ES2254189T3 - Microemulsiones de agua-en-aceite utiles para aplicaciones en los campos de petroleo o gas y metodos para usar los mismos. - Google Patents
Microemulsiones de agua-en-aceite utiles para aplicaciones en los campos de petroleo o gas y metodos para usar los mismos.Info
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Abstract
Un método para introducir un químico de producción de campo petrolero o de gas hacia una formación rocosa que comprende petróleo y/o gas, el cual comprende pasar una microemulsión de agua en aceite abajo hacia un pozo de producción y luego hacia la formación, dicha microemulsión comprende (a) una fase de aceite, (b) una fase acuosa que comprende una solución acuosa de un químico soluble en agua para producción de campo petrolero o de gas o una dispersión acuosa de un químico, capaz de dispersarse en agua, para producción de campo petrolero o de gas, y (c) por lo menos un surfactante, en donde el químico para producción de campo petrolero o de gas es un inhibidor de (i) corrosión, (ii) incrustaciones, (iii) formación de hidrato de gas, (iv) cera o (v) deposición de asfalteno o es un purificador de sulfuro de hidrógeno o un dispersante de cera y en donde la fase acuosa está distribuida en la fase de aceite en forma de gotitas que tienen un diámetro en el rango de 1 hasta 1000 nm o en forma demicrodominios que tienen por lo menos una dimensión de longitud, anchura o grosor en el rango de 1 hasta 1000 nm.
Description
Microemulsiones de
agua-en-aceite útiles para
aplicaciones en los campos de petróleo o gas y métodos para usar los
mismos.
La invención se relaciona con microemulsiones de
agua en aceite y, en particular, con el uso de microemulsiones de
agua en aceite para utilizar productos químicos solubles en agua o
capaces de dispersarse en agua para la producción de campos de
petróleo o gas.
Entre las sustancias químicas para el campo del
petróleo están los inhibidores de incrustaciones que se usan en
pozos de producción para detener las incrustaciones en la formación
de la roca y/o en las líneas de producción hoyo abajo y en la
superficie. Las incrustaciones no sólo ocasionan una restricción en
el tamaño del poro en la matriz de formación de la roca (también
conocido como "daño de formación") y de allí una reducción en
la velocidad de producción de petróleo o gas y también un bloqueo
del equipo tubular y de tubería durante el procesamiento de la
superficie. Para superar esto, el pozo de producción se somete al
tal llamado tratamiento "shut-in"
(encerramiento) por el cual convencionalmente se inyecta al pozo de
producción una composición acuosa que comprende un inhibidor de
incrustaciones, usualmente bajo presión, y se "exprime" o
"aprieta" (squeeze) hacia la formación y se mantiene allí. En
el procedimiento de exprimir, el inhibidor de incrustaciones se
inyecta varios pies radialmente hacia el pozo de producción donde es
mantenido mediante adsorción y/o formación de un precipitado
escasamente soluble. El inhibidor se filtra lentamente hacia el agua
producida durante un período de tiempo y protege al pozo de
deposición de incrustaciones. El tratamiento
"shut-in" (encerrado) necesita ser llevado a
cabo regularmente, por ejemplo, una o más veces al año por lo menos
si las altas velocidades de producción deben ser mantenidas y
constituye el "tiempo de baja" cuando no tiene lugar ninguna
producción. Durante el año hay una reducción en la producción total
que corresponde al número de tiempos de baja durante la operación
de exprimido/shut-in (encerrado), además de una
producción reducida a medida que el problema de incrustaciones
progresa.
Sin embargo, en algunos casos el inhibidor de
incrustaciones es detenido deficientemente dentro de la matriz de
roca reservorio y se han experimentado períodos cortos de exprimido.
El resultado neto en estos casos es una intervención frecuente del
pozo, lo cual impacta tanto en la productividad del pozo como en la
rentabilidad del campo. También es posible "exprimir"
inhibidores de corrosión para proteger la tubería de producción de
la perforación de pozo frente a la corrosión o inhibidores de
asfaltenos para controlar precipitación de asfaltenos en la
formación de roca y en la tubería de producción. Sería por lo tanto
deseable suministrar un método mejorado de utilización de tales
inhibidores.
La patente estadounidense US 5,186,257 se refiere
a polímeros solubles en agua que comprenden amida
N-vinílica, como la lactama
N-vinílica, la cual es útil en procesos donde el
polímero se introduce a un pozo perforado subterráneo.
La patente estadounidense US 4,741,399 describe
un método de recuperar petróleo de una formación subterránea de
petróleo que tiene un grosor vertical de por lo menos 40 pies
utilizando al menos un pozo de inyección y cuando menos un pozo de
producción separado por un espacio del pozo de inyección. El método
comprende los pasos consecutivos de:
1) inyectar una porción de surfactante en el 50 -
75% del grosor vertical inferior de la columna de petróleo;
2) inyectar una porción de un polímero de control
de movilidad en el 50-75% de la porción superior del
grosor vertical de la columna de petróleo;
3) inyectar un fluido de empuje por
substancialmente todo el 100% del grosor vertical de la columna de
petróleo; y
4) recuperar aceite del pozo de producción.
La patente estadounidense US 4,681,912 se refiere
a invertir microrredes de copolímeros solubles en agua preparados
por copolimerización dentro de una microemulsión inversa obtenida
mezclando una fase acuosa que contiene los monómeros hidrosolubles
que van a ser copolimerizados, una fase orgánica y un surfactante no
iónico o una mezcla de surfactantes no iónicos cuyos rangos de HLB
estén entre 8 y 11.
La patente estadounidense US 4,012,329 se refiere
a un fluido de perforación en forma de microemulsión externa de
aceite que tiene un amplio rango de tolerancia a la salinidad, que
tiene buena fuerza de gel y características de baja pérdida de
fluidos.
Las patentes estadounidense US 3,688,852, US
3,670,816 y US 3,254,714 describen el uso de micro emulsiones en el
desplazamiento de petróleo de reservorios.
