ES2308019T3 - Metodo para la colocacion controlada de productos quimicos petroleros y composicion util para llevar a cabo el mismo. - Google Patents

Abstract

Un método para tratar un pozo de petróleo o gas que tiene una columna de fluido dentro de la perforación (104), comprendiendo el fluido una fase más ligera (201) y una fase más pesada (202), comprendiendo el método las etapas de introducir uno o más pelets en la columna de fluido, comprendiendo dichos pelets productos químicos y teniendo una densidad mayor que la de la fase más ligera pero menor que la de la fase más pesada; y introducir los productos químicos en la interfase de las dos fases de fluido (201, 202) dentro de la columna de fluido en la perforación (104).

Description

Método para la colocación controlada de productos químicos petroleros y composición útil para llevar a cabo el mismo.

Esta invención se refiere a un método para tratar pozos de petróleo, gas e inyección de agua con productos químicos, por ejemplo, para reducir la corrosión, incrustaciones, asfaltenos y otros estados indeseables, y a una composición para practicar el método. Esta invención se refiere particularmente a un método para la colocación controlada de tales productos químicos, al desprendimiento controlado de estos productos químicos, y a una composición útil para practicar el método.

Los fluidos procedentes de los pozos de petróleo que penetran una formación petrolífera principalmente incluyen petróleo y agua y se denominan aquí fluidos de formación. Un fluido de formación puede contener también gas natural que puede que sea deseable o no y puede ser el producto principal de un pozo dado, en tal caso el pozo se denomina pozo de gas. Un fluido de formación puede contener también CO_{2} y a menudo puede contener compuestos insolubles en petróleo y en agua tales como arcilla, sílice, ceras y asfaltenos, que existen en forma de suspensiones coloidales. Además de los componentes ya listados, los fluidos de formación pueden incluir también componentes inorgánicos que pueden precipitar para formar incrustaciones de minerales. Estos materiales pueden ser indeseables en la exploración y la producción de petróleo y gas.

Se sabe en la técnica de la producción de petróleo y gas eliminar o mitigar los efectos de estos materiales indeseables. Por ejemplo, durante la producción de petróleo y gas en pozos de producción, la perforación de nuevos pozos, o el reacondicionamiento de pozos existentes, muchos productos químicos, denominados aquí "aditivos", que incluyen inhibidores de las incrustaciones, inhibidores de parafina, inhibidores de la corrosión y similares, se inyectan a menudo desde una fuente en la superficie dentro de los pozos para tratar los fluidos de formación que fluyen a través de tales pozos para prevenir o controlar la precipitación de incrustaciones de minerales, parafinas, y para proteger el pozo de la corrosión. Estos aditivos se pueden inyectar continua o discontinuamente por medio de una conducción o tubería que se hace ir desde la superficie hasta una profundidad conocida dentro de la formación, típicamente aguas arriba de la localización de problema. Además, un aditivo se puede inyectar dentro de una formación cerca de la perforación vía una técnica comúnmente denominada tratamiento "a presión", desde la cual el aditivo se puede desprender lentamente dentro del fluido de formación. A veces, se introducen aditivos por medio de bombas eléctricas sumergibles, como se muestra, por ejemplo, en la Patente de EE.UU. Nº 4.582.131, o a través de una conducción auxiliar asociada a un cable usado con la bomba eléctrica sumergible, tal como se muestra en la Patente de EE.UU. Nº 5.528.824. Además, en pozos sin un dispositivo de sellado al final, se pueden aplicar aditivos vía la bomba o el camión dentro del espacio anular entre el tubo y la entubación con un flujo de fluido que lleva el aditivo dentro de los fluidos de formación. En otro método conocido, se pueden inyectar líquidos de diferentes densidades dentro de una perforación, como se describe en el documento US 5.366.016, de modo que tal líquido permanece en un nivel diferente dentro de la perforación.

En la mayor parte de estas operaciones, los aditivos están en forma de microemulsiones o mezclas acuosas, aunque también se conocen disoluciones orgánicas. El uso de aditivos líquidos no está exento de problemas. En tiempo frío, los aditivos se pueden congelar o gelificar durante el transporte o el uso. Suministrar una fuente de calor, particularmente para los lugares remotos del pozo puede ser un problema. Suministrar aditivos en forma de emulsiones y disoluciones puede también ser un gasto. Las disoluciones y emulsiones están, por su naturaleza, compuestas principalmente de materiales inactivos: agua y/o disolventes. Sería deseable en la técnica de tratar pozos de petróleo suministrar aditivos en una forma que sea económica de transportar y manejar y no requiera co-transportar componentes inactivos.

