ácidos de corrección, fluidos cáusticos asociados comúnmente con la inyección de vapor o agua, agentes biológicos o sus subproductos tales como dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno. Uno o más de cualguiera de estos beneficios pueden alcanzarse en una variedad de formas, inclusive pero no limitado a reducir la reactividad guímica del agente de apoyo por medio del "tratamiento" del agente de apoyo. En ciertos ejemplos, el tratamiento del agente de apoyo comprende la aplicación de un revestimiento inerte, la aplicación de un revestimiento gue da por resultado una superficie físicamente más lisa reduciendo con lo cual el área superficial expuesta a la reacción con fluidos, la modificación de la humectabilidad y afinidad por fluidos del agente de apoyo y la modificación de la superficie del agente de apoyo para reducir la fricción de grano a grano.

De esta manera, las técnicas ejemplares para tratar la arena fracturante y/o agente de apoyo incluyen pero no están limitadas a: 1) la reducción de la reactividad guímica del agente de apoyo por medio de la aplicación de un revestimiento inerte, 2) la aplicación de un revestimiento que da por resultado una superficie físicamente más lisa reduciendo con lo cual el área superficial expuesta a la reacción con los fluidos, 3) la modificación de la humectabilidad y la afinidad por fluidos del agente de apoyo, y 4) la modificación de la superficie del agente de apoyo para reducir la fricción de grano a grano. Las técnicas ejemplares para tratar el agente de apoyo con revestimientos químicos incluyen: el tratamiento del agente de apoyo antes del tratamiento de fracturación; el tratamiento del agente de apoyo "improvisadamente" durante el tratamiento de fracturación; o la aplicación de tratamientos "por presión" posteriores a la fracturación en los cuales una fractura y/o formación existente se pone en contacto con productos guímicos. De esta manera, las técnicas ejemplares para tratar un agente de apoyo incluyen pero no están limitadas a: 1) el tratamiento previo del agente de apoyo antes del tratamiento de fracturación, 2) el tratamiento del agente de apoyo "improvisadamente" durante el tratamiento de fracturación, y 3) los tratamientos "por presión" posteriores a la fracturación en los cuales una fractura y/o formación existente puede ponerse en contacto con productos guímicos para producir los beneficios mencionados anteriormente . Las técnicas para tratar al agente de apoyo no están limitadas al tipo del agente de apoyo y son aplicables a arenas naturales, agentes de apoyo manufacturados y materiales revestidos con resina. Además, una variedad de productos guímicos, o "revestimientos", producen los efectos deseados. De acuerdo con varias modalidades de la presente invención, los agentes de apoyo revestidos con resina logran incrementos en la resistencia de empague del agente de apoyo al reducir la carga concentrada por la adición de una resina estructural. El concepto "lubricación" reduce la fricción del agente de apoyo, permitiendo una redistribución superior del agente de apoyo durante el cierre de la fractura. Esta redistribución permite un empague más eficiente del agente de apoyo, incrementado con lo cual el contacto grano a grano e incrementando efectivamente la resistencia de empague del agente de apoyo y reduciendo la trituración del agente de apoyo . De acuerdo con modalidades de la presente invención, los revestimientos afectan la humectabilidad y proporcionan beneficios de flujo significativos bajo el flujo multifásico como es evidenciado por la saturación del gas atrapado, la tensión superficial/ángulos de contacto alterados y las cargas electrostáticas sobre el agente de apoyo revestido. En los estudios de drenaje de agua, se observó gue el agente de apoyo revestido permanecería seco y mantendría una columna de agua de 20.32 a 25.4 centímetros (de 8 a 10 pulgadas) sobre el empague hasta gue el calor hidrostático excediera la presión capilar del agente de apoyo con humectabilidad altamente alterada. Es claro gue esta alteración de la humectabilidad de la superficie tiene un gran impacto sobre la permeabilidad relativa bajo condiciones de flujo multifásico. Los productos con una superficie "humedecida con petróleo" pueden ser ideales en un pozo de gas gue produce agua, mientras gue los productos con una diferente humectabilidad pueden proporcionar un flujo preferente para petróleo y pueden reducir el contenido de agua. Se puede reguerir una variedad de diferentes revestimientos para minimizar el daño de gel y se pueden adaptar a la guímica específica del gel. Se pueden aplicar revestimientos adicionales para lubricar los agentes de apoyo o para resistir la deposición de costra, de asfalto u otro taponamiento mecánico. En las formaciones tratadas frecuentemente con ácido como una operación de corrección, el agente de apoyo puede ser revestido para minimizar la reactividad. Se sabe gue los agentes de apoyo tradicionales sin tratamiento son dañados debido a la exposición al ácido . Además del daño al agente de apoyo, esta reactividad también consume el ácido e impide gue atague a los finos de la formación fijados como objetivo u otro material que haya taponado el empaque del agente de apoyo. De esta manera, también se pueden aplicar revestimientos sobre agentes de apoyo revestidos con resina para minimizar la interacción quimica de estos agentes de apoyo con los fluidos fracturantes . También se sabe que los agentes de apoyo tradicionales sin tratamiento son dañados sumamente por fluidos cáusticos asociados con la inyección de agua y/o vapor a altas temperaturas. Los agentes de apoyo modificados de la presente invención tendrán una reactividad química reducida y mejorarán el desempeño y longevidad en los campos petrolíferos con la inyección de vapor . Contrario a los tratamientos tradicionales para la inhibición de costras que se enfocan en la impregnación del depósito y/o agente de apoyo con productos químicos gue son liberados a través del tiempo y reaccionan con los constituyentes formadores de costra para reducir o eliminar la cantidad de costra gue se creará en la formación, fractura y/o tuberías del pozo, las modalidades de la presente invención incluyen alterar guímicamente o de otra manera la superficie del agente de apoyo para reducir la tendencia de la costra a unirse al agente de apoyo. Este revestimiento del agente de apoyo no reacciona químicamente con los fluidos producidos para inhibir la formación de costra, sino que en cambio reduce las reacciones guímicas entre el agente de apoyo y los fluidos circundantes . Estos fluidos pueden incluir, pero no están limitados a, petróleo, gas, agua, salmuera, fluidos fracturantes, tratamientos ácidos de corrección, vapor o agua cáustica y agentes biológicos . Los agentes de apoyo tratados, ilustrativos, los métodos para su preparación y los métodos para su uso ahora serán descritos con respecto a los siguientes Ejemplos 1-7.