Hemos ahora descubierto un medio para y un método
de incrementar la efectividad de los químicos para producción de
campos de petróleo o de gas, en particular inhibidores de
incrustaciones, permitiendo así un decrecimiento en la frecuencia de
las operaciones de exprimido/shut-in (encerramiento)
y un incremento en la velocidad de producción de petróleo/gas.
La presente invención se relaciona con una
microemulsión de agua en aceite que comprende (a) una fase de
aceite, (b) una fase acuosa que comprende una solución acuosa de un
químico soluble en agua para producción de campos de petróleo o gas,
o una dispersión acuosa de un químico dispersible en agua para
producción de campos de petróleo o gas, y (c) por lo menos dos
surfactantes seleccionados de surfactantes aniónicos y surfactantes
no iónicos en los cuales el químico para producción de campos de
petróleo o de gas es un inhibidor de (i) incrustaciones, (ii)
formación gaseosa de hidratos, (iii) cera o (iv) deposición
asfalténica o es un purificador de sulfuro de hidrógeno o un
dispersante de cera y en donde la fase acuosa se distribuye en la
fase de aceite en forma de gotas que tienen un diámetro en el rango
de 1 a 1000 nm o en forma de microdominios que tienen por lo menos
una dimensión de longitud, anchura o grosor en el rango de 1 a 1000
nm.
Una ventaja de usar una microemulsión de agua en
aceite para utilizar productos químicos, capaces de disolverse o
dispersarse en agua, para producción de campos de petróleo o gas, en
oposición al empleo de una composición acuosa convencional del
producto químico, es que la cantidad de agua bombeada hacia el
reservorio es mínima. Esto es importante para pozos que contienen
niveles bajos de agua (menos de 1% de agua) puesto que inyectar agua
al pozo reduce la permeabilidad relativa del petróleo e incrementa
la permeabilidad relativa del agua. Hasta que la cantidad de agua en
la formación cerca de la perforación del pozo se reduzca hasta
niveles de pre-exprimido, la productividad del pozo
será menor que su productividad de pre-exprimido. El
uso de una microemulsión que tiene una fase continua de aceite
también tiene ventajas para reservorios de petróleo o gas sensibles
al agua. En un reservorio de petróleo o gas sensible al agua, las
arcillas pueden hincharse en presencia de agua y/o el agua puede
quedar atrapada, de esa manera previniendo o reduciendo el flujo de
petróleo. También, reducir la cantidad de agua bombeada hacia el
reservorio que tiene una formación de roca arenisca minimiza la
producción de arena que ocurre cuando el agua disuelve los cementos
carbonatados que consolidan la arenisca. Una ventaja más de utilizar
un producto químico usando una microemulsión de agua en aceite es
que las soluciones acuosas de ciertos productos químicos (por
ejemplo, inhibidores de incrustaciones) son justamente ácidos y
pueden incrementar la velocidad de disolución de los cementos
carbonatados. Al encapsular tales soluciones acuosas ácidas en un
aceite, el daño a la formación cerca de la perforación del pozo
puede ser eliminado o por lo menos mitigado. También, algunos pozos
soportan deficientemente la presión (presión de reservorio baja) y
son incapaces de "levantar" una columna de agua fuera del pozo.
Convencionalmente, el ascenso por gas nitrógeno es usado para subir
la columna de agua pero esto puede ser muy caro. Al emplear una
microemulsión de agua en aceite que tiene una fase de aceite que es
menos densa que el agua, se puede levantar una columna de
microemulsión fuera del pozo a una presión más baja que la
requerida para una columna de agua. La ventaja más significativa es
que emplear un producto químico en una microemulsión de agua en
aceite aumenta la efectividad del producto químico al reducir el
número de operaciones de exprimido y shut-in
(encerramiento). Esto es porque el "encapsulamiento" o la
protección del producto químico para el campo petrolero dentro de la
fase continua de aceite ubica al producto químico más profundamente
en la formación rocosa (cerca de la región de perforación del pozo)
y la tensión interfacial baja de la microemulsión actúa para retirar
petróleo de las superficies de la formación de roca porosa de esa
manera exponiendo más área de superficie para que el producto
químico absorba o se precipite allí.
Las microemulsiones en general son conocidas;
ver, por ejemplo "Microemulsiones" Editor I D Robb, Plenum
Press, Nueva York, 1982. Ellas difieren de las emulsiones ordinarias
en que tienen gotitas de tamaño muy pequeño o en que tienen micro
dominios que tienen por lo menos una dimensión de longitud, anchura
o grosor de tamaño muy pequeño. Así, las microemulsiones aparecen
claras a simple vista o a través del microscopio óptico, en
comparación con las gotitas (mayores de 1000 nm en diámetro) de las
emulsiones nubladas convencionales.
Cuando la fase acuosa se distribuye en la fase de
aceite en forma de gotitas, las gotitas tienen preferiblemente un
diámetro promedio en un intervalo de 10 a 500 nm, más
preferiblemente 50 hasta 250 nm. La distribución de tamaño de gotita
es por lo general tal que al menos 90% de los diámetros están dentro
del 20% o especialmente 10% del diámetro promedio. Las
microemulsiones son transparentes a la vista y son aparentemente
isotrópicas.
Cuando la fase acuosa se distribuye en la fase de
aceite en forma de micro dominios, las microemulsiones tienen
preferiblemente por lo menos una dimensión de longitud, anchura o
grosor en el intervalo de valores desde 10 hasta 500 nm, más
preferiblemente desde 50 hasta 250 nm.
La fase de aceite es esencialmente cualquier
líquido que sea inmiscible con la fase acuosa. Por ejemplo, la fase
de aceite puede seleccionarse de un grupo consistente de alcanos
líquidos (preferiblemente alcanos de C5 - C20, más preferiblemente
alcanos de C8 hasta C15 y los más preferibles son los alcanos de C9
- C12, como por ejemplo n-nonano,
n-decano y n-undecano), haluros
alquílicos líquidos (por ejemplo tetracloruro de carbono o
diclorometano) e hidrocarburos aromáticos líquidos (por ejemplo,
tolueno y xileno). La fase de aceite puede ser también un aceite
parafínico, un aceite natural, diesel, keroseno, gasoil, petróleo
crudo, petróleo de base (base oil), dióxido carbónico líquido,
clorofluorocarbonados líquidos tales como CCl2F2, CHCl2F y CH3CClF2
(conocidos como freones), tetrahidrofurano, formamida dimetílica y
sulfoxido dimetílico.
