ES2302002T3 - Metodo para estimular un yacimiento petrolifero que comprende usar inhibidores de incrustacion diferentes. - Google Patents

Metodo para estimular un yacimiento petrolifero que comprende usar inhibidores de incrustacion diferentes. Download PDF

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Abstract

Un método para estimular un yacimiento petrolífero inyectando una corriente de alimentación de un fluido en un pozo productor de petróleo unido al yacimiento petrolífero, desplazando el petróleo y recuperando una corriente de salida de fluido que comprende el petróleo, en el que al menos dos corrientes se inyectan en al menos dos zonas de producción de un pozo petrolífero o se inyectan en al menos dos pozos productores de petróleo diferentes de los que al menos dos corrientes de salida de las dos zonas o pozos se combinan antes de la recuperación, con un inhibidor de incrustación que tiene restos detectables introduciéndose en el(los) campo(s) petrolífero(s) y/o en los fluidos, caracterizado en que se usan dos inhibidores diferentes de incrustación, dedicados a las dos zonas o pozos, teniendo dichos inhibidores de incrustación diferentes restos detectables que pueden distinguirse por método(s) de análisis seleccionados de Plasma Acoplado de manera Inducida, fluorometría y colorimetría.

Description

Método para estimular un yacimiento petrolífero que comprende usar inhibidores de incrustación diferentes.
Fundamentos de la invención
La invención se refiere a un método para estimular un yacimiento petrolífero, que comprende usar un inhibidor de la incrustación. En la recuperación de petróleo y, de manera más importante, en la recuperación secundaria de petróleo (donde un fluido, preferiblemente un fluido basado en agua, se inyecta en un pozo petrolífero para desplazar el crudo), la formación de incrustaciones puede provocar el bloqueo de la tubería y los poros en los estratos que soportan el petróleo, reduciendo así o incluso evitando el flujo de petróleo. Así, la incrustación disminuye los rendimientos de recuperación de petróleo.
Para tratar la formación de incrustación, se conocen polímeros que inhiben la incrustación. Los niveles de tratamiento hasta unos pocos cientos de partes por millón (ppm) normalmente son efectivas. El polímero inhibidor de la incrustación se añade típicamente al fluido a tratar o puede aplicarse a las formaciones que soportan petróleo por medio del "tratamiento de compresión". El tratamiento de compresión implica bombear el inhibidor de incrustación en un pozo de producción de petróleo para que el inhibidor entre en la roca de formación y se retenga allí. Cuando el pozo vuelve a entrar en la producción, los fluidos producidos se tratan con el inhibidor de incrustación que se filtra hacia el exterior de la roca de formación. De esta forma, el inhibidor de incrustación se libera en un fluido. El inhibidor de incrustación puede aplicarse en un medio acuoso o no acuoso. El objetivo es evitar o controlar la formación de incrustaciones en sistemas en los que se usa el fluido.
La formación de incrustación solo se controla si el polímero inhibidor de incrustación está presente a un nivel de tratamiento dentro del intervalo eficaz definido del producto, por ejemplo, de la concentración mínima de inhibidor (MIC) del sistema específico (agua + inhibidor de incrustación). Durante la producción, cuando el inhibidor se ha liberado, por ejemplo por consumo, se necesita un re-compresión. Con el tratamiento de compresión, la concentración del inhibidor de incrustación en los fluidos producidos disminuirá a lo largo del tiempo hasta que sea necesaria una operación de "re-compresión" de repetición. Además, el inhibidor de incrustación puede perderse, por ejemplo, por adsorción o degradación. Por lo tanto, hay una necesidad de reponer el inhibidor de incrustación para reemplazar esta pérdida. Las consecuencias del incrustado son a menudo catastróficas en esta aplicación, y por ello es lo más importante evitar la incrustación. Sobre todo, puede verse que la concentración de inhibidor de incrustación en los fluidos tratados es de vital importancia y el análisis químico de los polímeros de control de incrustación siempre ha sido difícil a niveles de ppm.
El problema del análisis se ha vuelto más difícil recientemente en los yacimientos petrolíferos submarinos por las finalizaciones submarinas donde varios pozos individuales están comúnmente en el lecho marino y los fluidos combinados se transportan por tubería a la plataforma de producción más cercana que puede estar a varias decenas de millas. En esa configuración, si el yacimiento petrolífero disminuye en el fluido combinado recuperado, no es posible determinar el pozo particular que tiene demasiada incrustación, y/o determinar el pozo en el que debería añadirse el inhibidor de incrustación. Por eso a veces es necesario parar la producción para todos los pozos, y añadir demasiado inhibidor de incrustación (por ejemplo añadiendo mucho inhibidor de incrustación en un pozo en el que menos se necesita). Esto disminuye la productividad global y/o no es un coste efectivo.
Breve resumen de la invención
La invención trata los temas mencionados anteriormente. Así, la invención se refiere a un método para estimular un yacimiento petrolífero inyectando una corriente de alimentación de un fluido en un pozo productor de petróleo unido al yacimiento petrolífero, desplazando el petróleo y recuperando la corriente de salida de fluido que comprende el petróleo, en el que al menos dos corrientes se inyectan en al menos dos zonas de producción de un pozo petrolífero o se inyectan en al menos dos pozos productores de petróleo diferentes de los cuales al menos dos corrientes de salida de las dos zonas o pozos se combinan antes de la recuperación, con un inhibidor de incrustación que tiene restos detectables que se introducen en el(los) yacimiento(s) petrolífero(s) y/o en los fluidos, caracterizados en que se usan dos inhibidores de incrustación diferentes, dedicados a las dos zonas o pozos, teniendo dichos inhibidores de incrustación diferentes restos detectables que pueden distinguirse por método(s) analítico(s) seleccionados de Plasma Acoplado
de manera Inducida, fluorometría y colorimetría. Estas operaciones se llaman también como método de producción.
Normalmente, el método comprende adicionalmente medir las cantidades de los diferentes inhibidores de incrustación en el fluido recuperado, o de un fluido que deriva de los dos, y si la cantidad de un inhibidor de incrustación está por debajo de un valor dado, típicamente la concentración mínima de inhibidor, tratar un problema de formación de incrustaciones en la zona o pozo al que está dedicado el inhibidor de incrustación.
Descripción detallada de la invención Definiciones
Por polímero se entiende una cadena macromolecular que comprende unidades de repetición. Por copolímero, se entiende polímeros que comprenden unidades de repetición, y que tienen al menos dos unidades diferentes. Los copolímeros incluyen polímeros que tienen dos unidades de repetición distintas, tres unidades de repetición distintas (a veces se refieren a los mismos como ter-polímeros) o más.
"MIC" se refiere a una concentración mínima de inhibidor. El MIC puede evaluarse según una prueba de jarra estática como se describe en el Patrón NACS TM 0197-97, Laboratory Screening test to Determine the Ability of Scale Inhibitors to prevent the precipitation of barium Sulfate and/or Strontium Sulfate from Solution (for Oil and Gas Production Systems), Item No. 21228, NACE International, 1997.
El método de análisis ICP se refiere al método de análisis de Plasma Acoplado de Manera Inducida. Este método de análisis se conoce por el experto en la técnica de detección, identificación y/o cuantificación de elementos químicos independientes.