Ejemplo 1 Las muestras revestidas de un agente de apoyo de bauxita sinterizada comercialmente disponible de CARBO Ceramics, Inc. bajo el nombre comercial CARBOHSI^R, un agente de apoyo de arena comercialmente disponible de Badger Mining Co. bajo el nombre comercial Badger Sand^, y un agente de apoyo de arena revestido con resina comercialmente disponible de Borden Chemical Inc. bajo el nombre comercial SB PrimeMR se prepararon al revestir el agente de apoyo con los materiales expuestos en la Tabla 1 posterior. Cada una de las muestras de CARBOJíSP"11, Badger SandMR y SB PrimeMR tuvieron una distribución de tamaño de partícula gue cumplía con la designación API para el agente de apoyo 20/40 gue especifica gue el producto debe retener 90% entre los tamices primarios de malla 20 y 40. Esta distribución de tamaño de partícula será referida en este documento como "Malla U.S. 20/40". En cada caso, el revestimiento se aplicó al mezclar el agente de apoyo y el revestimiento en un vaso de precipitados durante aproximadamente 30 minutos, luego secarlo durante aproximadamente 15 a 18 horas en un horno. Otros métodos para aplicar un revestimiento incluyen, pero no están limitados a, otros procesos de "sumersión" similares al proceso descrito en este ejemplo, pulverización y mezclado en mezcladoras y amasadoras tales como agüellas disponibles de Eirich Machines, Inc. Aún otros métodos bien conocidos para agüellas personas de experiencia ordinaria en el campo también son adecuados para aplicar un revestimiento a los materiales del agente de apoyo descritos en este documento.

Los materiales de revestimiento se agregaron como sigue. El polimetilhidrógeno-siloxano se agregó como una emulsión ya sea de 2 o 5 por ciento en peso de siloxano en agua, el polidimetil-siloxano se agregó como una emulsión de 5 por ciento en peso de siloxano en agua y el Solvente Stoddard se agregó sin dilución. Todas las muestras se secaron a 113 °C durante aproximadamente 15 a 18 horas. Los datos de retención de agua expuestos en la Tabla 1 para las muestras de CARBOJíS-P™* se determinaron al verter 10 g de agua a través de una columna estándar de agente de apoyo (6 g, aproximadamente 8 cm de altura) y al determinar el porcentaje de agua gue fue retenida en la columna. Los datos de retención de agua para la arena Badger SandMR y la arena revestida con resina SB Prime"11 se determinaron al verter 50 ml de agua a través de una columna de 10 g de la arena y al determinar el porcentaje de agua gue fue retenida en la columna. Los datos de retención de agua expuestos en la Tabla 1 son un promedio de tres pruebas por revestimiento. Los materiales de siloxano mostraron al menos una reducción de dos veces en la retención de agua en comparación con el agente de apoyo no revestido, si el agente de apoyo era CARBO.H£.PMR, arena o arena revestida con resina. Mientras tanto, el Solvente Stoddard mostró alguna reducción, pero no fue tan efectivo como los siloxanos. También, los resultados para el polimetilhidrógeno-siloxano al 2%, aplicado al agente de apoyo a 75 °C demuestran gue se puede lograr un revestimiento efectivo mientras el agente de apoyo está aún caliente. De esta manera, se puede aplicar un revestimiento efectivo inmediatamente después del enfriador en la producción. La Tabla 1 establece a continuación los resultados de la prueba de estas muestras .

Tabla 1 *Número significativo de burbujas de aire atrapadas en la muestra. ?l término "densidad aparente" , como se expone en la Tabla 1, significa el peso por volumen unitario, inclusive el volumen considerado como los espacios vacíos entre las partículas . El término "ASG" , como se expone en la Tabla 1, se refiere a la "gravedad específica aparente" el cual es un número sin unidades, pero se define gue es numéricamente igual al peso en gramos por centímetro cúbico de volumen, excluyendo el espacio vacío o porosidad abierta en la determinación del volumen. Los valores de la gravedad específica aparente gue se proporcionan en este documento se determinaron por medio del desplazamiento de agua. Los valores de trituración reportados en la Tabla 1 se obtuvieron utilizando el procedimiento de the American Petroleum Institute (API, por sus siglas en inglés) para determinar la resistencia a la trituración. De acuerdo con este procedimiento, un lecho de aproximadamente 6 mm de profundidad de la muestra a ser sometida a prueba se coloca en una celda cilindrica hueca. Se inserta un pistón en la celda. Después, se aplica una carga a la muestra por via del pistón. Toma un minuto para alcanzar la carga máxima la cual entonces se mantiene durante dos minutos. Después, la carga es retirada, la muestra es retirada de la celda y tamizada para separar el material triturado. Los resultados se reportan como un porcentaje en peso de la muestra original . La reducción en la gravedad específica aparente ( "ASG" ) para cada una de las muestras del agente de apoyo expuestas en la Tabla 1 indica gue los revestimientos son impermeabilizantes de la superficie del agente de apoyo al impedir gue el agua entre a algo de la porosidad de la superficie. También, el agente de apoyo de CARBOHSP"11 revestido con polimetilhidrógeno-siloxano y polidimetil-siloxano exhibió una reducción significativa en la trituración en comparación con el control no revestido.