La fase acuosa en la microemulsión puede
comprender agua fresca, de grifo, de río, de mar, producida o de
formación.
La fase acuosa puede tener una salinidad total de
0 - 250 g/l, por ejemplo 5 - 50 g/l. La fase acuosa puede tener un
pH de 0,5 - 9. Cuando la fase acuosa comprende una solución de agua
marina de un producto químico altamente ácido tal como, por ejemplo,
un inhibidor de incrustaciones, la fase acuosa usualmente tiene un
pH altamente ácido de 0,1 - 1. En tales casos puede ser necesario
neutralizar la acidez de la fase acuosa usando hidróxido de amonio o
un hidróxido de metal alcalino, especialmente hidróxido de sodio,
hidróxido de potasio o hidróxido de litio para llevar el pH de la
formulación hacia dentro de un rango preferido de 2 - 6.
Preferiblemente, la fase acuosa es neutralizada antes de ser
mezclada con la fase orgánica y el surfactante para formar la
microemulsión.
La fase acuosa puede comprender un solvente
miscible con agua tal como el metanol, el etanol, el
n-propanol, el iso-propanol, el
n-butanol, el iso-butanol, el
tert-butanol, el éter monoglicólico de butilo, el
éter diglicólico de butilo, el éter triglicólico de butilo, el éter
monobutílico de glicol etilénico y el glicol etilénico. Sin desear
estar ligado a teoría alguna, se cree que la presencia de un
solvente miscible con agua en la fase acuosa estabiliza la
microemulsión para que se requiera menos surfactante para formar una
microemulsión estable. La cantidad de solvente miscible con agua que
puede estar presente en la fase acuosa está en el rango de 0,5 hasta
50% en peso, preferiblemente de 5 hasta 30% en peso con base en el
peso total de agua y solvente miscible con agua.
La fracción de volumen de la fase acuosa en la
microemulsión está generalmente en el rango de 1 - 50%,
preferiblemente de 10 hasta 40%, más preferiblemente 23 hasta
30%.
Preferiblemente, la microemulsión comprende por
lo menos dos surfactantes, más preferiblemente dos surfactantes.
Convenientemente, el (los) surfactante(s) puede(n) ser
un surfactante aniónico o un surfactante no iónico, es decir un
surfactante que tiene grupos de cabeza aniónicos y no iónicos,
respectivamente. Ejemplos de grupos de cabeza aniónicos incluyen
grupos de sulfosuccinatos, sulfatos, fosfatos y sulfonatos. Los
contra-iones adecuados para los grupos de cabeza
aniónicos incluyen cationes de sodio, potasio y amonio. Los grupos
de cabeza no iónicos incluyen grupos alcoxilatos. De una manera
típica, el (los) surfactante(s) puede(n) tener un
grupo o más de cola de hidrocarbilo, por ejemplo 1 hasta 3 grupos de
cola hidrocarbilo. El (los) grupo(s) de cola hidrocarbilo
puede(n) ser un grupo de hidrocarbilo halogenado tal como el
grupo hidrocarbono fluorizado. Generalmente, el grupo de cola
hidrocarbilo es un grupo de alquilo que tiene una longitud de cadena
de por lo menos 5 átomos de carbono, preferiblemente por lo menos 8
átomos de carbono. Preferiblemente el grupo de cola hidrocarbilo es
un grupo alquilo que tiene una longitud de cadena de 5 hasta 18
átomos de carbono, más preferiblemente 8 hasta 16 átomos de carbono
y lo más preferiblemente de 10 hasta 14 átomo de carbono, por
ejemplo 12 átomos de carbono.
Ejemplo de surfactantes aniónicos adecuados
incluyen sulfosuccinato sódico de dioctilo, sulfato sódico de
dodecilo, sulfato sódico de nonilo, sulfato sódico de decilo,
fosfato sódico de etilexilo, sulfosuccinato sódico de etilexilo,
sulfosuccinato sódico de pentilo, sulfosuccinato sódico de hexilo,
sulfonato sódico de dodecil fenilo, sulfonato sódico de dodecil
ortoxileno, o sulfonatos sódicos de dodecil naftaleno.
Los surfactantes no iónicos adecuados incluyen
ésteres monofosfatos alquílicos y surfactantes no iónicos de la
fórmula I:
IR^{1}-[O-CR^{3}{}_{2}-CR^{4}{}_{2}]_{n}-OR^{2}
en la cual R^{1} es un grupo de
cola hidrocarbilo que tiene las características preferidas descritas
arriba y n es un número entero en el rango 1-8,
preferiblemente 2-6, por ejemplo
2-4.
R^{2} puede ser seleccionado del grupo que
consiste en H, un grupo alquilo, un grupo cicloalquilo y un grupo
arilo. Preferiblemente, R^{2} se selecciona de un grupo que
consiste de H, un grupo alquilo C_{1}-C_{4},
ciclohexilo o fenilo, más preferiblemente H, metilo o etilo. Los
grupos R^{3} y R^{4} son independientemente seleccionados del
grupo que consiste de H, un grupo alquilo
C_{1}-C_{4}, un haluro, OH y OR^{5} (donde
R^{5} es un grupo alquilo, preferiblemente un grupo alquilo
C_{1}-C_{4}). Preferiblemente los grupos
R^{5} y R^{4} se seleccionan de H o metilo, más preferiblemente
H.