Procedimiento de recuperación de petróleo y uso de inhibidores de incrustación
El método para estimular un yacimiento petrolífero mediante inyección de un fluido se conoce por un experto en la técnica. El método abarca, aunque no está limitado a, el método conocido como "inundación con agua".
La inundación con agua es una técnica usada comúnmente en operaciones de recuperación de petróleo. El agua se inyecta a presión en los depósitos de agua de formación por medio de pozos de inyección; este procedimiento lleva al petróleo a través de depósitos de mineral y formaciones rocosas a los pozos de producción. El petróleo desplazado se recupera entonces en una corriente de flujo saliente que comprende el agua y el petróleo. El agua marina, disponible fácilmente en operaciones bajo la superficie marina, y usada típicamente para la inyección de agua en la operación de inundación con agua, contiene grandes cantidades de sales disueltas, tal como sulfato. La interacción del agua de inyección (en ausencia de inhibidores eficaces de incrustación) con el agua de formación en el depósito producirá depósitos inorgánicos indeseados (ante todo sales formadoras de incrustaciones de sulfato de calcio, sulfato de bario y sulfato de estroncio) que finalmente bloquean el entubado, válvulas y bombas del equipo para el procedimiento de recuperación de petróleo. Las condiciones adicionales que agravan la deposición de las sales formadoras de incrustaciones incluyen, presión, altas temperaturas y altas concentraciones de iones de bario, estroncio o hierro encontrados en operaciones típicas de recuperación de petróleo.
Para poder tratar el problema de formación de incrustaciones, puede usarse un procedimiento de "compresión". Generalmente, el pozo inicialmente se lava previamente con agua marina, opcionalmente se trata con compuestos lanza tal como tensioactivo para acondicionar las rocas, después se realiza una etapa de inyección que contiene un inhibidor de incrustación; esto se sigue con una alimentación de agua marina adicional (durante la etapa de lavado con agua) para distribuir el inhibidor de incrustación adicional en el depósito para adsorberse dentro de los depósitos minerales y formaciones rocosas (la matriz de la formación que contiene petróleo subterráneo). Durante el tratamiento de compresión, se restringen las operaciones de recuperación de petróleo. Cuando se reanudan las operaciones de producción de petróleo, el inhibidor de incrustación adsorbido se liberará lentamente (desorbido o disuelto) de la matriz de formación y evita la precipitación de sales formadoras de incrustación durante las operaciones posteriores de recuperación de petróleo. Para yacimientos petrolíferos caracterizados por condiciones "duras" (tales como niveles altos de bario o bajo pH), se necesitan periodos típicos de tiempo antes de los tratamientos de compresión adicionales (tiempo de vida del compresión) que son de 1 a 6 meses; tiempos de vida de compresión deseados que son de 6 a 24 meses, preferiblemente de 12 a 24 meses o más largos. Cuanto más duras sean las condiciones, mayor será la tendencia para la formación de incrustaciones de sulfato metálico con el posterior taponado y ensuciado de la matriz del yacimiento petrolífero y el equipo de producción de petróleo.
Para tratar el problema de la formación de incrustaciones, también es posible añadir un inhibidor de incrustación directamente en el fluido inyectado (normalmente un fluido basado en agua, preferiblemente un fluido basado en agua marina).
Las técnicas útiles incluyen además el despliegue por medio de estrías de macarrón o colocación en el rampón del pozo.
Si se usa un tratamiento de compresión, un fluido que comprende el polímero inhibidor de la incrustación se entiende o bien como un fluido usado para forzar al polímero inhibidor de la incrustación en un pozo o una roca de formación, o un fluido en el que dicho polímero inhibidor de la incrustación se ha liberado.
El despliegue químico hacia abajo se efectúa de manera rutinaria y eficaz mediante tratamientos de compresión, que protegen la formación tanto de la perforación de producción como de la perforación cercana fuera de un radio de alrededor de 20 pies. Esta técnica de mezcla discontinua implica retrasa la producción de petróleo mientras el compuesto químico se bombea al pozo de producción y en la formación, cerrando el pozo para permitir al compuesto químico interactuar con la roca de formación, reanudando después la producción. El compuesto químico se libera lentamente de la roca, volviendo a la superficie en los fluidos producidos. La protección frente a la incrustación necesita que los niveles de inhibidor en los fluidos producidos estén por encima de MIC. Con alta adsorción de inhibidor en la formación, se ven lentas recuperaciones a menores concentraciones (la adsorción debe optimizarse dando el MIC que se necesita). Estas recuperaciones protegen volúmenes mayores de fluidos producidos, ampliando el tiempo de vida de compresión. La compresión se repite cuando los niveles de inhibidor en los fluidos producidos se aproximan a MIC.
El principal agente auxiliar, un inhibidor polimérico "marcado", está para asegurar frente a la incrustación en desarrollos complejos submarinos de gran inversión. Sin embargo, los costes de los tratamientos de compresión en estos pozos son enormes, principalmente debido al petróleo aplazado y los costes de acceso. Por comparación, los costes del inhibidor químico son menores. Así que cualquier reducción en los intervalos de compresión en estos pozos, debido a mejores análisis de inhibidor de diferentes pozos, sería un claro ahorro de costes. Además, varios grupos funcionales fomentan la adsorción en la roca de formación y se supone que una consecuencia secundaria de incorporar una "marca" hidrofóbica en polímeros sería el aumento de la adsorción de formación del inhibidor. Las principales etapas de las operaciones de compresión pueden incluir las siguientes:
(i)
prelavado: Este consiste en una disolución diluida de inhibidor en agua marina que contiene a menudo un tensioactivo o un antiespumante. Se pretende enfriar la formación, reduciendo así la adsorción cerca de la perforación y propagar más el inhibidor en la formación. De igual importancia es el desplazamiento del agua de formación y la creación de una zona tampón para evitar cualquier incompatibilidad con las altas concentraciones de inhibidor inyectado, especialmente cuando están implicadas aguas de alta salinidad/alta formación de iones de calcio. El prelavado puede eliminar además petróleo superficial residual para aumentar la capacidad de humectación del agua.
(ii)
inyección de inhibidor: El principal tratamiento de inhibidor es típicamente el 5-10% de inhibidor activo en agua marina. El modelado tanto de la adsorción máxima del inhibidor (a partir de la isoterma, obtenida o bien de inundaciones núcleo o con más precisión de correspondencia histórica) como del área de superficie disponible para adsorción, identifica las concentraciones y volúmenes óptimos de inhibidor para maximizar el tiempo de vida de compresión sin la inyección de compuestos químicos excedentes.
(iii)
durante el lavado: La mayoría del volumen de fluido se inyecta en esta etapa. El fluido se diseña para lavar el bloque del inhibidor adicionalmente en la formación a una distancia radial de 8 a 15 pies. Esto aumenta el área de superficie de roca que el inhibidor encuentra y aumenta los niveles de adsorción. Además desplaza el inhibidor de la perforación cercana enfriada en la formación más caliente donde tiene lugar la mayor adsorción. Modelar el volumen inyectado equilibra el tiempo de vida de la compresión aumentada con demandas de elevación en la reanudación de la producción y el potencial para cambiar la capacidad de humectación de la formación. También hay un riesgo de que el inhibidor vuelva a niveles por debajo de MIC si se inyecta demasiado lejos en la formación.