Ej emplo 2 Las muestras revestidas de un agente de apoyo de bauxita sinterizada comercialmente disponible de CARBO Ceramics Inc. bajo el nombre comercial CARB0HS.PMR (Malla U.S. 20/40) se prepararon al revestir el agente de apoyo con un producto gue es comercialmente disponible de SOPUS Products bajo el nombre comercial "Rain-XMR" . Rain-X"11 es un material vitreo para el tratamiento de la superficie gue incluye polialguilhidrógeno-siloxano, etanol e isopropanol. El revestimiento se aplicó al mezclar el agente de apoyo y el revestimiento en un vaso de precipitados durante aproximadamente 30 minutos, luego retirar el agente de apoyo revestido del vaso de precipitados y secarlo durante aproximadamente 15 a 18 horas en un horno. Otros revestimientos que pueden aplicarse a los agentes de apoyo incluyen, pero no están limitados a, TeflonMR pulverizado, silicona líquida, Black Magic^ y D-40^. Black MagicMR es comercialmente disponible de SOPUS Products y contiene polidimetil-siloxano, también conocido como "aceite de silicona" y destilados de petróleo ligeros, tratados con hidrógeno. Los destilados de petróleo ligeros, tratados con hidrógeno pueden ser descritos generalmente como una mezcla de nafteños de 10 a 14 átomos de carbono, iso- y n-parafinas gue contienen <0.1% de materiales aromáticos y <0.1% de hexano. El peso molecular, promedio de los destilados de petróleo ligeros, tratados con hidrógeno tiende a ser más cercano a C14, es decir aproximadamente 200. El punto de ebullición de los destilados de petróleo ligeros, tratados con hidrógeno es de 175-270 °C. La densidad de los destilados de petróleo ligeros, tratados con hidrógeno es de 0.79-0.82 g/cm3. WD- 40MR es comercialmente disponible de WD 40 Company y es principalmente una mezcla del Solvente Stoddard y destilados de petróleo desparafinados con solvente, paraf nicos, pesados. El Solvente Stoddard puede ser descrito generalmente como una mezcla de hidrocarburos alifáticos y alicíclicos de 7 a 12 átomos de carbono e hidrocarburos aromáticos (C7-C?2) , usualmente con poco o nada de benceno. El punto de ebullición del Solvente Stoddard es de 130-230°C. La densidad del Solvente Stoddard es de 0.765-0.795 g/cm3. Los destilados de petróleo desparafinados con solvente, parafínicos, pesados pueden ser descritos generalmente como hidrocarburos alifáticos de 20 a 40 átomos de carbono gue tiene un peso molecular promedio de aproximadamente 372, gue corresponde a aproximadamente 26 a 27 átomos de carbono. El punto de ebullición de los destilados de petróleo desparafinados con solvente, parafínicos, pesados es de aproximadamente 293 °C. Otros métodos para aplicar un revestimiento guímico incluyen, pero no están limitados a, otros procesos de "sumersión" similares al proceso descrito en este ejemplo, pulverización y mezclado en mezcladoras y amasadoras tales como agüellas disponibles de Eirich Machines, Inc. Aún otros métodos bien conocidos para agüellas personas de experiencia ordinaria en el campo también son adecuados para aplicar un revestimiento a los materiales del agente de apoyo descritos en este documento . Como será descrito adicionalmente con respecto al Ejemplo 4, se evaluaron las siguientes propiedades de muestras revestidas y no revestidas (Malla U.S. 20/40) de CARBOHS,PMR: conductividad, permeabilidad y porcentaje de permeabilidad retenida (%) .

Ejemplo 3 Las muestras revestidas de un agente de apoyo ligero comercialmente disponible de CARBO Ceramics Inc. bajo el nombre comercial CARBOLTTE^ (Malla U.S. 20/40) se prepararon al revestir el agente de apoyo con un producto que es comercialmente disponible de SOPUS Products bajo el nombre comercial "Rain-XMR" . Rain-XMR es un material vitreo para el tratamiento de la superficie que incluye polialguilhidrógeno-siloxano, etanol e isopropanol. El revestimiento se aplicó al mezclar el agente de apoyo y el revestimiento en un vaso de precipitados durante aproximadamente 30 minutos, luego retirar el agente de apoyo revestido del vaso de precipitados y secarlo durante aproximadamente 15 a 18 horas en un horno. Otros revestimientos gue pueden aplicarse a los agentes de apoyo incluyen, pero no están limitados a, TeflonMR pulverizado, silicona líguida, Black Magic1^ el cual es comercialmente disponible de SOPUS Products y contiene destilados de petróleo ligeros, tratados con hidrógeno y polidimetil-siloxano el cual también es conocido como "aceite de silicona" y WD-40MR el cual es comercialmente disponible de WD 40 Company y es principalmente una mezcla de Solvente Stoddard y destilados de petróleo desparafinados con solvente, parafinicos, pesados. Otros métodos para aplicar un revestimiento incluyen, pero no están limitados a, otros procesos de "sumersión" similares al proceso descrito en este ejemplo, pulverización y mezclado en mezcladoras y amasadoras tales como agüellas disponibles de Eirich Machines, Inc. Aún otros métodos bien conocidos para agüellas personas de experiencia ordinaria en el campo también son adecuados para aplicar un revestimiento a los materiales del agente de apoyo como se describiera en este documento . Como será descrito adicionalmente con respecto al Ejemplo 4, se evaluaron las siguientes propiedades de muestras revestidas y no revestidas (Malla U.S. 20/40) de CARBOLITE™1: conductividad, permeabilidad y porcentaje de permeabilidad retenida (%) .