Ejemplo de surfactantes adecuados de fórmula (I)
incluyen
CH_{3}-(CH_{2})_{11}-(O-CH_{2}-CH_{2})_{3}-OH,
CH_{3}-(CH_{2})_{9}-(O-CH_{2}-CH_{2})_{3}-OH,
CH_{3}-(CH_{2})_{11}-(O-CH_{2}-CH_{2})_{4}-OH,
CH_{3}-(CH_{2})_{11}(O-CH_{2}-CH_{2})_{2}-OH,
y
CH_{3}-(CH_{2})_{11}-(O-CH_{2}-CH_{2})_{4}-OH_{2}-CH_{3}-(CH_{2})_{11}-(O-CH_{2}-CH_{2})_{5}-OH.
El surfactante también puede ser un surfactante
no iónico de las fórmulas II o III:
IIR^{1}-CH\{[-O-CR^{3}{}_{2}-CR^{4}{}_{2}]_{n}OR^{2}\}_{2}
IIIR^{1}-C\{[-O-CR^{3}{}_{2}-CR^{4}{}_{2}]_{n}OR^{2}\}_{3}
En las cuales R1, R2, R3, R4 y n son como está
definido arriba.
El surfactante está adecuadamente presente en la
microemulsión en una cantidad que se encuentra en un intervalo de 1
a 20% en peso, preferiblemente 2 hasta 15% en peso, por ejemplo 5
hasta 13% en peso.
El producto químico para el campo de petróleo o
de gas puede ser un inhibidor de: (i) corrosión, (ii) incrustación,
(iii) formación de gas hidrato, (iv) cera o (v) deposición de
asfalteno; o, puede ser un purificador de sulfuro de hidrógeno o
dispersante de cera. El inhibidor de incrustaciones es efectivo en
detener incrustaciones de calcio y/o bario con cantidades de umbral
antes que cantidades estiquiométricas. Puede ser una molécula
orgánica soluble en agua con por lo menos 2 grupos de ácido
carboxílico y/o fosfónico y/o sulfónico, por ejemplo de 2 a 30 de
tales grupos. Preferiblemente el inhibidor de incrustaciones es un
oligomero o un polímero, o puede ser un monómero con por lo menos un
grupo hidroxilo y/o un átomo de nitrógeno amino, especialmente en un
ácido hidrocarboxílico o ácido hidroxi o aminofosfónico o sulfónico.
El inhibidor es usado primariamente para inhibir incrustaciones de
calcio y/o bario. Ejemplos de tales compuestos usados como
inhibidores son los ácidos fosfónicos alifáticos con 2 - 50
carbonos, tal como el ácido difosfónico de hidroxietilo, y los
ácidos fosfónicos de aminoalquilo, por ejemplo fosfonatos de
poliaminometileno con 2-10 átomos de N, por ejemplo,
cada uno con por lo menos un grupo de ácido fosfónico de metileno;
ejemplos de los últimos son tetra (fosfonato de metileno) de
etilendiamina, penta(fosfonato de metileno) de
dietilentriamina y fosfonatos de
polimetilen-triamina y tetramina con
2-5 grupos de metileno entre cada átomo de N, siendo
diferentes por lo menos 2 de los números de grupos metileno en cada
fosfonato (por ejemplo, como se describió además en la publicación
EP-A-479462). Otros inhibidores de
incrustaciones son los ácidos policarboxílicos, tales como los
ácidos acrílico, maleico, láctico o tartárico, y compuestos
aniónicos poliméricos tales como el ácido sulfónico polivinílico y
los ácidos poli(met)acrílicos, opcionalmente con por
lo menos algunos grupos fosfonilo o fosfinilo tal como en
poliacrilatos de fosfinilo. Los inhibidores de incrustaciones son
adecuados por lo menos parcialmente en forma de sus sales de metal
alcalino, por ejemplo sales de sodio.
Ejemplos de inhibidores de corrosión son
compuestos para inhibir corrosión sobre acero, especialmente bajo
condiciones anaeróbicas y pueden ser especialmente formadores de
película capaces de ser depositados como una película sobre una
superficie metálica, por ejemplo, un superficie de acero tal como
una pared de tubería. Tales compuestos pueden ser compuestos no
cuaternizados N-heterocíclicos de hidrocarbilo de
cadena alifática larga, donde el grupo alifático hidrocarbilo puede
definirse por el grupo hidrofóbico de arriba; se prefieren los
grupos alifáticos insaturados mono- o
di-etilénicamente, por ejemplo de
8-24 carbonos tales como oleilo. El grupo
N-heterocíclico puede tener 1-3
átomos de nitrógeno en anillo con 5-7 átomos de
anillo en cada anillo; se prefieren los
\hbox{anillos de
imidazol e imidazolina.}
El anillo puede también tener un substituyente de
aminoalquilo, por ejemplo 2-aminoetilo o
hidroxialquilo, por ejemplo 2-hidroxietilo. La
imidazolina de oleilo puede ser usada.
El inhibidor de hidrato de gas puede ser un
compuesto polar sólido que puede ser un compuesto de
polioxialquileno o alcanolamida, o tirosina o fenilalanina.
El inhibidor de asfalteno puede ser un ácido
graso anfotérico o una sal de un succinato alquílico mientras que el
inhibidor de cera puede ser un polímero tal como un polímero
olefínico, por ejemplo polietileno o un éster copolimérico, por
ejemplo un copolímero de acetato de etileno-vinilo,
y el dispersante de cera puede ser una poliamida. El purificador de
sulfuro de hidrógeno puede ser un oxidante, tal como un peróxido
inorgánico, por ejemplo peróxido de sodio o dióxido de cloro o un
aldehído, por ejemplo de 1-10 carbonos como el
formaldehído o el glutaraldehído o la (met)acroleina.
La cantidad de producto químico usada está en el
rango de 1-25% peso/peso de la fase acuosa,
adecuadamente de 5-15% peso/peso, preferiblemente de
6-10% peso/peso. Dentro de estos rangos la cantidad
usada dependería de la naturaleza del químico usado y del propósito
al que se destina.