Aunque usar aditivos sólidos parecería ser un buen medio de evitar los problemas asociados a las disoluciones y emulsiones de aditivos, tampoco está exento de problemas. Uno de tales problemas es disgregar los sólidos. La disgregación de sólidos dentro de un pozo petrolífero podría ser tanto cara como propensa a bloqueos y otros estados que requieren mantenimiento. Una solución a este problema se describe en la Patente de EE.UU. Nº 6.326.335B1, de Kowlaski et al.. En ella se describe preparar un aditivo microencapsulado en el que el aditivo se incorpora dentro de una cápsula de gelatina, lastrada con un compuesto de metal pesado. En Kowlaski, las cápsulas se preparan para que tengan una densidad tal que se hundan hasta el fondo del pozo. Similarmente, el documento US 3.756.949 describe un composite de forma sólida que es de una densidad para que se hunda hasta el fondo del pozo, con lo cual el composite se disuelve.

Sería deseable en la técnica de tratar pozos de petróleo y gas con aditivos usar aditivos sólidos que se desprendieran lentamente con el tiempo. Sería particularmente deseable tratar el pozo de petróleo y gas con aditivos sólidos que no requiriesen metales pesados como agentes densificantes. También sería particularmente deseable en la técnica de tratar pozos de petróleo y gas con aditivos situar los aditivos en el punto dentro del pozo que requiere el tratamiento para el que se usan los aditivos.

En un aspecto de la presente invención se proporciona un método para tratar un pozo de petróleo o gas que tiene una columna de fluido dentro de la perforación según la reivindicación 1.

En realizaciones de la presente invención, los pelets tienen por lo menos dos capas, una primera capa que rodea una segunda capa, por lo menos un aditivo, y un agente densificante, en los que la densidad de la primera capa es diferente de la densidad de la segunda capa.

Para un entendimiento detallado y una mejor apreciación de la presente invención, se debe hacer referencia a la siguiente descripción detallada de la invención y las realizaciones preferidas, tomadas junto con los dibujos adjuntos.

La Figura 1 es una ilustración esquemática de un pozo de petróleo.

La Figura 2 es un aumento de una sección del pozo de petróleo mostrando una columna de fluido.

Las Figura 3 y 4 son representaciones gráficas de datos del Ejemplo 1.

Las Figuras 5-10 son representaciones gráficas de datos de realizaciones de ensayos de campo de la presente invención.

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En una realización, la presente invención es un método para tratar un pozo de petróleo que tiene una columna de fluido dentro de la perforación. En la Fig. 1, está ilustrado tal pozo de petróleo. Durante la producción de petróleo y gas, el fluido de formación fluye desde una formación 102 que tiene petróleo y gas a través de orificios 103 en la perforación 104. La perforación 104 está forrada con por lo menos un tubo y a menudo con una serie de tubos denominado en la técnica entubación, el tubo externo 105 y la tubería de producción, el tubo interno 106. El fondo del pozo 110 está típicamente lleno de grava. El petróleo y el gas se recogen usando un tubo denominado tubería de producción 106 que va hasta una bomba 107 y a continuación por medio de un colector 108 hasta una instalación de almacenamiento o transporte 109. La bomba 107 puede estar situada en la superficie, en cuyo caso es a menudo una bomba de varilla, o cerca del fondo del pozo en cuyo caso es a menudo una bomba eléctrica sumergible. En unos pocos casos raros para pozos de petróleo y en algunos pozos de gas, los fluidos de la formación fluyen libremente y no se requiere bomba.

En la Fig. 2, se ilustra una columna de fluido dentro de la perforación. La columna consiste en dos fases, una fase más pesada 202 y una fase más ligera 201. La fase más pesada típicamente tendrá un mayor contenido de agua mientras que la fase más ligera típicamente consistirá principalmente en hidrocarburos. La interfase de los dos fluidos está justo por encima de los orificios 103 dentro de la perforación para el caso mostrado aunque la interfase puede estar significativamente más alta. La columna de fluido puede tener más de solo dos fases y puede variar de densidad dependiendo de las condiciones del pozo.

Puede ser deseable colocar aditivos en una perforación en diferentes lugares. Por ejemplo, puede ser deseable colocar aditivos en el fluido dentro de la porción de hidrocarburos más ligera de la columna de fluido. Podría ser también deseable colocar los aditivos dentro de la fase más pesada de la columna de fluido, pero encima del fondo del pozo. El método de la presente invención, sin embargo, coloca los aditivos en la columna de fluido en la interfase de las fases de fluido. Aunque se contempla en disposiciones que no están dentro del alcance de las reivindicaciones que los pelets se podrían usar para introducir aditivos en cualquier lugar dentro de fases discretas que tienen diferentes viscosidades dentro de la columna de fluido dentro de la perforación de un pozo de petróleo y gas.