Ejemplo 4 A fin de evaluar el efecto de una superficie de agente de apoyo revestido y no revestido sobre el potencial de limpieza de un sistema de fluido fracturante de goma guar y borato, en términos de conductividad, permeabilidad y porcentaje de permeabilidad retenida (%) , se prepararon muestras de suspensión espesa del CARBOHSP"11 no revestido, CARBOfíSP"11 revestido con 5% de polimetilhidrógeno-siloxano del Ejemplo 1, CARBOJíS-P1^ revestido con 5% de polidimetil- siloxano del Ejemplo 1, CARBOHSP^11 revestido con Solvente Stoddard del Ejemplo 1, CARBOHSP"11 revestido con Rain-X111 del Ejemplo 2, CARBOLTTE™ revestido y CARBOLITE^ revestido con Rain-X^ del Ejemplo 3. Cada una de las muestras de agente de apoyo evaluadas de acuerdo con este Ejemplo 4 tuvo una distribución de tamaño de partícula de Malla U.S. 20/40. La suspensión espesa para cada muestra comprendió el agente de apoyo y un fluido fracturante comprendido de 18.144 kg/3800 lt (40 lb/1000 gal) de goma guar (polvo seco) y 3.8 lt/3800 lt (1.0 gal/1000 gal) de Fracsal^ (una suspensión espesa, base de reticulador de borato-aceite a alta temperatura) . La conductividad es una medida de cuantos fluidos pueden circular fácilmente a través del agente de apoyo o arena y generalmente mientras más alta sea la conductividad será mejor. Los fluidos fracturantes pueden estar formulados para reticularse y volverse más viscosos con el tiempo . Después de gue el agente de apoyo es colocado dentro de la fractura, los fluidos fracturantes son diseñados de tal manera gue los geles rompan y puedan ser retirados enjuagándolos. Idealmente, la totalidad del fluido fracturante, gelificado se guita lavándolo, sin embargo, en la práctica, al menos algo del gel se adhiere al agente de apoyo. Las medidas cuantitativas de cuánto fluido fracturante es retirado enjuagándolo son la permeabilidad y el porcentaje de permeabilidad retenida en comparación con un agente de apoyo de control gue no ha sido expuesto al fluido fracturante . El material de control utilizado para propósitos de comparación con respecto a las muestras de CARBOHSP^ en este Ejemplo 4 fue una muestra de CARBOiíSP"11 de Malla U.S. 20/40 sujetada a una tensión de cierre de 421.296 kg/cm2 (6000 lb/pg2) gue nunca había sido expuesta a un sistema de fluido fracturante de goma guar y borato . El material de control produjo una permeabilidad de 410 Darcios . De esta manera, un agente de apoyo ideal de CARBOHS.PMR después de la exposición al sistema de fluido fracturante de goma guar y borato produciría una permeabilidad de 410 Darcios y cuando se comparara al control, un porcentaje de permeabilidad retenida de 100%. El material de control utilizado para propósitos de comparación con respecto a las muestras de CARBOLTTE"11 en este Ejemplo 4 fue una muestra de CARBOLTTE^ Malla U.S. 20/40 sujetada a una tensión de cierre de 280.864 kg/cm2 (4000 lb/pg2) pero gue nunca había sido expuesta a un sistema de fluido fracturante de goma guar y borato. El material de control produjo una permeabilidad de 450 Darcios. De esta manera, un agente de apoyo ideal de CARBOLJTE™ después de la exposición al sistema de fluido fracturante de goma guar y borato produciría una permeabilidad de 450 Darcios y cuando se comparara con el control, un porcentaje de permeabilidad retenida de 100%. El término "recuperación" expuesto posteriormente se refiere a cuanta permeabilidad es recuperada al retirar enjuagando el fluido fracturante. El fluido fracturante se preparó como sigue : El polímero (goma guar) fue hidratado a un pH cercano a 7.0. Después de la hidratación, el pH se ajustó con 4.536 kg/3800 It (10 lb/1000 gal) de K2C03 a 10.2 y se agregó 0.045 kg/3800 It (0.1 lb/1000 gal) de AP breaker"11. Finalmente, se agregó 3.8 lt/3800 lt (1.0 gal/1000 gal) de FracsalMR (reticulador de borato) . La suspensión espesa entonces se preparó al mezclar aproximadamente 64 gramos del agente de apoyo seleccionado con 30 ml del fluido fracturante, reticulado de goma guar/borato.

La suspensión espesa fue cargada plenamente entre dos núcleos saturados Ohio SandstoneMR para imitar las condiciones reales en un pozo de petróleo o gas . La fuga estática, la cual consiste del drenaje del exceso de fluido a baja presión, se condujo a una tensión de cierre de 7.022 kg/cm2 (100 lb/pg2) a 70.216 kg/cm2 (1000 lb/pg2) y una temperatura de 65.6°C a 93.4°C (150°F a 200°F) elevada durante 90 minutos. Después de gue se completó la fuga estática, la prueba fue cerrada temporalmente para el calentamiento y rompimiento durante toda la noche (un mínimo de 12 horas) . Después del cierre temporal durante toda la noche, se inició el flujo a través del empague a 0.5 ml/minuto para obtener la caída de presión reguerida para iniciar el flujo gue es identificado como "<dp" en las Tablas de datos expuestas en este Ejemplo 4. Generalmente, mientras más baja sea la caída de presión, será mejor ya gue es más fácil iniciar la limpieza. Después de esto, la velocidad se incrementó gradualmente a 2.0 ml/minuto a la tensión de cierre de 70.216 kg/cm2 (1000 lb/pg2). Después de obtener la conductividad y las anchuras, el cierre se elevó en 7.022 kg/cm2 (100 lb/pg2) por minuto a la tensión de cierre de evaluación objetivo. Las muestras de CARBOHSP"11 se evaluaron a una tensión de cierre de 421.296 kg/cm2 (6000 lb/pg2) y 93.4°C (200 °F) . Las muestras de GARBOLITE*111 se evaluaron a una tensión de cierre de 280.864 kg/cm2 (4000 lb/pg2) y 93.4°C (200 °F) . La limpieza se evaluó a 2 ml/minuto con KCl al 2% durante 50 horas. Durante la adquisición de datos, la velocidad se incrementó a 4 ml/minuto para obtener una verificación del sistema de la linealidad de datos. La velocidad se regresó a 2 ml/minuto después de la adquisición de datos. Los resultados para la conductividad y la permeabilidad de una muestra de CARB0Hí?.PMR no revestido se reportan en la Tabla 2 a continuación.