En otro aspecto la presente invención proporciona
un método de introducir un producto químico para campo petrolero o
de gas en una formación rocosa que comprende petróleo o gas, el cual
comprende pasar una microemulsión de agua en aceite abajo hacia el
pozo de producción y luego hacia la formación, dicha microemulsión
comprende (a) una fase de aceite, (b) una fase acuosa que comprende
una solución acuosa de un producto químico soluble en agua para
campo de petróleo o gas o una dispersión acuosa de un producto
químico, capaz de dispersarse en agua, para campo de petróleo o
gas, y (c) por lo menos un surfactante en el cual el producto
químico para campo de petróleo o gas es un inhibidor de (i)
corrosión, (ii) incrustación, (iii) formación de hidrato de gas,
(iv) cera o (v) deposición de asfalteno o es un purificador de
sulfuro de hidrógeno o un dispersante de cera y en el cual la fase
acuosa se distribuye en la fase de aceite en forma de gotitas que
tienen un diámetro en el rango de 1 hasta 1000 nm o en forma de
microdominios que tienen por lo menos una dimensión de longitud,
\hbox{anchura o grosor en el rango de 1 hasta 1000
nm.}
En particular, la presente invención proporciona
un método para incrementar la efectividad de un químico, soluble en
agua o capaz de dispersarse en agua, para producción en un campo de
petróleo o de gas reduciendo el número de operaciones de exprimido y
encerramiento (shut-in) necesarias para aumentar la
velocidad de producción de un pozo de petróleo o un pozo de gas;
dicho método comprende:
- A)
- inyectar en una matriz de formación rocosa que lleva petróleo o gas una microemulsión de agua en aceite que comprende (a) una fase de aceite, (b) una fase acuosa que comprende una solución acuosa de un químico soluble en agua para producción de un campo petrolero o de gas o una dispersión acuosa de un químico, capaz de dispersarse en agua, para producción de un campo petrolero o de gas, y (c) por lo menos un surfactante, en el cual el químico para producción de campo petrolero o de gas es un inhibidor de (i) corrosión, (ii) incrustación, (iii) formación de hidrato de gas, (iv) cera o (v) deposición de asfalteno o es un purificador de sulfuro de hidrógeno o un dispersante de cera y en el cual la fase acuosa se distribuye en la fase de aceite en forma de gotitas que tienen un diámetro en el rango de 1 a 1000 nm o en forma de micro dominios que tienen por lo menos una dimensión de longitud, anchura o grosor en el rango de 1 hasta 1000 nm;
- B)
- después de inyectar la microemulsión, opcionalmente rebosar con aceite la formación de roca que lleva petróleo o gas; y
- C)
- posteriormente, encerrar (shutting-in) el pozo por un período de 4 a 30 horas.
Es importante que la microemulsión sea
térmicamente estable. Es posible idear microemulsiones que son
estables durante un amplio rango de temperatura, por ejemplo desde
la temperatura ambiente hasta la temperatura del pozo de producción
(por ejemplo de 90 hasta cerca de 150°C). Sien embargo, no es
esencial que la microemulsión sea estable a través de todo el rango
desde la temperatura ambiente hasta 150°C. Por ejemplo, la
microemulsión puede ser estable entre temperatura ambiente y 70°C o
entre 40 y 80°C. En la presente invención, cuando la microemulsión
se inyecta bajo presión hacia el pozo de producción, el(los)
químico(s) de producción en la microemulsión se
absorbe(n) por la matriz de formación rocosa y es retenida
por períodos relativamente largos.
La microemulsión se forma de manera espontánea
mezclando suavemente la fase acuosa, la fase de aceite y el
surfactante en cualquier orden; de manera conveniente, la fase
acuosa se añade de último a la mezcla de la fase de aceite y
surfactante. Si el material hecho es inicialmente turbio, entonces
la microemulsión aún no ha sido producida y se pueden necesitar
ajustes menores a las proporciones relativas de los ingredientes o
un cambio en la naturaleza del surfactante o en la temperatura. La
microemulsión puede ser caracterizada por difracción de rayos X
para mostrar la presencia de gotitas o dominios. Cuando la fase
acuosa de la microemulsión comprende una solución acuosa de un
químico soluble en agua para producción de campo de petróleo o gas,
la microemulsión es óptimamente clara. Cuando la fase acuosa de la
microemulsión comprende una dispersión de un químico, capaz de
dispersarse en agua, para producción de campo de petróleo o gas, la
microemulsión no será ópticamente clara; sin embargo, la
microemulsión no tendrá apariencia nublada o lechosa de una emulsión
convencional. Preferiblemente, la viscosidad de la microemulsión
puede estar en el rango de 0,4 - 10 como en el rango 0,5 - 5 cps a
una temperatura de 50°C, permitiendo que la microemulsión sea
bombeada fácilmente pozo abajo. La microemulsión puede ser
preparada en el sitio inmediatamente antes del uso o puede ser
transportada como tal al sitio de uso. En el caso de un pozo de
petróleo, la microemulsión puede ser inyectada, adecuadamente bajo
presión, hacia la zona que contiene el petróleo, por ejemplo, la
matriz de formación rocosa, a través de un pozo de producción, por
ejemplo núcleo abajo. Se deja entonces la microemulsión
("shut-in" o "encerrada") en la zona que
contiene el petróleo mientras la producción de petróleo se detiene
temporalmente. Durante este proceso, la microemulsión inyectada se
infiltra a través de la zona que contiene el petróleo bajo presión
de inyección. En el período de encerramiento
("shut-in"), la microemulsión entra en contacto
con los fluidos de reservorio. Este es el tal llamado efecto de
"exprimido" que permite el mantenimiento de recuperación de
petróleo de tales zonas. Un contacto deseable de 4 - 30 horas, por
ejemplo 6 - 20 horas es usualmente alcanzable con las formulaciones