(iv)
"cercado": Se deja que el pozo permita al inhibidor adsorberse en la roca. Los tiempos de cercado son típicamente de 6 a 12 horas, dependiendo de la longitud de tiempo necesitado para la adsorción del inhibidor para alcanzar el equilibrio. A mayor temperatura las velocidades de adsorción son mayores y los periodos de cercado pueden reducirse. El modelado equilibra el nivel de inhibidor adsorbido frente a los costes atrasados de petróleo.
(iv)
Vuelta a la producción: La producción se reanuda en la dirección original de flujo. El inhibidor se desorbe de la roca de formación y vuelve a la superficie en los fluidos producidos.
En el método según la invención, hay al menos dos zonas de producción o al menos dos pozos petrolíferos estimulándose o usándose simultáneamente. Así, al menos dos corrientes de fluido se inyectan en las zonas de producción, o se inyectan en los pozos productores de petróleo. Se obtienen dos corrientes de salida que comprenden el petróleo. Las dos corrientes se combinan para obtener una única corriente recuperada de un fluido que comprende el petróleo. La combinación de las corrientes de salida se lleva a cabo normalmente en el lecho marino, y la corriente única recuperada se transporta por oleoducto normalmente a una instalación de producción tal como una plataforma de producción de petróleo. Esta configuración, en la que las corrientes de salida se combinan, simplifica las operaciones y/o permite estimular eficazmente tantos pozos o zonas como sea práctico y/o eficaz en coste. Un inhibidor de incrustación se usa como se menciona anteriormente, o bien según un tratamiento de compresión, inyectando para introducir dicho inhibidor en el yacimiento petrolífero (en las diferentes zonas o pozos de producción), antes de estimular, o mediante adición directamente en el(los) fluido(s).
Según la invención, se usan diferentes inhibidores de incrustación, dedicándose dichos diferentes inhibidores de incrustación a las diferentes zonas o pozos. Los diferentes inhibidores de incrustación tienen diferentes restos detectables que pueden distinguirse mediante análisis. También se refieren a los diferentes restos como marcas. Los inhibidores de incrustación son diferentes por los diferentes restos. Los otros grupos, restos o unidades serían idénticos en los diferentes inhibidores de incrustación. En otras palabras, la diferencia entre los diferentes inhibidores de incrustación consistiría solo en los restos detectables o marcas.
Usar los diferentes inhibidores de incrustación que tienen los diferentes restos detectables permite analizar la cantidad de dichos inhibidores de incrustación en el fluido recuperado combinado, y así, como los inhibidores de incrustación se dedican a una zona o un pozo, determinar la zona o pozo particular que tiene demasiada incrustación, y/o determinar la zona o pozo en el que el inhibidor de incrustación se introduciría. Esta introducción del inhibidor de incrustación puede llevarse a cabo añadiendo inhibidor de incrustación al fluido particular, o comprimiendo o volviendo a comprimir la zona o pozo. Esto evita añadir inhibidores de incrustación en zonas o pozos en los que no se necesitan, y/o parar simultáneamente la producción en todas las zonas o pozos para una re-compresión de todas las zonas o pozos.
Así, el método según la invención normalmente comprende la medida de las cantidades de los diferentes inhibidores de incrustación en el fluido recuperado, o de un fluido derivado del mismo, y si la cantidad de un inhibidor de incrustación está por debajo de un valor dado, por ejemplo el MIC, tratar un problema de incrustación que se da en la zona o pozo al que se dedica al inhibidor de incrustación. Brevemente, el problema de incrustación se trata introduciendo el inhibidor de incrustación dedicado en el fluido para la zona o pozo particular que tiene un problema de incrustación, o introduciendo más inhibidor de incrustación dedicado en dicho fluido, o introduciendo el inhibidor de incrustación dedicado en el yacimiento petrolífero particular que tiene un problema de incrustación según un tratamiento de compresión. La introducción de los inhibidores de incrustación dedicados se lleva a cabo preferiblemente sin parar la producción de las otras zonas o pozos.
Por ejemplo, el inhibidor de incrustación se introduce en el fluido basado en agua, o más inhibidor de incrustación se introduce en el fluido, o el inhibidor de incrustación se introduce en el yacimiento petrolífero según un tratamiento de compresión.
Según una primera realización de la invención, los inhibidores de incrustación se introducen, por ejemplo de forma periódica, continua, constante, o cuando se necesita según el análisis, en el fluido. De manera más precisa, el inhibidor de incrustación se introduce en el fluido para la zona o pozo a la que se dedica. La cantidad y frecuencia puede variar según el análisis realizado en el fluido recuperado combinado.
Según una segunda realización de la invención, los diferentes inhibidores de incrustación se introducen en el yacimiento petrolífero antes de la estimulación (es decir, antes de desplazar eficientemente el petróleo bruto), forzando dichos diferentes inhibidores en el yacimiento petrolífero (en diferentes zonas o por medio de diferentes pozos), según un tratamiento de compresión. De manera más precisa, el inhibidor de incrustación se fuerza (o comprime) en diferentes zonas o por medio de diferentes pozos, para la zona o pozo al que está dedicado. La frecuencia de operaciones de compresión (o re-compresión) para las diferentes zonas o pozos puede variar según el análisis realizado en el fluido recuperado combinado. El procedimiento de compresión puede por supuesto, comprender cualquier otra etapa útil en dicho procedimiento, tal como el prelavado de la zona con agua marina. Las operaciones y formulaciones de compresión se conocen por el experto en la técnica de la recuperación de petróleo.
El análisis o la medida de las cantidades de los diferentes inhibidores de compresión en el fluido recuperado, puede llevarse a cabo por cualquier método adecuado mencionado debajo para detectar los diferentes restos o marcas. En una realización preferida, todos los inhibidores de incrustación pueden distinguirse por un único método de análisis. Según esta realización, la etapa de medida de las cantidades de los diferentes inhibidores de incrustación puede llevarse a cabo usando un único aparato.
El(los) métodos(s) de análisis depende(n) de los restos detectables. Métodos de análisis adecuados incluyen Plasma Acoplado de manera Inducida, fluorometría y colorimetría. Algunos métodos preferidos se describen debajo, para algunos restos preferidos e inhibidores de incrustación.
Inhibidores de incrustación
Los diferentes inhibidores de incrustación son compuestos químicos que tienen diferentes restos detectables (marcas) y opcionalmente otros grupos, restos o unidades idénticas o diferentes. Inhibidores de incrustación preferidos son polímeros inhibidores de la incrustación marcados que tienen unidades inhibidoras de incrustación y unidades de marcado.