Tabla 2 Como se reporta en la Tabla 2 , después de una recuperación de 50 horas, el CARBOfíSP™ no revestido produjo una conductividad de 2824 mD-30.5 cm (1 pie) y una permeabilidad de 198 Darcios para un porcentaje de permeabilidad retenida de 48% en comparación con el control. El porcentaje de permeabilidad retenida de la muestra de CARBOiTSP"11 no revestido se utilizó para propósitos de comparación con las muestras de CA BOHSP^ revestido evaluadas posteriormente. Los resultados para la conductividad y permeabilidad del CARBOfí'S'PMR revestido con 5% de polimetilhidrógeno-siloxano del Ejemplo 1 se reportan en la Tabla 3 a continuación: Tabla 3 Como se reporta en la Tabla 3, después de una recuperación de 50 horas, el CARBOHSJP^ revestido con polimetilhidrógeno-siloxano produjo una conductividad de 3850 mD-30.5 cm (1 pie) y una permeabilidad de 263 Darcios para un porcentaje de permeabilidad retenida de 64% en comparación con el control. De esta manera, el porcentaje de permeabilidad retenida del agente de apoyo de CARBOHSPMR revestido con polimetilhidrógeno-siloxano del Ejemplo 1 fue 16% mayor gue el agente de apoyo de CARBONSP^ no revestido. Los resultados para la conductividad y permeabilidad del CARBOHSPMR revestido con 5% de polidimetil-siloxano del Ejemplo 1 se reportan en la Tabla 4 a continuación: Tabla 4 Co o se reporta en la Tabla 4 , después de una recuperación de 50 horas, el CARB0HSP^R revestido con polidimetil-siloxano produjo una conductividad de 4121 mD-30.5 cm (1 pie) y una permeabilidad de 279 Darcios para un porcentaje de permeabilidad retenida de 68% en comparación con el control. De esta manera, el porcentaje de permeabilidad retenida del agente de apoyo de CARBO.HSPMR revestido con polidimetil-siloxano del Ejemplo 1 fue 20% mayor gue el agente de apoyo de CARBOfíSP"1 no revestido. Los resultados para la conductividad y permeabilidad del CARBOJÍSP^ revestido con Solvente Stoddard del Ejemplo 1 se reportan en la Tabla 5 a continuación: Tabla 5 Como se reporta en la Tabla 5, después de una recuperación de 50 horas, el CARBOHS'.PMR revestido con Solvente Stoddard produjo una conductividad de 3415 mD-30.5 cm (1 pie) y una permeabilidad de 233 Darcios para un porcentaje de permeabilidad retenida de 57% en comparación con el control. De esta manera, el porcentaje de permeabilidad retenida del agente de apoyo de CARBOí?S.PMR revestido con Solvente Stoddard del Ejemplo 1 fue 9% mayor gue el agente de apoyo de CARBONSP^ no revestido. Los resultados para la conductividad y permeabilidad del CARBOHSP"1 revestido con Rain-x"* del Ejemplo 2 se reportan en la Tabla 6 a continuación: Tabla 6 Hrs en el Cierre Grados de Conductividad Anchura Permea¬ Cierre y la (kg/cm2 Temperatura (mD-30.5 cm (cm bilidad Temperatura (lb/pg2)) C (F) (pie)) (pg)) (Darcios) -15 70.216 65.6-93.4 Fuga en tanto se calentaba y se rompió (1000) (150-200) -1.5 70.216 93.4 860 0.478 <dp=0.00038 55 (1000) (200) (0.188) kg/cm 70.216 93.4 3947 0.472 (.0054 lb/pg¿) 255 (1000) (200) (0.186) a 0.5 ml/min -0.7 140.432 93.4 4402 0.472 287 (2000) (200) (0.184) -0.5 280.864 93.4 4235 0.462 279 (4000) (200) (0.182) 421.296 93.4 3375 0.442 233 (6000) (200) (0.174) 421.296 93.4 3574 0.439 248 (6000) (200) (0.173) 10 421.296 93.4 3652 0.434 256 (6000) (200) (0.171) 20 421.296 93.4 3866 0.434 271 (6000) (200) (0.171) 30 421.296 93.4 3898 0.434 274 (6000) (200) (0.171) Como se reporta en la Tabla 6, después de una recuperación de 50 horas, el CARBOJíSP^ revestido con Rain- XMR produjo una conductividad de 3902 mD-30.5 cm (1 pie) y una permeabilidad de 274 Darcios para un porcentaje de permeabilidad retenida de 67% en comparación con el control. De esta manera, el porcentaje de permeabilidad retenida del agente de apoyo de CARBOJ?SP^ revestido con Rain-XMR del Ejemplo 2 fue 19% mayor gue el agente de apoyo de CARBOÍÍS.PMR no revestido. Los resultados para la conductividad y permeabilidad del CARBOLT??^ no revestido se reportan en la Tabla 7 a continuación: Tabla 7 Como se reporta en la Tabla 7 , después de una recuperación de 50 horas, el CARBOLJTE"11 no revestido produjo una conductividad de 4112 mD-30.5 cm (1 pie) y una permeabilidad de 224 Darcios para un porcentaje de permeabilidad retenida de 50% en comparación con el control .

Los resultados para la conductividad y permeabilidad del CARBOLTTE^ revestido con Rain-XMR del Ejemplo 3 se reportan en la Tabla 8. Tabla 8 Como se reporta en la Tabla 8 , después de una recuperación de 50 horas, el CARBO I ^ revestido con Rain-y^ produjo una conductividad de 4556 mD-30.5 cm (1 pie) y una permeabilidad de 249 Darcios para un porcentaje de permeabilidad retenida de 55% en comparación con el control. De esta manera, el porcentaje de permeabilidad retenida del agente de apoyo de CARBOLJTE"11 revestido con Rain-XMR del Ejemplo 3 fue 5% mayor gue el agente de apoyo de CARBOLTTE^ no revestido. En base a los resultados anteriores, se puede concluir gue todas las muestras del agente de apoyo revestido mostraron una conductividad mejorada y una permeabilidad retenida cuando se compararon con el agente de apoyo no revestido. Además, las muestras del agente de apoyo de CARBOHSP^ revestido con polimetilhidrógeno-siloxano y polidimetil-siloxano tuvieron conductividades de 3850 y 4121 mD-30.5 cm (1 pie), 64% y 68% de permeabilidad retenida, respectivamente lo cual se compara muy f vorablemente a la muestra de CARBOHSP^ revestido con Rain-XMR la cual tuvo una conductividad de 3902 mD-30.5 cm (1 pie) y 67% de permeabilidad retenida.