de la presente invención. El proceso de encerramiento que incluye la
introducción de la microemulsión puede ser opcionalmente precedido
por un pre-enjuague de la matriz de formación rocosa
que contiene el petróleo usando un aceite tal como el diesel,
biodiesel, keroseno, aceite de base o aceite crudo. La introducción
de la microemulsión es seguida por un paso separado siguiente de
sobre enjuagar el pozo de producción con aceite. El aceite usado
para el sobre-enjuague puede ser diesel, biodiesel,
keroseno, aceite de base o aceite producido por el pozo que se está
tratando. La cantidad de aceite usado para el
sobre-enjuague del pozo de producción es la adecuada
para que alcance y enjuague una zona objetivo, la cual es hasta de
aproximadamente 20 pies (6,1 metros) de la perforación del pozo y
está adecuadamente en el rango de 30 hasta 4000 barriles (4,8 hasta
636 m^{3}). Cuando el aceite usado para el sobre enjuague es
aceite producido por el pozo que se está tratando, el sobre
enjuague puede ser llevado a cabo de manera inversa, por ejemplo
como un barrido hacia atrás, es decir haciendo que el petróleo crudo
a medida que emerge hacia la superficie desde el pozo de producción
realice la función de aceite de sobre enjuague. Después de este
período la producción de petróleo puede reiniciarse. Cuando el
químico para producción es un inhibidor de incrustaciones, la
velocidad de producción de petróleo será inicialmente alta como lo
será el contenido de calcio soluble del agua producida. Con el
tiempo, por ejemplo 3 -12 meses, la velocidad de producción
decrecerá y los contenidos de sales solubles también decrecerán
significando posibles problemas de incrustaciones en la formación de
la roca, después de lo cual la producción puede ser detenida y se
puede inyectar al pozo una alícuota fresca de la microemulsión. Se
pueden usar métodos similares para lograr la inhibición de
asfaltenos, inhibición o dispersión de cera y purificación de
sulfuro de hidrógeno, mientras que para la inhibición de corrosión y
de hidrato de gas la microemulsión se inyecta usualmente de manera
continua pozo abajo. Para la inhibición de corrosión, inhibición o
dispersión de cera y purificación de sulfuro de hidrógeno, si se
desea la microemulsión puede ser inyectada hacia el pozo sin
sobre
enjuague.
enjuague.
La invención también suministra el uso de la
microemulsión de la invención para aumentar la efectividad del
químico para la producción de campo petrolero o de gas en una
formación rocosa, en particular incrementando la retención del
químico por parte de la roca. La efectividad del químico puede ser
doblada en el caso de inhibidores de incrustaciones para que sea
necesario menos químico por año y se reduzca el tiempo de parada
debido a la aplicación del químico y al encerramiento.
La presente invención se ilustra por medio de los
siguientes ejemplos.
\newpage
Una microemulsión de agua en aceite fue preparada
mezclando:
75,5% por peso de decano;
15,1% por peso de Agua marina (que contiene 10%
en peso del inhibidor de incrustaciones Calnox ML 3263, suministrado
por Baker Petrolite);
7,52% por peso de sulfosuccinato sódico de
dioctilo (AOT); y
1,88% por peso de sulfato sódico de dodecilo.
La microemulsión resultante fue estable a
temperatura ambiente de habitación y hasta una temperatura de
70°C.
Una microemulsión de agua en aceite fue preparada
mezclando:
62,5% por peso de decano;
25,0% por peso de Agua marina (que contiene 10%
en peso del inhibidor de incrustaciones Calnox ML 3263, suministrado
por Baker Petrolite);
8.75% por peso de dehidol LS 3
(CH3-(CH2)11-(O-CH2-CH2)n-OH
donde n es un promedio de 3); y
3,75% por peso de sulfato sódico de dodecilo.
La microemulsión resultante fue estable a una
temperatura entre 40 y 80°C.
El proceso de la presente invención fue
verificado usando el siguiente procedimiento:
Un tubo de acero inoxidable (de 1,5 metros de
largo, diámetro interno de 9,5 mm) fue empacado en seco con una
mezcla de arena y polvo de cuarzo, \geq250 de malla, ex FLuka
(relación 84:16 por peso). La arena fue una arenisca Clashach
triturada que proporcionó una permeabilidad controlada de cerca de
240 mili Darcy. El tubo de acero fue enrollado, pesado y puesto en
un horno. El tubo empacado fue enjuagado inicialmente con agua
marina (ajustada a un valor de pH de 2 usando ácido hidroclórico) a
la velocidad de 60 ml/hora hasta que el valor de pH del efluente que
emerge del paquete de arena fue también de 2. Se retiró entonces el
paquete y se pesó para determinar el volumen del poro líquido del
paquete. Después, el paquete de arena fue enjuagado con una alícuota
fresca de agua de formación Magnus ajustada a un valor de pH
de 5,5 a la velocidad de 60 ml/hora hasta que el valor del agua de
formación Magnus que emerge del paquete de arena también fue
de 5,5. El horno fue encendido y llevado a una temperatura de 116°C.
Se puso en el tubo una sobrepresión restrictiva de aproximadamente
20 bar para mantener en estado líquido cualquier fluido dentro del
tubo. Cuando el paquete hubo alcanzado 116°C, el paquete fue
enjuagado con petróleo crudo Magnus a 30 ml/hora (un total de
100 ml de petróleo crudo fue inyectado usando un recipiente de
inyección de aceite). El paquete saturado de aceite fue entonces
enjuagado con agua de formación Magnus ajustada a un valor de
pH de 5,5 a la velocidad de 30 ml/hora hasta que ya no fue visible
aceite alguno en el agua efluente que emergía desde el paquete. En
este punto se creyó que el paquete de arena estaba en su
concentración de aceite residual.
Después de este acondicionamiento del paquete de
arena, fue iniciado el tratamiento. 2 volúmenes de poro de una
microemulsión fueron bombeados hacia el paquete de arena
condicionado a la velocidad de 30 ml/hora sin ajuste alguno del pH y
éste fue cerrado por una noche (durante aproximadamente 17 horas).