Ejemplos de diferentes restos detectables preferidos incluyen restos seleccionados del grupo que consiste en:
a)
restos marcados en un átomo, que comprende al menos un átomo seleccionado del grupo que consiste en boro, silicio y germanio,
b)
restos derivados de acetoxi-estireno, preferiblemente 4-acetoxi-estireno o de orto-alilfenol.
c)
restos derivados de un monómero que tiene la siguiente fórmula:
X_{2}C=CYY',
\quad
en la que:
-
\vtcortauna X, que es idéntico o diferente, es un átomo de hidrógeno o un grupo alquilo C_{1}-C_{4},
-
\vtcortauna Y, es un átomo de hidrógeno o un grupo alquilo C_{1}-C_{4},
-
\vtcortauna Y' es un grupo que tiene la fórmula -L-Arom, en la que
-
\vtcortauna L es un enlace covalente o un grupo de unión orgánico divalente, que comprende opcionalmente heteroátomos, y
\newpage
-
\vtcortauna Arom es un grupo que comprende al menos dos anillos aromáticos conjugados, preferiblemente al menos tres, comprendiendo dichos anillos átomos de carbono conjugados, y opcionalmente átomos de nitrógeno u oxígeno, y, unidos a dichos átomos de carbono, átomos de hidrógeno o sustituyentes,
d)
restos obtenidos haciendo reaccionar, después de la polimerización, unidades derivadas de cloruro de vinil-bencilo con
-
\vtcortauna ácido 8-aminopireno-1,3,6-trisulfónico o,
-
\vtcortauna cloruro de 9-(2-(etoxicarbonil)fenil)-3,6-bis(etilamino)-2,7-dimetilxantilio (Rodamina 6G), o
-
\vtcortauna CellTracker Blue CMAC,
\quad
o sus sales,
e)
restos derivados del monómero obtenido haciendo reaccionar cloruro de vinil-bencilo con ácido 8-aminopireno-1,3,6-trisulfónico o una de sus sales,
f)
restos que comprenden al menos un grupo fosfato o fosfonato,
g)
restos que comprenden al menos un grupo sulfonato o ácido sulfónico.
Más detalles sobre estos restos se proporcionan debajo, como restos de unidades de un polímero.
Ejemplos de diferentes inhibidores de incrustación que pueden usarse incluyen inhibidores de incrustación descritos en los siguientes documentos. GB2152937; WO2001007430; WO98/02492; US5.808.103; US6.312.644;
US5.171.450; US5.043.406; US4.999.456; US4.813.973; WO2001081654; US5.986.030; W02001007430;
US4.194.877; EP647.598; US5.378.784; US6.077.461; WO00/53235; US6.218.491; US5.171.450; US5.260.386;
US5.216.086; US5.128.419; US4.813.973; EP657.474; US6.040.406; WO9735192; EPO.613.863; US5.389.548;
US4.894.346; EP 861846.
Polímeros útiles inhibidores de la incrustación incluyen además polímeros con tapón terminal de fósforo, polímeros de poliaspartato, polímeros o copolímeros de poli(sulfonatos de vinilo), polímeros basados en ácido poliacrílico.
Otros ejemplos de inhibidores de incrustación que pueden usarse incluyen los inhibidores de incrustación descritos en el documento WO 03/029153. Estos inhibidores de incrustación comprenden un resto fosfato que es detectable por I.C.P. Así, uno de los diferentes inhibidores de incrustación puede ser un polímero que tiene al menos un resto fosfato, formado a partir de monómeros seleccionados del grupo que consiste en al menos un monómero de ácido (di)carboxílico etilénicamente insaturado, al menos un monómero de sulfonato de vinilo etilénicamente insaturado y sus mezclas.
Copolímero inhibidor de la incrustación marcado
Los diferentes inhibidores de incrustación, todos o algunos de ellos, son polímeros inhibidores de incrustación ventajosamente marcados que comprenden al menos dos unidades diferentes: unidades inhibidoras de incrustación y unidades marcadas. Ya que el polímero comprende al menos estas dos unidades diferentes, también puede denominarse al polímero como copolímero. Las unidades inhibidoras de incrustación evitan la formación de incrustación. Las unidades marcadas son detectables por un método de análisis. No se excluye que las unidades de marcado también eviten la formación de incrustación. No se excluye que las unidades inhibidoras de incrustación sean detectables.
Los polímeros se obtienen mediante polimerización de monómeros, y después opcionalmente se hace reaccionar adicionalmente el polímero obtenido con un compuesto para modificar químicamente al menos un número de unidades diana incorporadas por su potencial para formar enlaces covalentes con el compuesto introducido. Esta reacción adicional se denominará en adelante como una reacción de post-polimerización. La reacción de post-polimerización se lleva a cabo normalmente para modificar las unidades del polímero que constituirán las unidades de marcado.
Cualquier método de polimerización puede usarse para preparar los polímeros. Se prefieren los métodos de polimerización por radicales libres. Métodos adecuados incluyen polimerización discontinua/dispersión acuosa, polimerización en disolución o polimerización en emulsión. El procedimiento preferido de polimerización es la polimerización en disolución. Según dicho procedimiento se carga agua en un recipiente de reacción equipado con un agitador mecánico y condensador de agua y calentado a 90ºC. A esto pueden añadirse iniciadores de polimerización o pueden alimentarse más tarde. El monómero "marcado" también puede añadirse a esta carga, añadirse a la alimentación de polímero o alimentarse de manera separada. Una(s) alimentación(es) de monómero, alimentación de iniciador soluble y opcionalmente una alimentación de reactivo de transferencia de cadena, se añaden al recipiente durante 6 horas. La neutralización de la post-polimerización al nivel requerido se lleva a cabo con una sal adecuada. Estos procedimientos y métodos se conocen por el experto en la técnica.
Nuevos Polímeros Inhibidores de Incrustación
Los nuevos polímeros inhibidores de la incrustación, útiles para llevar a cabo el método son polímeros inhibidores de incrustación que comprenden unidades inhibidoras de la incrustación y unidades marcadas, en los que las unidades marcadas se seleccionan del grupo que consiste en:
a)
unidades marcadas en un átomo, que comprenden al menos un átomo seleccionado del grupo que consiste en boro, silicio y germanio,
b)
unidades derivadas de acetoxi-estireno, preferiblemente 4-acetoxi-estireno o de orto-alilfenol.
c)
unidades derivadas de un monómero que tiene la siguiente fórmula:
\vskip1.000000\baselineskip
X_{2}C=CYY',
\quad
en la que:
-
\vtcortauna X, que es idéntico o diferente, es un átomo de hidrógeno o un grupo alquilo C_{1}-C_{4},
-
\vtcortauna Y, es un átomo de hidrógeno o un grupo alquilo C_{1}-C_{4},
-
\vtcortauna Y' es un grupo que tiene la fórmula -L-Arom, en la que
-
\vtcortauna L es un enlace covalente o un grupo de unión orgánico divalente, que comprende opcionalmente heteroátomos, y
-
\vtcortauna Arom es un grupo que comprende al menos dos anillos aromáticos conjugados, preferiblemente al menos tres, comprendiendo dichos anillos átomos de carbono conjugados, y opcionalmente átomos de nitrógeno u oxígeno, y, unidos a dichos átomos de carbono, átomos de hidrógeno o sustituyentes,
d)
unidades obtenidas haciendo reaccionar, después de la polimerización, unidades derivadas de cloruro de vinil-bencilo con
-
\vtcortauna ácido 8-aminopireno-1,3,6-trisulfónico,
-
\vtcortauna cloruro de 9-(2-(etoxicarbonil)fenil)-3,6-bis(etilamino)-2,7-dimetilxantilio (Rodamina 6G), o
-
\vtcortauna CellTracker Blue CMAC,
\quad
o sus sales, y
e)
unidades derivadas del monómero obtenido haciendo reaccionar cloruro de vinil-bencilo con ácido 8-aminopireno-1,3,6-trisulfónico o una de sus sales.
