Método de fracturación o fracturación hidráulica de un pozo.

Un método para formar nano-burbujas (NB) estables, llenas de gas sobre la superficie de partículas de agente de sostén

(PR), que comprende las etapas de

- mezclar agua (H2O) con un tensioactivo (SF);

- añadir la mezcla al agente de sostén (PR); y

- presurizar la mezcla con al menos un gas seleccionado del grupo que consiste en nitrógeno (N2), argón, metano, dióxido de carbono (CO2), helio e hidrógeno durante un período de tiempo establecido.

Tipo: Patente Europea. Resumen de patente/invención. Número de Solicitud: E13171326.

Solicitante: LINDE AKTIENGESELLSCHAFT.

Nacionalidad solicitante: Alemania.

Dirección: KLOSTERHOFSTRASSE 1 80331 MUNCHEN ALEMANIA.

Inventor/es: SHIRLEY, ARTHUR I., WEXLER,EUGENE, SCHNEIDER,PATRICK, WATTS,ROBIN.

Fecha de Publicación: .

Clasificación Internacional de Patentes:

  • SECCION C — QUIMICA; METALURGIA > COLORANTES; PINTURAS; PULIMENTOS; RESINAS NATURALES;... > SUSTANCIAS PARA APLICACIONES NO PREVISTAS EN OTRO... > Composiciones para la perforación de orificios o... > C09K8/60 (Composiciones para la estimulación de la producción por actuación sobre la formación subterránea)
  • SECCION C — QUIMICA; METALURGIA > COLORANTES; PINTURAS; PULIMENTOS; RESINAS NATURALES;... > SUSTANCIAS PARA APLICACIONES NO PREVISTAS EN OTRO... > Composiciones para la perforación de orificios o... > C09K8/80 (Composiciones para el refuerzo de las fracturas, p. ej. composiciones de agentes de sostén para mantener las fracturas abiertas)
  • SECCION C — QUIMICA; METALURGIA > COLORANTES; PINTURAS; PULIMENTOS; RESINAS NATURALES;... > SUSTANCIAS PARA APLICACIONES NO PREVISTAS EN OTRO... > Composiciones para la perforación de orificios o... > C09K8/70 (caracterizadas por su forma o por la forma de sus componentes, p. ej. espumas)
  • SECCION C — QUIMICA; METALURGIA > COLORANTES; PINTURAS; PULIMENTOS; RESINAS NATURALES;... > SUSTANCIAS PARA APLICACIONES NO PREVISTAS EN OTRO... > Composiciones para la perforación de orificios o... > C09K8/66 (Composiciones base agua o solventes polares (C09K 8/64 tiene prioridad))

PDF original: ES-2545664_T3.pdf

 

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Método de fracturación o fracturación hidráulica de un pozo.

Fragmento de la descripción:

Método de fracturación o fracturación hidráulica de un pozo Campo técnico de la presente invención La presente invención se refiere a un método para formar nano-burbujas llenas de gas sobre la superficie de las partículas de agente de sostén.

La presente invención se refiere, además, a un método para la fracturación o la fracturación hidráulica de pozo productor de gas y/o petróleo (US 2010/0252262 A1)

Antecedentes tecnológicos de la presente invención La generación de nano-burbujas llenas de gas sobre superficies sólidas se ha logrado de una diversidad de maneras. Por ejemplo, se aplica una irritación física a micro-burbujas contenidas en un líquido de modo que las micro-burbujas se contraen bruscamente para formar nano-burbujas.

Alternativamente, nano-burbujas han sido producidas mediante una boquilla generadora de nano-burbujas, capaz de generar nano-burbujas al permitir que el gas fluya en el líquido fluyente sin un dispositivo separado para mezclar las burbujas.

También se han creado nano-burbujas empleando una filtración a través de un medio poroso.

En la producción de gas natural a partir de esquisto o de otras formaciones "de gas ligero", la fracturación hidráulica (o "frac") se utiliza para romper la roca alrededor del agujero del pozo y para reducir la resistencia al flujo de gas. La técnica frac generalmente requiere inyectar en el pozo grandes cantidades de fluidos que son compresibles tales como nitrógeno (N2) o dióxido de carbono (CO2) o incompresible tales como agua o gas licuado de petróleo.