El paquete de arena fue luego enjuagado con agua de formación
Magnus a una velocidad de 30 ml/hora. Se recolectaron 64
fracciones de muestras de 4 ml cada una del agua de formación que
emergía a través del regulador de presión trasero usando un
recolector de fracciones Wilson, seguido por 60 muestras de 6 ml
cada una y 60 muestras de 10 ml cada una. Estas fueron analizadas
para inhibidor de incrustaciones usando el procedimiento descrito en
"Desarrollo y aplicación de detección exacta y técnicas de ensayo
para inhibidores de incrustaciones en campo petrolífero en muestras
de agua producida" por G.M. Graham, K.S. Sorbie, L.S. Boak, K.
Taylor y L. Blilie, artículo SPE 28997 presentado en el Simposio
Internacional de SPE sobre química de campo petrolero, San Antonio,
Texas, EUA, Febrero 14-17 de 1995.
La relación del nivel inhibidor del afluente con
el volumen de agua de formación que pasó por el paquete de arena
(expresado como el número de volúmenes de poro de la solución) es
una medida de la cantidad de inhibidor recibida por la formación de
roca inicialmente y de su velocidad de liberación, es decir, una
medida de la velocidad de remoción del inhibidor de la formación
rocosa durante la producción (es decir, su resistencia a la
filtración) y por ende es una medida de su efectividad en la
inhibición de incrustaciones con el tiempo. Se tabularon abajo
(tabla 1) dos resultados de estos experimentos, uno con la
microemulsión descrita en el ejemplo 1 y el otro con una de control
que contenía el inhibidor relevante en una cantidad 6,6 veces la
microemulsión del ejemplo 1.
| Inhibidor de incrustaciones en microemulsión | Inhibidor de incrustaciones en agua marina | ||
| (ensayo comparativo) | |||
| Volumen de poro | [SI] (ppm) | Volumen de poro | [SI] (ppm) |
| 0.7 | 209 | 2.65 | 20000 |
| 1.5 | 273 | 7.95 | 760 |
| 2.2 | 258 | 10.6 | 134 |
| 2.9 | 232 | 13.25 | 66 |
| 3.7 | 188 | 15.89 | 15 |
| 4.4 | 144 | 17.88 | 20 |
| 5.1 | 87 | 19.87 | 14 |
| 5.9 | 72 | 21.85 | 14 |
| 6.6 | 61 | 23.84 | 14 |
| 7.3 | 55 | ||
| 8.1 | 58 | ||
| 8.8 | 44 | ||
| 9.6 | 44 | ||
| 10.3 | 40 | ||
| 11.0 | 36 | ||
| 11.8 | 53 | ||
| 12.5 | 36 | ||
| 14.3 | 35 | ||
| 16.2 | 22 | ||
| 18.0 | 21 | ||
| 19.8 | 16 | ||
| 21.7 | 35 | ||
| 23.5 | 34 | ||
| 23.3 | 22 | ||
| 25.2 | 31 | ||
| 29 | 31 | ||
| 30.8 | 28 | ||
| 32.7 | 25 | ||
| 34.5 | 14 | ||
| 40.6 | 9.4 |
| Inhibidor de incrustaciones en microemulsión | Inhibidor de incrustaciones en agua marina | ||
| (ensayo comparativo) | |||
| Volumen de poro | [SI] (ppm) | Volumen de poro | [SI] (ppm) |
| 46.7 | 12.3 | ||
| 52.9 | 5.8 | ||
| 59.0 | 7.4 | ||
| 65.1 | 3.4 | ||
| 70.6 | 5.8 |
Claims (20)
1. Un método para introducir un químico de
producción de campo petrolero o de gas hacia una formación rocosa
que comprende petróleo y/o gas, el cual comprende pasar una
microemulsión de agua en aceite abajo hacia un pozo de producción y
luego hacia la formación, dicha microemulsión comprende (a) una fase
de aceite, (b) una fase acuosa que comprende una solución acuosa de
un químico soluble en agua para producción de campo petrolero o de
gas o una dispersión acuosa de un químico, capaz de dispersarse en
agua, para producción de campo petrolero o de gas, y (c) por lo
menos un surfactante, en donde el químico para producción de campo
petrolero o de gas es un inhibidor de (i) corrosión, (ii)
incrustaciones, (iii) formación de hidrato de gas, (iv) cera o (v)
deposición de asfalteno o es un purificador de sulfuro de hidrógeno
o un dispersante de cera y en donde la fase acuosa está distribuida
en la fase de aceite en forma de gotitas que tienen un diámetro en
el rango de 1 hasta 1000 nm o en forma de microdominios que tienen
por lo menos una dimensión de longitud, anchura o grosor en el
rango de 1 hasta 1000 nm.
2. Un método como el reivindicado en la
reivindicación 1 en donde la fase acuosa se distribuye en la fase de
aceite en forma de gotitas que tienen un diámetro promedio en el
rango de 50 hasta 250 nm o en forma de micro dominios que tienen por
lo menos una dimensión de longitud, anchura o grosor en el rango de
50 hasta 250 nm.
3. Un método como el reivindicado en las
reivindicaciones 1 o 2 en donde la microemulsión comprende por lo
menos dos surfactantes en donde el primero y el segundo surfactantes
se seleccionan de surfactantes aniónicos y de surfactantes no
iónicos.
4. Un método como el reivindicado en la
reivindicación 3 en donde el primer surfactante es un surfactante
aniónico que tiene un grupo de cabeza sulfato y el segundo
surfactante es un surfactante aniónico que tiene un grupo de cabeza
sulfosuccinato, fosfato o sulfonato o es un surfactante no
iónico.