a)
En una realización, las unidades de marcado del copolímero son unidades marcadas en el átomo, que comprende al menos un átomo seleccionado del grupo que consiste en boro, silicio y germanio. Estas unidades pueden detectarse por cualquier método para detectar un átomo de boro, silicio o germanio tal como ICP. El boro también puede detectarse (0 - 14 mg/l) por su reacción con el ácido carmínico y puede detectarse fotométricamente. Bajos niveles de silicio (0-1,6 mg/l) también pueden detectarse de la misma manera que el fósforo, usando su reacción con azul de molibdato para dar ácido siliciomolíbdico, que puede reducirse con un aminoácido para dar un intenso color azul proporcional a la concentración de sílice. La referencia para ambas de estas técnicas analíticas es el HACH Water Analysis Handbook).
\quad
Cualquier unidad que comprende los átomos mencionados anteriormente pueden usarse como una unidad de marcado. Las unidades pueden derivarse de monómeros que comprenden dicho átomo, antes de polimerizar. Las unidades pueden obtenerse además según un esquema de post-polimerización, haciendo reaccionar unidades precursoras que comprenden el átomo.
a1)
Ejemplos de unidades marcadas en un átomo incluyen unidades que comprenden un grupo boronato o bórico, tal como:
a1.1)
unidades derivadas de ácido 4-vinil-bencil-borónico o boronato de 4-vinil-bencil-borónico (VBB), ácido acriloilbencenoborónico o boronato de acriloilbenceno, ácido metacriloilbencenoborónico o boronato de metracrioilbenceno, ácido 3-aclilamodifenilbórico o boronato de 3-aclilamodifenilo, ácido 3-metaclilamodifenilbórico o boronato de 3-metaclilamodifenilo,
\vskip1.000000\baselineskip
1 
\vskip1.000000\baselineskip
a1.2)
unidades obtenidas haciendo reaccionar, después de la polimerización, unidades que comprenden un grupo trimetilsilano y BBr_{3}, y opcionalmente haciéndolas reaccionar adicionalmente con un alcohol.
a2)
Ejemplos de unidades marcadas en un átomo incluyen además unidades obtenidas haciendo reaccionar, después de la polimerización, unidades derivadas de monometilacrilatoglicerol y un compuesto que contiene boro tal como ácido bórico o ácido borónico (reacción de hidroboración).
\vskip1.000000\baselineskip
2 
\newpage
a3)
Ejemplos de unidades marcadas en un átomo que también incluye aliltrietilgermanio,
3
a4)
Ejemplos de unidades marcadas en un átomo también incluyen viniltrialquilsilano, tal como viniltrimetilsilano.
4
b)
En otra realización, las unidades de marcado del copolímero son unidades derivadas del acetoxi-estireno, preferiblemente 4-acetoxi-estireno, preferiblemente hidrolizado, o procedente de orto-alilfenol (es el alcohol que reacciona con el diazonio). Estas unidades pueden detectarse por cualquier método apropiado, tal como un método colorimétrico, después de la exposición a un reactivo de detección tal como sal de diazonio. La intensidad del color producido por el producto de reacción puede medirse con un espectrofotómetro UV/visible. Una sal de diazonio adecuada es hexafluorofosfato de p-nitrobencenodiazonio. Se considera que la intensidad de color se relaciona con la concentración de producto de reacción (que es equivalente a la concentración de polímero) por la ley de Beer-Lambert. La concentraciones de polímero se asignan por comparación de la intensidad de color de la muestra de polímero con una curva de calibrado obtenida de muestras de polímero de una concentración conocida.
Para permitir que la reacción tenga lugar, el 4-acetoxi-estireno debe tener su grupo éster hidrolizado al alcohol hirviendo la disolución. La absorbancia puede medirse a 500 nm. El siguiente esquema es un ejemplo con orto-alilfenol:
5
c)
En otra realización, las unidades de marcado del copolímero son unidades derivadas de un monómero que tiene la siguiente fórmula:
X_{2}C=CYY',
\quad
en la que:
-
\vtcortauna X, que es idéntico o diferente, es un átomo de hidrógeno o un grupo alquilo C_{1}-C_{4},
-
\vtcortauna Y, es un átomo de hidrógeno o un grupo alquilo C_{1}-C_{4},
-
\vtcortauna Y' es un grupo que tiene la fórmula -L-Arom, en la que
-
\vtcortauna L es un enlace covalente o un grupo de unión orgánico divalente que comprende opcionalmente heteroátomos, y
-
\vtcortauna Arom es un grupo que comprende al menos dos anillos aromáticos conjugados, preferiblemente al menos tres, comprendiendo dichos anillos átomos de carbono conjugados, y opcionalmente átomos de nitrógeno u oxígeno, y, unidos a dichos átomos de carbono, átomos de hidrógeno o sustituyentes.
Arom es preferiblemente un grupo que tiene al menos 10 átomos de carbono conjugados, preferiblemente al menos 14 átomos de carbono en al menos tres anillos aromáticos conjugados.
Los anillos aromáticos conjugados son preferiblemente anillos C_{5} o C_{6}.
Arom es ventajosamente un grupo que tiene un resto naftaleno, un antraceno, un pireno o un fenantreno, teniendo dicho resto sustituyentes opcionales.
L es preferiblemente un enlace covalente o un grupo alquilo C_{1}-C_{12} divalente, o un grupo que tiene la fórmula -O-, -CO-O-, CO-NH-, o -O-CO-.
Las unidades de marcado especialmente preferidas son unidades derivadas del vinilantraceno, preferiblemente del 9-vinilantraceno.
6
Preferiblemente, al menos uno de los diferentes inhibidores de incrustación es un polímero inhibidor de incrustación marcado que comprende unidades de marcado que derivan de 9-vinilantraceno.
Otras unidades incluyen unidades derivadas de \alpha-vinilnaftaleno, 1-vinilpireno, 4-vinil-9,10-difenilantraceno, 3-vinilfenantreno, 9-vinilacridina.
Estas unidades pueden detectarse por cualquier método apropiado, tal como Fluorometría, por ejemplo usando un fluorómetro de longitud de onda fija. Normalmente, la detección es a longitudes de onda de excitación (ex) y emisión (em) máxima del polímero. Estas pueden determinarse usando un fluorómetro de barrido en modo de barrido. Se considera que el nivel de fluorescencia se determina por la Ley de Beer-Lambert. La concentraciones de polímero se asignan así por comparación de la intensidad de emisión de la muestra del polímero con una curva de calibrado obtenida de muestras de polímero de una concentración conocida.
d)
En otra realización, las unidades de marcado son unidades obtenidas haciendo reaccionar, después de la polimerización, unidades derivadas del cloruro de vinilbencilo con:
-
\vtcortauna ácido 8-aminopireno-1,3,6-trisulfónico o,
-
\vtcortauna cloruro de 9-(2-(etoxicarbonil)fenil)-3,6-bis(etilamino)-2,7-dimetilxantilio (Rodamina 6G), o
\newpage
-
\vtcortauna CellTracker Blue CMAC,
\quad
o sus sales.