Los fluidos se bombean a alta presión para crear grandes fuerzas de compresión alrededor del agujero del pozo. Los fluidos pueden ser bombeados a profundidades de 10.000 pies (= aproximadamente 3.048 metros) a 20.000 pies (= aproximadamente 6.096 metros) por debajo de la superficie de la tierra utilizando técnicas de perforación convencionales (verticales) y no convencionales (horizontales) . Estas fuerzas rompen la roca y crean pequeñas fisuras para que el gas y/o petróleo fluya a la superficie.

Uno de los parámetros que afectan a la producción de petróleo y gas del pozo es la conductividad del agente de sostén una vez que se deposite dentro de las fisuras. Esto está directamente relacionado con la carga del agente de sostén y la distribución dentro del agente de fracturación hidráulica (fracturación) o del fluido de fracturación hidráulica (fracturación) , así como la capacidad de dicha mezcla de penetrar en las fracturas de tamaño pequeño y, específicamente, redes de fracturas secundarias caracterizadas por anchuras de sub-milimétricas y alturas y longitudes a menudo bastante significativas.

Habilitar el acceso a dichas redes secundarias de fractura puede resultar en un aumento de hasta el quince por ciento en la producción de hidrocarburos. La distribución no uniforme del agente de sostén resulta en una colocación incontrolada del agente de sostén que puede simplemente bloquear los pasajes.

Una mezcla de fluido/agente de sostén ideal, por ejemplo, contendría cantidades reducidas de un agente de sostén distribuido de manera uniforme para permitir la disposición uniforme del mismo dentro de las fracturas. Una sola capa de partículas de agente de sostén puede ser suficiente para mantener la fractura abierta mientras que proporciona una conductividad óptima. Esto requeriría una baja gravedad específica para permitir la distribución uniforme, la entrega y/o la colocación y alta resistencia/resistencia al aplastamiento para soportar altas presiones de formación/esfuerzos de cierre.

Actualmente, el mercado de agente de sostén en todo el mundo es de aproximadamente diecisiete billones de libras al año (aproximadamente 7.711 millones de kilogramos) , 99 por ciento de los cuales consiste en arena, arena recubierta con resina y agentes de sostén de material cerámico. A pesar de un cierto número de esfuerzos para desarrollar agentes de sostén fuertes, de peso ligero y ultraligero, la mayoría de ellos tienen una aplicación limitada y siguen teniendo un costo prohibitivo. Las partículas de arena esféricas de diámetro más pequeño siguen siendo, por lo tanto, una solución rentable.

En relación con los antecedentes tecnológicos de la presente invención se puede hacer referencia al documento US 2008/0237141 A1, al documento US 2010/0065271 A1, al documento US 2010/0256024 A1 o al documento US

2012/0071371 A1.

Descripción de la presente invención: objeto, solución, ventajas A partir de las desventajas y deficiencias según se describen anteriormente y teniendo en cuenta la técnica anterior según se comenta, un objeto de la presente invención es superar los problemas que los métodos anteriores han experimentado.

Este objeto se puede conseguir mediante un método que comprende las características de la reivindicación 1, así como mediante un método que comprende las características de la reivindicación 5, en particular mediante el establecimiento de un agente de sostén de nano-burbujas mejorado para la fracturación de pozos o la fracturación hidráulica de pozos. Realizaciones ventajosas y mejoras convenientes de la presente invención se describen en las respectivas reivindicaciones dependientes.

La presente invención comprende un método para formar nano-burbujas estables, llenas de gas en la superficie de una partícula de agente de sostén, que comprende las etapas de -mezclar agua con un tensioactivo; -añadir la mezcla al agente de sostén; y -presurizar durante un período de tiempo establecido.

De acuerdo con una realización ventajosa de la presente invención, -la mezcla de agua y tensioactivo se añade al agente de sostén mediante el suministro de la mezcla a un recipiente lleno con el agente de sostén, y -el recipiente se presuriza durante el período de tiempo establecido.

La presurización durante el período de tiempo establecido se consigue por medio de al menos un gas, favorablemente seleccionado del grupo que consiste en nitrógeno, argón, metano, dióxido de carbono, helio e hidrógeno.

De acuerdo con una realización preferida de la presente invención, el período de tiempo establecido es de aproximadamente dos escalas de tiempo de difusión de gas a aproximadamente tres escalas de tiempo de difusión de gas.