5. Un método para incrementar la efectividad de
un químico soluble o capaz de dispersarse en agua para producción de
campo petrolero o de gas reduciendo el número de operaciones de
exprimido y encerramiento, necesarias para aumentar la velocidad de
producción de un pozo de petróleo o un pozo de gas; dicho método
comprende:
A) inyectar hacia la matriz de formación rocosa
que contiene el petróleo o que contiene el gas una microemulsión de
agua en aceite que comprende
(a) una fase de aceite, (b) una fase acuosa que
comprende una solución acuosa de un químico soluble en agua para
producción de campo petrolero o de gas o una dispersión acuosa de un
químico, capaz de dispersarse en agua, para producción de campo
petrolero o de gas, y (c) por lo menos un surfactante, en donde el
químico para producción de campo petrolero o de gas es un inhibidor
de (i) corrosión, (ii) incrustaciones, (iii) formación de gas
hidrato, (iv) cera o (v) de deposición de asfalteno o es un
purificador de sulfuro de hidrógeno o un dispersante de cera y en
donde la fase acuosa está distribuida en la fase de aceite en forma
de gotitas que tienen un diámetro en el rango de 1 hasta 1000 nm o
en forma de micro dominios que tienen por lo menos una dimensión de
longitud, anchura o grosor en el rango de 1 hasta 1000 nm;
B) después de inyectar la microemulsión,
opcionalmente sobre-enjuagar con un aceite la
formación de roca que contiene el petróleo o el gas; y
C) posteriormente, encerrar el pozo por un
período de 4 a 30 horas.
6. Un método como el reivindicado en la
reivindicación 5 en donde la fase acuosa está distribuida en la fase
de aceite en forma de gotitas que tienen un diámetro promedio en el
rango de 50 hasta 250 nm o en forma de microdominios que tienen por
lo menos una dimensión de longitud, anchura o grosor en el rango de
50 hasta 250 nm.
7. Un método como el reivindicado en las
reivindicaciones 5 o 6 en donde la microemulsión comprende por lo
menos dos surfactantes en donde el primero y el segundo surfactantes
se seleccionan de surfactantes aniónicos y surfactantes no
iónicos.
8. Un método como el reivindicado en la
reivindicación 7 en donde el primer surfactante es un surfactante
aniónico que tiene un grupo de cabeza sulfato y el segundo
surfactante es un surfactante aniónico que tiene un grupo de cabeza
sulfosuccinato, fosfato o sulfonato o es un surfactante no
iónico.
9. Un método como el reivindicado en cualquiera
de las reivindicaciones 5 hasta 8 que comprende un paso de
pre-enjuague en donde se introduce un aceite a la
matriz de formación rocosa que contiene el petróleo antes de
inyectar la microemulsión.
10. Un método como el reivindicado en cualquiera
de las reivindicaciones 5 hasta 9 en donde el aceite usado para el
sobre enjuague es seleccionado de diesel, biodiese, keroseno, aceite
de base o petróleo producido por el pozo que se está tratando.
11. Un método como el reivindicado en cualquiera
de las reivindicaciones 5 a 10 en donde la cantidad de aceite usada
para sobre enjuagar el pozo de petróleo o el pozo de gas está en el
rango de 30 hasta
\hbox{4000 barriles (4,8 hasta 636
m ^{3} ).} 12. Una microemulsión de agua en aceite que
comprende (a) una fase de aceite, (b) una fase acuosa que comprende
una solución acuosa de un químico soluble en agua para producción de
campo petrolero o de gas o una dispersión acuosa de un químico,
capaz de dispersarse en agua, para producción de campo petrolero o
de gas, y (c) por lo menos dos surfactantes seleccionados de
surfactantes aniónicos y surfactantes no iónicos en donde el químico
para producción de campo petrolero o de gas es un inhibidor de (i)
incrustaciones, (ii) de formación de hidrato de gas, (iii) cera o
(iv) deposición de asfalteno o es un purificador de sulfuro de
hidrógeno o dispersante de cera y en donde la fase acuosa está
distribuida en la fase de aceite en forma de gotitas que tienen un
diámetro en el rango de 1 hasta 1000 nm o en forma de micro dominios
que tienen por lo menos una dimensión de longitud, anchura o grosor
en el rango de 1 hasta 1000 nm.
13. Una microemulsión como la reivindicada en la
reivindicación 12 en donde el primer surfactante es un surfactante
aniónico que tiene un grupo de cabeza sulfato y el segundo
surfactante es un surfactante aniónico que tiene un grupo de cabeza
sulfosuccinato, fosfato o sulfonato o es un surfactante no
iónico.
14. Una microemulsión como la reivindicada en las
reivindicaciones 12 ó 13 en donde la fase acuosa está distribuida en
la fase de aceite en forma de gotitas que tienen un diámetro
promedio en el rango de 50 hasta 250 nm o en forma de microdominios
que tienen por lo menos una dimensión de longitud anchura o grosor
en el rango de 50 hasta 250 nm.
15. Una microemulsión como la reivindicada en
cualquiera de las reivindicaciones 12 hasta 14 en donde la fase
acuosa adicionalmente comprende un solvente miscible con agua
seleccionado del grupo consistente de metanol, etanol,
n-propanol, iso-propanol,
n-butanol, iso-butanol,
tert-butanol, éter de butilo monoglicólico, éter de
butilo diglicólico, éter de butilo triglicólico, éter de etileno
glicol mono butílico y glicol de etileno.
16. Una microemulsión como la reivindicada en la
reivindicación 15 en donde la cantidad del solvente miscible con
agua, que está presente en la fase acuosa, está en el rango de 5
hasta 30% por peso basado en el peso total del agua y del solvente
miscible con agua en la fase acuosa.
17. Una microemulsión como la reivindicada en
cualquiera de las reivindicaciones 12 hasta 16 en donde la fracción
de volumen de la fase acuosa en la microemulsión está en el rango
desde 10 hasta 40%.
18. Una microemulsión como la reivindicada en
cualquiera de las reivindicaciones 12 hasta 17 en donde la cantidad
de surfactante presente en la microemulsión está en el rango de 1
hasta 20% por peso basado en el peso total de la microemulsión.
19. Una microemulsión como la reivindicada en
cualquiera de las reivindicaciones 12 hasta 18 en donde la cantidad
de químico de producción está en el rango de 1 - 25% p/p
(peso/peso) de la fase acuosa.
20. El uso de una microemulsión de acuerdo con
cualquiera de las reivindicaciones 12 hasta 19 para incrementar la
efectividad del químico para la producción del campo petrolero o de
gas en una formación rocosa.
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