7
Estas unidades pueden determinarse usando un fluorómetro de barrido en modo de barrido. Se considera que el nivel de fluorescencia se determina por la Ley de Beer-Lambert. La concentraciones de polímero se asignan así por comparación de la intensidad de emisión de la muestra del polímero con una curva de calibrado obtenida de muestras de polímero de una concentración conocida. Ejemplos de valores se proporcionan debajo.
9
f)
En otra realización las unidades de marcado son unidades que comprenden al menos un grupo fosfato o fosfonato, tal como unidades derivadas de fosfato (met)acrilato y (met)alilhidroxifosfatos. Estas unidades pueden detectarse por cualquier método apropiado, tal como ICP.
g)
En otra realización, las unidades de marcado son unidades que comprenden al menos un grupo sulfonato o ácido sulfónico, tal como sulfonato de estireno y ácido estirenosulfónico. Estas unidades pueden detectarse por cualquier método apropiado, tal como un método colorimétrico, por ejemplo por espectroscopía UV/visible, a una absorbancia máxima. Se considera que la intensidad de color está relacionada con la concentración de polímero por la Ley de Beer-Lambert. Las concentraciones de polímero se asignan por comparación de la intensidad de color de la muestra del polímero con una curva de calibrado obtenida a partir de muestras de polímero de una concentración conocida. Estas clases de análisis se conocen por el experto en la técnica.
10 
\vskip1.000000\baselineskip
Unidades inhibidoras de incrustación
Las unidades inhibidoras de incrustación se seleccionan preferiblemente del grupo que consiste en:
-
ácido vinilsulfónico, sales de vinilsulfonatos,
-
ácido vinilfosfónico o sales de vinilfosfonatos,
-
ácido vinilidenfosfónico o sus sales,
-
ácido acrílico
-
ácido metacrílico,
-
acetato de vinilo,
-
alcohol vinílico,
-
ácidos o anhídridos mono o dicarboxílicos insaturados diferentes, tales como anhídrido maleico, ácido maleico, ácido fumárico, ácido itacónico, ácido aconítico, ácido mesacónico, ácido citracónico, ácido crotónico, ácido isocrotónico, ácido angélico, ácido tíglico,
-
cloruro de vinilo,
-
ácido estireno-p-sulfónico o sales de estireno-sulfonatos,
-
ácido acrilamido-2-metilpropanosulfónico (AMPS),
-
ácido hidroxifosfonoacético (HPA),
-
ácidos hipofosforosos tales como H_{3}PO_{3}, dando unidades de fórmula -PO(OH)-,
-
acrilamidas,
-
alcohol propargílico que tiene la fórmula HC=C-CH_{2}-OH,
-
butir-1,4-diol, y
-
sus mezclas.
Se menciona que los monómeros que incorporan un grupo hidroxilo (por ejemplo HPA o alcohol vinílico) pueden ayudar a la adsorción en cristales de sulfato de bario, dando el grupo alcohol buena adsorción en sitios de crecimiento activo de cristales, bloqueándolos eficazmente, útiles para salmueras con alto contenido en Ca, que inactivan otros grupos funcionales ácidos. Los monómeros que incorporan un grupo amino pueden ayudar a la adsorción en cristales de carbonato de calcio. Otros monómeros sulfonados (por ejemplo AMPS o ácido vinilsulfónico o sales de sulfonatos) pueden ayudar a la compatibilidad con la salmuera.
Otras unidades (otra función)
Mientras las unidades mencionadas anteriormente están comprendidas normalmente en el esqueleto del polímero, se menciona que el copolímero puede comprender otras unidades y/u otros grupos. Los otros grupos incluyen grupos que están unidos al menos a un extremo del polímero. Estos grupos pueden resultar de un iniciador de polimerización o pueden ser grupos de tapón terminal. Pueden no tener una función particular, o pueden constituir grupos inhibidores de incrustación, grupos de marcado, o grupos de ayuda en la formulación del inhibidor, u otros.
Así, otros grupos o unidades incluyen grupos o unidades que tienen la fórmula X''_{2}O_{3}P-CHY''CZ''_{2}PO_{2}X''-, en la que X'' es H o un metal alcalino, alcalinotérreo u otro metal polivalente, amonio o una base orgánica, grupos, Y'' y cada Z'', que pueden ser iguales o diferentes, son cada uno hidrógeno, un grupo PO_{3}X_{2}, SO_{3}X o CO_{2}X o un resto alquilo o arilo. Ejemplos son unidades derivadas de un aducto de ácido vinilfosfónico (VPA) o ácido viniliden-1,1-di-fosfónico (VDPA) y ácido hipofosforoso o una de sus sales. Dichos grupos o unidades se describen en el documento EP 861846. Otros grupos o unidades posibles se describen en el documento GB 1458235. Estos otros grupos o unidades pueden ayudar en la detección del polímero, y/o en que tengan un efecto inhibidor de incrustación.
Ácido estireno-sulfónico, sulfonatos de estireno, ácido 4-vinilbencenosulfónico o sulfonatos de 4-vinilbenceno pueden ayudar en el control de la desorción del polímero inhibidor de la incrustación en los llamados tratamientos de compresión, particularmente a altas temperaturas y/o alta presión.
Datos de peso molecular y otros parámetros
El polímero según la invención tiene preferiblemente un peso molecular promedio en peso de 500 a 20000 g/mol, y más preferiblemente de 1000 a 8000 g/mol. El peso molecular promedio en peso del polímero, o copolímero, puede medirse por cromatografía por exclusión de tamaño/ cromatografía por permeación en gel (GPC). La cromatografía por exclusión de tamaño necesita pasar un polímero por una columna de cromatografía empaquetada GPC. El tamaño de poro en la columna se adapta a un intervalo de masa molar de polímero específico. Mientras el polímero eluye a través de la columna, las cadenas menores de polímero pasan a los poros y por lo tanto las cadenas mayores de polímero se eluyen primero. El polímero eluido puede detectarse por una gama de detectores que incluyen; índice refractario diferencial, ultravioleta, infrarrojo y dispersión de luz exaporativa. El análisis da la extensión de masa molar de una muestra de polímero. Los promedios de masa molar estadísticos específicos (Mw, Mn, Mz) se obtienen por comparación de tiempos de elución con polímeros patrón especialistas de una extensión de masa molar baja y masa molar conocida.
Donde las unidades inhibidoras de incrustación son unidades de ácido poliacrílico, el peso molecular promedio en peso es preferiblemente de 2000 a 7000 g/mol.
Se menciona adicionalmente que el copolímero según la invención puede suministrarse en una forma ácida o neutralizada para dar una sal (parcialmente) neutralizada. El suministro de pH se determina por una serie de factores, que incluyen la mineralogía de la formación para una compresión química.
Cantidades de unidades de marcado dentro del polímero
El polímero según la invención comprende una cantidad eficaz de detección de las unidades de marcado. Por ejemplo, para las unidades de marcado del copolímero puede tener una cantidad molar de unidades de marcado de hasta 5%, aunque ventajosamente de 0,01 a 0,2%.