La presente invención comprende, además, un método para la fracturación o la fracturación hidráulica de pozo productor de gas y/o petróleo, que comprende las etapas de -formar nano-burbujas en la superficie de una partícula de agente de sostén y la combinación de la partícula de agente de sostén rodeada por nano-burbujas con al menos un medio de fracturación o de fracturación hidráulica para formar espuma o una emulsión; y -añadir al pozo la espuma o emulsión formada.

De acuerdo con una realización ventajosa de la presente invención, la formación de las nano-burbujas llenas de gas sobre la superficie de las partículas de agente de sostén se selecciona del grupo que consiste en -el método descrito anteriormente para la formación de nano-burbujas estables, llenas de gas, sobre la superficie de una partícula de agente de sostén, -la adsorción de las moléculas de gas de al menos una disolución acuosa, -la formación ultrasónica, -la generación electrolítica, y/o -la nucleación de la superficie a partir de disoluciones acuosas enriquecidas con gas.

De acuerdo con una realización conveniente de la presente invención, se proporciona la combinación de las partículas de agente de sostén rodeadas por nano-burbujas con el al menos un medio de fracturación o de fracturación hidráulica mediante la suspensión de las partículas de agente de sostén rodeadas por nano-burbujas dentro del al menos un medio de... [Seguir leyendo]

 


Reivindicaciones:

1. Un método para formar nano-burbujas (NB) estables, llenas de gas sobre la superficie de partículas de agente de sostén (PR) , que comprende las etapas de -mezclar agua (H2O) con un tensioactivo (SF) ; -añadir la mezcla al agente de sostén (PR) ; y -presurizar la mezcla con al menos un gas seleccionado del grupo que consiste en nitrógeno (N2) , argón,

metano, dióxido de carbono (CO2) , helio e hidrógeno durante un período de tiempo establecido.

2. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en el que -el agente de sostén (PR) es arena (SiO2) , y -el tensioactivo (SF) es al menos un polímero catiónico seleccionado del grupo que consiste en copolímeros

basados en ácido acrílico, acrilamida, ácido maleico y ésteres de ácido maleico, alfa-olefinas, ésteres de ácido acrílico y derivados de acrilamida parcialmente hidrolizadas o catiónicamente modificados.

3. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en el que -el agente de sostén (PR) es al menos una material cerámico, y -el tensioactivo (SF) se selecciona del grupo que consiste en copolímeros basados en ácido acrílico, ácido

maleico, alfa-olefinas, ésteres de ácido acrílico y productos de condensación de ácido naftalenosulfónico.

4. El método de acuerdo con al menos una de las reivindicaciones 1 a 3, en el que -la mezcla se añade al agente de sostén (PR) suministrando la mezcla a un recipiente cargado con el agente

de sostén (PR) , y -el recipiente está presurizado.

5. Un método para la fracturación o la fracturación hidráulica de un pozo (WE) productor de gas y/o petróleo, que comprende las etapas de -formar nano-burbujas (NB) llenas de gas sobre la superficie de partículas de agente de sostén (PR) ; -combinar las partículas de agente de sostén rodeadas por nano-burbujas (NBSPR) con al menos un medio

de fracturación o de fracturación hidráulica para formar espuma o una emulsión (FE) ; y -añadir al pozo (WE) la espuma o emulsión (FE) formada.

6. El método de acuerdo con la reivindicación 5, en el que la combinación de las partículas de agente de sostén rodeadas por nano-burbujas (NBSPR) con al menos un medio de fracturación o de fracturación hidráulica se proporciona suspendiendo las partículas de agente de sostén rodeadas por nano-burbujas (NBSPR) dentro del al menos un medio de fracturación o de fracturación hidráulica.

7. El método de acuerdo con la reivindicación 5 ó 6, en el que el medio de fracturación o de fracturación hidráulica se selecciona de emulsiones y/o espumas de dióxido de carbono (CO2) , emulsiones y/o espumas de nitrógeno (N2) , gas natural licuado, gas de petróleo líquido, agua aceitosa y/o mezclas de los mismos.

8. El método de acuerdo con al menos una de las reivindicaciones 5 a 7, en el que la espuma o emulsión (FE) formada se añade como un agente de fracturación o de fracturación hidráulica o fluido de fracturación o de fracturación hidráulica.

9. El método de acuerdo con al menos una de las reivindicaciones 5 a 8, en el que la espuma o emulsión (FE) formada se añade a al menos un agujero del pozo (WE) .

10. El método de acuerdo con al menos una de las reivindicaciones 5 a 9, en el que la espuma o emulsión (FE) formada se añade al pozo (WE) bajo presión.