Ejemplo 5 Los resultados adicionales de la prueba realizada sobre muestras revestidas y no revestidas del agente de apoyo de CARBOHS'.PMR se muestran en la Tabla 9.

Tabla 9 El revestimiento del agente de apoyo de CASBOHSI^1 con Rain-XMR se realizó como se describiera anteriormente con respecto al Ejemplo 2. Los resultados adicionales indican gue el agente de apoyo revestido exhibió un valor de trituración mejorado sobre el agente de apoyo no revestido, lo cual puede ser debido a la "lubricación" mejorada del agente de apoyo revestido. Los resultados adicionales también indican gue el agente de apoyo revestido tuvo una densidad más baja gue el agente de apoyo no revestido, lo cual puede ser debido al atrapar las burbujas de aire alrededor del agente de apoyo por medio del revestimiento. La conductividad del agente de apoyo revestido también se mejoró sobre agüella del agente de apoyo no revestido.

Ej emplo 6 La prueba adicional se condujo con un agente de apoyo "húmedo" gue tenia revestimientos recientemente aplicados de Rain-XMR, pulverización de silicona, WD-40MR, Black MagicMR y otros materiales para someter a prueba la factibilidad de la aplicación de revestimiento "improvisadamente" . Estas pruebas se repitieron con muestras separadas después de gue el revestimiento se había secado para simular un proceso de aplicación donde el material es revestido antes del suministro al pozo. Ambas técnicas demostraron beneficios potenciales en la reducción del daño del gel y modificación de la humectabilidad de la superficie. El tiempo para gue un volumen conocido de agua pase a través de un empague del agente de apoyo se registró, tanto para los grupos de control (agente de apoyo convencional sin tratamiento) como agentes de apoyo tratados con una variedad de revestimientos . En algunas pruebas, los agentes de apoyo permanecieron húmedos con los revestimientos y, en algunas pruebas, los revestimientos fueron aplicados previamente y se dejaron secar completamente antes de cargar el aparato de prueba. El aparato de prueba utilizado para un punto de referencia de la efectividad de varios revestimientos y técnicas de aplicación tanto para la humectabilidad como la liberación de gel incluyó un tubo cilindrico con una válvula en un extremo. El tubo fue empacado primero con 17 ml del agente de apoyo. El agente de apoyo fue ya sea tratado o no tratado para el grupo de control . Un volumen conocido de un fluido de enjuague, típicamente agua en la cantidad de 67 ml, entonces se agregó al tubo. La válvula se abrió y el tiempo transcurrido para drenar el volumen conocido de agua a través del agente de apoyo en el tubo se registró para determinar la permeabilidad aparente. En algunas pruebas, los agentes de apoyo se mezclaron con varios fluidos fracturantes para calcular la adherencia de gel a los agentes de apoyo revestidos y no revestidos . La tabla 10 muestra los resultados de la prueba inicial con cuatro revestimientos aplicados inmediatamente antes de la mezcla con el gel de fractura.

Tabla 10 Un producto fue una silicona aplicada por pulverización, la cual se secó casi inmediatamente después de la aplicación, mientras gue los otros revestimientos "aplicados por impregnación" se humedecieron notablemente.

El producto aplicado por pulverización pareció reducir inmediatamente el tiempo para gue el agua pasara a través de un empague del agente de apoyo y proporcionó un beneficio sostenido en todas las inundaciones subsecuentes con agua fresca. También, los revestimientos relativamente "húmedos" retardaron significativamente la infiltración de agua en el empague, retardando la limpieza, pero reduciendo potencialmente la "sensación viscosa en los dedos" lo cual puede ser un beneficio significativo en algunas aplicaciones. La Tabla 11 muestra los resultados de la experimentación adicional con aplicaciones "secas" de Rain-XMR.

Tabla 11 Se observaron dos tendencias a partir de los resultados mostrados en la Tabla 11. Primero, en los empaques tanto contaminados con gel como no contaminados, el agente de apoyo tratado con Rain-XMR permitió inicialmente tiempos de flujo reducidos. En segundo lugar, ambas muestras tratadas con Rain-X^ mostraron tiempos de flujo significativamente crecientes para el agua con inundaciones subsecuentes. Se observó visualmente gue el agente de apoyo revestido con Rain-XMR atrapó burbujas de aire gue se acumularon a través del tiempo. Fue claro gue el agente de apoyo era hidrófobo. En varios intentos, se observó gue la columna de agua aplicada no pudo infiltrar el empaque seco para desplazar el aire después de gue se inició el flujo. La experimentación adicional demostró gue el empague pudo soportar una columna de 20.32 a 25.4 centímetros (8 a 10 pulgadas) de agua sin ninguna infiltración mensurable por la fase de agua. En presencia de un sistema multifásico tal como un pozo de gas, se esperaría gue este agente de apoyo produjera preferentemente gas natural, mientras gue obstaculiza el flujo de agua lo cual proporcionaría un grandioso beneficio económico. Los resultados mostrados en la Tabla 11 demuestran claramente la afinidad del gente de apoyo revestido gue es humedecido con gas o petróleo preferiblemente gue humedecido con agua. Adicionalmente, se observó gue la muestra revestida previamente con Rain-X™1 mostró una limpieza del gel dramáticamente mejor gue la muestra de agente de apoyo no revestido. Además, la alteración intencional de la humectabilidad de un agente de apoyo cambiará significativamente las características de flujo del fluido dentro de la estructura porosa del agente de apoyo . Puesto gue los finos de la formación son transportados típicamente solo por la fase de agua (los finos son humedecidos con agua) , estos agentes de apoyo revestidos pueden ser dañados significativamente menos por los finos emigrantes gue los agentes de apoyo sin tratamiento convencionales .