El inhibidor de incrustación se introduce normalmente en una composición, por ejemplo un fluido, o bien en una corriente de entrada o una composición de compresión, por ejemplo un fluido de compresión.
Los fluidos son preferiblemente fluidos basados en agua, normalmente fluidos basados en agua marina, aunque no se excluyen otros fluidos. Por ejemplo, pueden usarse disolventes basados en glicol o glicoléter. Algunas formulaciones útiles de fluidos para tratamientos de compresión se proporcionan en el documento WO 98/30783, que se incorpora por referencia.
El inhibidor de incrustación según la invención puede usarse en combinación con cualquier otro, y/o en conjunto con otros agentes de tratamiento de agua que incluyen: tensioactivos, tales como tensioactivos aniónicos (por ejemplo, alquil C10-20 bencenosulfonatos, olefin C10-20 sulfonatos, alquil C10-20 sulfatos, sulfatos de alquil C10-20 de 1 a 25 moles -éter, parafin C10-20 sulfonatos, jabones C10-20, alquil C10-20 fenolsulfatos, sulfosuccinatos, sulfosuccinamatos, sulfonatos de lignina, sulfonatos de ésteres grasos, sulfatos de alquil C10-20 feniléter, sulfatos de alquil C10-20 etanolamida, sales de ácidos alfasulfo C10-20 grasos, acil C10-20 sarcosinatos, isetionatos, acil C10-20 tauridas, alquil C10-20 hidrogenofosfatos), tensioactivos no iónicos (por ejemplo, alcoholes C10-20 etoxilados y/o propoxilados, ácidos carboxílicos C10-20 etoxilados y/o propoxilados, alcanolamidas, óxidos de amina, y/o acil C10-20 sorbitano y/o etoxilatos de glicerilo), tensioactivos anfóteros (por ejemplo, betaínas, sulfobetaínas, y/o imidazolinas cuaternarias), y/o tensioactivos catiónicos (por ejemplo, sales de benzalconio, sales de alquil C10-20 trimetilamonio, y/o sales de alquil C10-20 trimetil o tris(hidroximetil)fosfonio); secuestradores, agentes quelantes, inhibidores de la corrosión y/u otros agentes umbrales (por ejemplo, tripolifosfato sódico, etilendiamina-tetraacetato sódico, nitrilo-triacetato sódico, pirofosfato de tetrapotasio, ácido acetodifosfónico y sus sales, ácido trismetilenfosfónico de amonio y sus sales, ácido etilendiamina-tetrakis(metilenfosfónico) y sus sales, ácido dietilentriamina-pentakis(metilenfosfónico) y sus sales); toliltriazol y mezclas de nitrato, benzoato, HHP y/o PTCB) biocidas (por ejemplo, sales de tetrakis (hidroximetil) fosfonio, formaldehído, glutaraldehído); biocidas oxidantes y/o blanqueantes (por ejemplo, cloro, dióxido de cloro, peróxido de hidrógeno, perborato sódico); agentes de control de espumas tal como antiespumantes de silicona; limpiadores de oxígeno tal como hidrazinas y/o hidroxilaminas; agentes controladores del pH y/o tamponantes tales como aminas, boratos, citratos y/o acetatos; sales de cromo; sales de zinc; y/u otros agentes de tratamiento de agua tales como dispersantes poliméricos y coagulantes que incluyen ácidos polimaléico, poliacrílico y polivinilsulfónico y sus sales, almidones y/o carboximetilcelulosa y/o molibdatos. La invención proporciona formulaciones que comprenden una cantidad eficaz de un producto de la invención como se dice anteriormente y cualquiera de los agentes de tratamiento de agua conocidos dichos anteriormente. Dichas formulaciones pueden, por ejemplo, contener de 5 a 95% en peso de un producto de la invención y de 5 a 90% en peso de uno o más de cualquiera de los agentes de tratamiento de agua dichos anteriormente.
Más particularmente, el fluido puede comprender adicionalmente aditivos elegidos de los siguientes:
-
inhibidores de corrosión (imidazolina y sales de amonio cuaternarias)
-
inhibidores de hidrato (tal como metanol) e inhibidores cinéticos tales como agentes anti-aglomeración,
-
inhibidores de asfalteno
-
inhibidores de cera
-
biocidas (tales como THPS, por ejemplo comercializado por Rhodia como Tolcide ® PS)
-
antiespumantes
-
tensioactivos,
-
otros inhibidores de incrustación.
Una disolución acuosa del inhibidor de incrustación puede usarse en la etapa de inyección (tratamiento de compresión); típicamente la concentración del inhibidor de incrustación es de 0,5 a 20%, y preferiblemente de 2 a 10% en peso de la disolución acuosa. Cuando el agua de producción del pozo petrolífero empieza a mostrar niveles decrecientes del inhibidor de incrustación, se necesitarán tratamientos de compresión adicionales. Generalmente, la inhibición de incrustación eficaz se mantendrá a niveles de inhibidor por encima de aproximadamente 25 ppm (en el agua de producción o en el agua de formación). Cuanto más eficaz sea el control de la cantidad del polímero inhibidor de la incrustación, menor podrá ser el nivel de inhibidor de incrustación en el agua de producción antes de necesitar tratamiento adicional. El tratamiento repetido implica inyectar una disolución acuosa adicional del polímero soluble en agua en la base de las formaciones que contienen petróleo a intervalos de tiempo seleccionados para proporcionar cantidades del polímero soluble en agua eficaces para mantener la inhibición de incrustación.
Para aplicaciones de tratamiento de compresión, el fluido puede utilizarse en conjunto con compuestos químicos lanza, notablemente tensioactivos y/o emulsionantes. Estos compuestos químicos se aplican normalmente antes del inhibidor de compresión para ayudar a la adsorción en la roca y para minimizar problemas de emulsionado. Formulaciones y procedimientos útiles se enseñan en el documento WO 98/30783.
Se menciona adicionalmente que el fluido de recuperación de petróleo en agua producido puede comprender trazas de petróleo en bruto o residuos inorgánicos, que no se han separado completamente de los fluidos producidos.
Cantidades (inhibidor de incrustación)
La cantidad de polímero a usar depende normalmente de la aplicación. Para aplicaciones de tratamiento de compresión, el copolímero se aplicará típicamente hacia abajo como una disolución concentrada en un fluido de transporte apropiado. Concentraciones típicas del inhibidor serán de 1-50%, más preferiblemente 5-20%. El fluido de transporte puede ser agua marina, agua producida, agua de acuífero, agua tratada por membrana, por ejemplo, agua desulfatada o mezclas de las anteriores De manera alternativa, el fluido de transporte puede basarse en un disolvente compatible, por ejemplo glicoles o glicoléteres.
La concentración mínima de inhibidor (MIC) variará normalmente con la química del agua, aunque estará típicamente en el intervalo de 1-500 ppm, con los mayores valores respecto a los ambientes de incrustación más severos.