Ejemplo 7 De acuerdo con este ejemplo, se condujo una prueba de flujo multifásico. La prueba de flujo multifásico se condujo con respecto a CARBOfíSP"11 revestido con polidimetil-siloxano y no revestido y una suspensión espesa del agente de apoyo fue cargada plenamente entre dos núcleos saturados Ohio SandstoneMR. En este Ejemplo, las muestras de agente de apoyo se evaluaron a una tensión de cierre de 280.864 kg/cm2 (4000 lb/pg2) y 65.6°C (150°F). En esta prueba, el gas saturado se hizo fluir a través de las celdas a una velocidad constante (26 1/minuto) mientras gue se bombeaban simultáneamente a través de velocidades crecientes de agua. La presión diferencial se midió a medida gue se incrementaba el flujo de líguido; y se deseaba gue la presión diferencial o "dP" fuera tan baja como fuera posible. Los resultados de la prueba de flujo multifásico se muestran en la Tabla 12.

Tabla 12 Como se expone en la Tabla 12, el revestimiento de polidimetil-siloxano proporcionó un diferencial de presión mejorado (más bajo) en todas las velocidades de flujo de líquido en comparación con el control no revestido. También, el factor beta para la muestra de polidimetil-siloxano se mejoró: 0.205 atm-s2/kg en comparación con 0.262 atm-s2/kg para el control no revestido. Los resultados de la prueba de flujo multifásico en términos de un factor beta más bajo y un flujo multifásico mejorado para el CARBOHS ^ revestido con polidimetil-siloxano en comparación con el control indicaron gue el revestimiento con polidimetil-siloxano creó una superficie mucho más lisa y cubrió algo de la porosidad de la superficie del CARBOi?SP^. Se confirmó por medio de la microscopía de barrido electrónico ("SEM", por sus siglas en inglés) a una potencia de 500x gue el revestimiento con polidimetil-siloxano había creado en realidad una superficie mucho más lisa y pareció haber cubierto sustancialmente la totalidad de la porosidad de la superficie del CARBOHSP^. Las partículas revestidas y/o tratadas químicamente de la presente invención son útiles como un agente de sostén en los métodos para fracturar formaciones subterráneas para incrementar la permeabilidad de las mismas . Cuando se utilizan como un agente de sostén, las partículas de la presente invención pueden ser manipuladas de la misma manera como otros agentes de sostén. Las partículas pueden ser suministradas al pozo en bolsas o a granel junto con los otros materiales utilizados en el tratamiento de fracturación. Se puede utilizar eguipo y técnicas convencionales para colocar las partículas como un agente de sostén. Un fluido viscoso, referido frecuentemente como una "almohadilla" , es inyectado en el pozo a una velocidad y presión para iniciar y propagar una fractura en la formación subterránea. El fluido fracturante puede ser una base oleosa, base acuosa, ácido, emulsión, espuma o cualguier otro fluido . La inyección del fluido fracturante continúa hasta gue se obtiene una fractura de geometría suficiente para permitir la colocación de las pelotillas de sostén. Después, las partículas como se describiera anteriormente en este documento son colocadas en la fractura por medio de la inyección dentro de la fractura de un fluido o "suspensión espesa" dentro de la cual han sido introducidas y suspendidas previamente las partículas. Después de la colocación de las partículas, el pozo se cierra temporalmente durante un tiempo suficiente para permitir gue la presión en la fractura purgue la formación. Esto causa la fractura para cerrar y aplicar presión sobre las partículas de sostén gue resisten el cierre adicional de la fractura. La distribución de agente de apoyo resultante es usualmente, pero no necesariamente, un empague de múltiples capas. La descripción y las modalidades anteriores se proponen para ilustrar la invención sin limitarla con lo cual . Será entendido gue se pueden hacer varias modificaciones en la invención sin apartarse del espíritu o alcance de la misma.

Claims (20)

REIVINDICACIONES

1. Un agente de apoyo para pozos de gas y petróleo, caracterizado porgue comprende: una pluralidad de partículas esencialmente esféricas gue tienen una porosidad en la superficie y que comprenden un material seleccionado del grupo gue consiste de arenas y materiales cerámicos, en donde sustancialmente toda la porosidad de la superficie de las partículas es cubierta con al menos un material hidrófobo seleccionado del grupo gue consiste de: siliconas, siloxanos, politetrafluoroetileno, aceites de origen vegetal, hidrocarburos, cloruro de polivinilideno copolimerizado, frita de vidrio y esmalte.

2. Un método para fracturar una formación subterránea, caracterizado porgue comprende: inyectar un fluido dentro de una fractura en una zona subterránea, el fluido comprende una pluralidad de partículas esencialmente esféricas gue tienen una porosidad en la superficie, en donde sustancialmente toda la porosidad de la superficie de al menos algunas de las partículas es cubierta con un material hidrófobo seleccionado del grupo gue consiste de: siliconas, siloxanos, politetrafluoroetileno, aceites de origen vegetal, hidrocarburos, cloruro de polivinilo copolimerizado, frita de vidrio y esmalte, formar la pluralidad de partículas esencialmente esféricas en un empaque del agente de apoyo en la fractura, en donde el empaque del agente de apoyo tiene una permeabilidad retenida de al menos 5% más que la permeabilidad retenida gue el empague del agente de apoyo tendría en ausencia del material hidrófobo.

3. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porgue el empague del agente de apoyo controla una permeabilidad relativa de los fluidos gue circulan en la fractura.

4. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porgue sustancialmente toda la porosidad de la superficie de las partículas esencialmente esféricas es cubierta con un material hidrófobo antes de la inyección dentro de la fractura.

5. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porgue el fluido gue comprende las partículas esencialmente esféricas es inyectado dentro de la fractura antes de gue el material hidrófobo se haya secado sobre las partículas .

6. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porgue la pluralidad de partículas esencialmente esféricas tienen al menos una de: una densidad aparente de 1.55 g/cm3 a 2.02 g/cm3 ; un tamaño de malla de -20/+40; una resistencia a la trituración de entre 1.3 y 47.2% a 1053.24 kg/cm2 (15xl03 lb/pg2); una gravedad específica aparente de entre 2.18 y 3.56; y un tamaño mayor de 400 mieras.

7. Un método para la fracturación en una formación subterránea, caracterizado porgue comprende: formar un empague del agente de apoyo en una fractura en una zona subterránea, el empaque del agente de apoyo comprende una pluralidad de partículas esencialmente esféricas que tienen una porosidad en la superficie, en donde sustancialmente toda la porosidad de la superficie de al menos algunas de las partículas es cubierta con un material hidrófobo, y en donde el empague del agente de apoyo tiene una permeabilidad retenida de al menos 5% mayor gue la permeabilidad retenida del empague del agente de apoyo tendría en ausencia del material hidrófobo .

8. Un método para modificar las propiedades de la superficie de partículas del agente de apoyo para la fracturación hidráulica, caracterizado porgue comprende: modificar la porosidad de la superficie de partículas esencialmente esféricas gue comprenden un material seleccionado del grupo gue consiste de arenas y materiales cerámicos, al revestir las partículas con un material hidrófobo seleccionado del grupo gue consiste de siliconas, siloxanos, politetrafluoroetileno, aceites de origen vegetal, hidrocarburos, cloruro de polivinilideno copolimerizado, frita de vidrio y esmalte.

9. Un método para la fracturación en una formación subterránea, caracterizado porgue comprende: formar un empague del agente de apoyo en una fractura en una zona subterránea, el empague del agente de apoyo comprende una pluralidad de partículas esencialmente esféricas gue tienen una porosidad en la superficie; e incrementar la permeabilidad retenida del empague del agente de apoyo por al menos 5% al cubrir sustancialmente toda la porosidad de la superficie de al menos algunas de las partículas con un material hidrófobo seleccionado del grupo gue consiste de siliconas, siloxanos, politetrafluoroetileno, aceites de origen vegetal, hidrocarburos, cloruro de polivinilideno copolimerizado, frita de vidrio y esmalte.

10. Un método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porgue el material hidrófobo comprende uno o más materiales hidrófobos seleccionado del grupo gue consiste de siliconas, siloxanos, politetrafluoroetileno, aceites vegetales, hidrocarburos, cloruro de polivinilideno copolimerizado, frita de vidrio y esmalte.

11. El método de conformidad con la reivindicación 2 ó 7, caracterizado porgue el material hidrófobo modifica al menos una de la reactividad guímica de las partículas, la topografía de la superficie de las partículas, la humectabilidad de las partículas y la lubricicación de las partículas.

12. El método de conformidad con la reivindicación 2, 7, 8 ó 9 ó el agente de apoyo de la reivindicación 1, caracterizado porgue el material hidrófobo comprende un siloxano basado en la unidad estructural R2SiO, en donde R es hidrógeno o un grupo alguilo.

13. El método de conformidad con la reivindicación 2, 7, 8 ó 9 ó el agente de apoyo de la reivindicación 1, caracterizado porgue el material hidrófobo comprende un siloxano lineal no volátil de la composición: (Ra) en donde (Rx) es un grupo alguilo gue tiene de uno a tres átomos de carbono, (R2) es hidrógeno o un grupo alguilo que tiene de uno a tres átomos de carbono, (R3) es un grupo alguilo gue tiene de uno a cuatro átomos de carbono y n es un número entre 50 y 200.

14. El método de conformidad con la reivindicación 2, 7, 8 ó 9 ó el agente de apoyo de la reivindicación 1, caracterizado porgue el material hidrófobo se selecciona del grupo gue consiste de polimetilhidrógeno-siloxano y polidimetil-siloxano.

15. El método de conformidad con la reivindicación 2, 7, 8 ó 9 ó el agente de apoyo de la reivindicación 1, caracterizado porgue el material hidrófobo comprende al menos un aceite de origen vegetal seleccionado del grupo gue consiste de aceite de linaza, aceite de semilla de soya, aceite de maíz, aceite de semilla de algodón, aceite vegetal y aceite de cañóla.

16. El método de conformidad con la reivindicación 2, 7, 8 ó 9 ó el agente de apoyo de la reivindicación 1, caracterizado porgue el material hidrófobo comprende al menos un hidrocarburo seleccionado del grupo gue consiste de gueroseno, diesel, petróleo crudo, destilados de petróleo, solventes alifáticos, nafta disolvente y parafina.

17. El método de conformidad con la reivindicación 7 , 8 ó 9 , o el agente de apoyo de la reivindicación 1, caracterizado porgue la pluralidad de partículas esencialmente esféricas tienen al menos una de: un tamaño mayor de 400 mieras; una resistencia a la trituración de entre 1.3 y 47.2% a 1053.24 kg/cm2 (15xl03 lb/pg2) ; una gravedad específica aparente de entre 2.18 y 3.56 ; y una densidad aparente de 1.55 g/cm3 a 2.02 g/cm3

18. El método de conformidad con la reivindicación 7 ó 9, caracterizado porgue la permeabilidad retenida del empague del agente de apoyo se incrementa por al menos 9%, ó al menos 16%, ó al menos 19%.

19. El método de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porgue la modificación de las partículas altera al menos una de la reactividad guímica de las partículas, la topografía de la superficie de las partículas, la humectabilidad de las partículas y la lubricación de las partículas.

20. El método de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porgue la pluralidad de partículas esencialmente esféricas comprenden un material seleccionado del grupo gue consiste de arenas y materiales cerámicos .