Claims (11)

1. Un método para estimular un yacimiento petrolífero inyectando una corriente de alimentación de un fluido en un pozo productor de petróleo unido al yacimiento petrolífero, desplazando el petróleo y recuperando una corriente de salida de fluido que comprende el petróleo,
en el que al menos dos corrientes se inyectan en al menos dos zonas de producción de un pozo petrolífero o se inyectan en al menos dos pozos productores de petróleo diferentes de los que al menos dos corrientes de salida de las dos zonas o pozos se combinan antes de la recuperación, con un inhibidor de incrustación que tiene restos detectables introduciéndose en el(los) campo(s) petrolífero(s) y/o en los fluidos, caracterizado en que se usan dos inhibidores diferentes de incrustación, dedicados a las dos zonas o pozos, teniendo dichos inhibidores de incrustación diferentes restos detectables que pueden distinguirse por método(s) de análisis seleccionados de Plasma Acoplado de manera Inducida, fluorometría y colorimetría.
2. Un método según la reivindicación 1, en el que los diferentes inhibidores de incrustación se introducen en el fluido.
3. Un método según la reivindicación 1, en el que los diferentes inhibidores de incrustación se introducen en el yacimiento petrolífero antes de la estimulación, forzando dichos diferentes inhibidores de incrustación en los diferentes yacimientos petrolíferos, según un tratamiento de compresión, liberándose los inhibidores de incrustación en las corrientes de salida.
4. Un método según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que los diferentes restos detectables se seleccionan del grupo que consiste en:
a)
restos marcados en un átomo, que comprende al menos un átomo seleccionado del grupo que consiste en boro, silicio y germanio,
b)
restos derivados de acetoxi-estireno, preferiblemente 4-acetoxi-estireno, o de orto-alilfenol.
c)
restos derivados de un monómero que tiene la siguiente fórmula:
X_{2}C=CYY',
\quad
en la que:
-
\vtcortauna X, que es idéntico o diferente, es un átomo de hidrógeno o un grupo alquilo C_{1}-C_{4},
-
\vtcortauna Y, es un átomo de hidrógeno o un grupo alquilo C_{1}-C_{4},
-
\vtcortauna Y' es un grupo que tiene la fórmula -L-Arom, en la que
-
\vtcortauna L es un enlace covalente o un grupo de unión orgánico divalente, que comprende opcionalmente heteroátomos, y
-
\vtcortauna Arom es un grupo que comprende al menos dos anillos aromáticos conjugados, preferiblemente al menos tres, comprendiendo dichos anillos átomos de carbono conjugados, y opcionalmente átomos de nitrógeno u oxígeno, y, unidos a dichos átomos de carbono, átomos de hidrógeno o sustituyentes,
d)
restos obtenidos haciendo reaccionar, después de la polimerización, unidades derivadas de cloruro de vinilbencilo con
-
\vtcortauna ácido 8-aminopireno-1,3,6-trisulfónico o,
-
\vtcortauna cloruro de 9-(2-(etoxicarbonil)fenil)-3,6-bis(etilamino)-2,7-dimetilxantilio (Rodamina 6G), o
-
\vtcortauna CellTracker Blue CMAC,
\quad
o sus sales,
e)
restos derivados del monómero obtenido haciendo reaccionar cloruro de vinilbencilo con ácido 8-aminopireno-1,3,6-trisulfónico o una de sus sales,
f)
restos que comprenden al menos un grupo fosfato o fosfonato,
g)
restos que comprenden al menos un grupo sulfonato o ácido sulfónico.
5. Un método según una cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que los diferentes inhibidores de incrustación que tienen diferentes restos detectables son polímeros inhibidores de incrustación que comprenden unidades inhibidoras de incrustación y diferentes unidades de marcado que tienen diferentes restos, en los que las unidades de marcado se seleccionan del grupo que consiste en:
a)
unidades marcadas en un átomo, que comprenden al menos un átomo seleccionado del grupo que consiste en boro, silicio y germanio,
b)
unidades derivadas de acetoxi-estireno, preferiblemente 4-acetoxi-estireno, o de orto-alilfenol,
c)
unidades derivadas de un monómero que tiene la siguiente fórmula:
X_{2}C=CYY',
\quad
en la que:
-
\vtcortauna X, que es idéntico o diferente, es un átomo de hidrógeno o un grupo alquilo C_{1}-C_{4},
-
\vtcortauna Y, es un átomo de hidrógeno o un grupo alquilo C_{1}-C_{4},
-
\vtcortauna Y' es un grupo que tiene la fórmula -L-Arom, en la que
-
\vtcortauna L es un enlace covalente o un grupo de unión orgánico divalente, que comprende opcionalmente heteroátomos, y
-
\vtcortauna Arom es un grupo que comprende al menos dos anillos aromáticos conjugados, preferiblemente al menos tres, comprendiendo dichos anillos átomos de carbono conjugados, y opcionalmente átomos de nitrógeno u oxígeno, y, unidos a dichos átomos de carbono, átomos de hidrógeno o sustituyentes,
d)
unidades obtenidas haciendo reaccionar, después de la polimerización, unidades derivadas de cloruro de vinilbencilo con
-
\vtcortauna ácido 8-aminopireno-1,3,6-trisulfónico,
-
\vtcortauna cloruro de 9-(2-(etoxicarbonil)fenil)-3,6-bis(etilamino)-2,7-dimetilxantilio (Rodamina 6G), o
-
\vtcortauna CellTracker Blue CMAC,
\quad
o sus sales, y
e)
unidades derivadas del monómero obtenido haciendo reaccionar cloruro de vinilbencilo con ácido 8-aminopireno-1,3,6-trisulfónico o una de sus sales.
6. Un método según la reivindicación 5, en el que al menos uno de los diferentes inhibidores de incrustación es un polímero inhibidor de incrustación marcado que comprende unidades de marcado que derivan de 9-vinilantraceno.
7. Un método según una cualquiera de las reivindicaciones 5 a 6, en el que las unidades inhibidoras de incrustación derivan de monómeros seleccionados del grupo que consiste en:
-
ácido vinilsulfónico, sales de vinilsulfonatos,
-
ácido vinilfosfónico o sales de vinilfosfonatos
-
ácido acrílico, ácido metacrílico,
-
anhídrido maleico, ácido maleico,
-
ácido estireno-p-sulfónico, o sales de estireno-sulfonatos,
-
ácido acrilamido-2-metilpropanosulfónico (AMPS), y
-
sus mezclas.
8. Un método según cualquiera de las reivindicaciones anteriores, que comprende medir las cantidades de los diferentes inhibidores de incrustación en el fluido recuperado, o de un fluido que deriva del mismo, y si la cantidad de un inhibidor de incrustación está por debajo de un valor dado, tratar un problema de incrustaciones en la zona o pozo al que está dedicado el inhibidor de incrustación.
9. Un método según la reivindicación precedente, en el que el inhibidor de incrustación se introduce en el fluido basado en agua, o más inhibidor de incrustación se introduce en el fluido, o el inhibidor de incrustación se introduce en el yacimiento petrolífero según un tratamiento de compresión.
10. Un método según cualquiera de las reivindicaciones precedentes, en el que los inhibidores de incrustación pueden distinguirse por un único método de análisis.
11. Un método según la reivindicación 10, en el que el método de análisis único es un método de fluorometría.
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