Por ejemplo, en una realización de la presente invención, se usa un pelet que incluye un inhibidor de corrosión para tratar un pozo de petróleo y gas para proteger de la corrosión la entubación y la tubería de producción. Aunque la corrosión puede ocurrir donde la entubación está en contacto con un fluido de fase ligera que consiste principalmente en hidrocarburos, la corrosión usualmente ocurrirá más rápidamente donde la entubación está en contacto con una fase más pesada que tiene un contenido más alto de agua. En tal caso, puede ser deseable preparar pelets que tienen una densidad mayor de la de la fase más ligera pero menor que la de la fase más pesada. Tal pelet, una vez introducido dentro de la columna de fluido, tendería a permanecer en la interfase entre las dos fases y podría por ello desprender sus aditivos tanto en la fase más pesada como en la más ligera de la columna de líquido. Esto sería particularmente útil en aplicaciones en las que las dos fases son relativamente estáticas tal como un pozo que tiene baja producción o uno que se está cerrando para mantenimiento.

La elección de donde colocar un aditivo variará de pozo a pozo. Los parámetros que podrían influir en una decisión tal como donde colocar los pelets útiles de la presente invención incluyen, pero no están limitados a: velocidades de producción, altura de la columna de fluido, localización de la interfase de las fases de fluido, localización de la entrada de la tubería de producción con relación a las interfases de las fases de fluido, y similares. Preferentemente, las densidades de las fases dentro de la columna de fluido serían conocidas o se determinarían usando métodos convencionales de ensayo y modelado que se sabe bien que son útiles por los de experiencia media en la técnica de producir petróleo y gas.

Una vez que es conocida la densidad de las fases de fluido dentro de la perforación, y se ha tomado una decisión de donde colocar el pelet, entonces se selecciona una apropiada densidad para el pelet. Para colocar el pelet dentro de una fase, el pelet debe tener la misma densidad que la fase. Para colocar el pelet entre fases, la densidad del pelet debe ser tan cercana a la densidad media de las dos fases como sea posible. A continuación se prepara el pelet mezclando por lo menos un aditivo, la matriz del pelet, y suficiente material densificante para producir un pelet que tiene la densidad deseada. En la práctica del método de la presente invención, los pelets útiles para ese método tienen preferentemente una densidad de alrededor de 0,6 a alrededor de 1,3, más preferentemente tienen una densidad de alrededor de 0,8 a alrededor de 1,2, y lo más preferentemente tienen una densidad de alrededor de 0,9 a alrededor de 1.1.

En el método de la presente invención, se usa un pelet para introducir productos químicos, preferentemente en un punto seleccionado dentro de una columna de fluido en un pozo de petróleo y gas. El aditivo se suministra en la localización seleccionada ajustando la densidad de un pelet que contiene el aditivo usando un agente densificante. El agente densificante puede ser cualquier material que tiene una densidad diferente del aditivo activo y se puede dispersar dentro de un pelet útil en la presente invención. Un agente densificante puede incrementar o disminuir la densidad efectiva del pelet. El agente densificante se selecciona preferentemente del grupo que consiste en sales inorgánicas que son poco solubles en fluidos de formación tales como sulfato de calcio, sulfato de magnesio, carbonato de cadmio, óxido de titanio, óxido de aluminio, cloruro de potasio, cloruro de sodio, y sus mezclas.

Los aditivos se introducen en los pozos de petróleo y gas usando pelets. Los pelets tienen una matriz del pelet y disperso dentro de la matriz el agente densificante y el aditivo, que está preferente en forma de inclusiones diminutas pero discretas dentro del pelet. Los pelets útiles con el método de la presente invención se pueden formar por cualquier procedimiento que se sabe que es útil por los de experiencia media en la técnica. Por ejemplo, en una realización, los pelets se preparan en un granulador de pelets forzando una mezcla de aditivo, agente densificante y matriz de pelet a través de una boquilla a presión, seguido de procedimientos conocidos usando máquinas conocidas. Los pelets preferentemente tienen una dimensión transversal principal que es mayor de 0,05 mm pero menor de 1 mm. Los pelets se pueden cortar en longitudes deseadas particulares a medida que se extruyen, pero también se puede dejar que se rompan al azar para proporcionar un producto peletizado que promedia longitudes entre 0,2 mm y 0,5 mm.

En otra realización, los pelets útiles con la presente invención se forman usando un procedimiento de granulación. En un procedimiento de granulación, la mezcla de agente densificante, aditivo y matriz de pelet se pulveriza en un cilindro refrigerado y se deja coalescer y formar un pelet mientras está en caída libre. Otros medios de preparar los pelets útiles con la presente invención incluyen cristalización, precipitación, revestimiento en bandeja, revestimiento en lecho fluidizado, aglomeración en lecho fluidizado, atomización giratoria, extrusión, esferonización, granulación en tambor y aglomeración a alta cizalladura, pero se puede usar cualquier método capaz de producir los pelets que tenga utilidad con el método de la presente invención.

Los aditivos útiles con el método de la presente invención incluyen aquellos usados para prevenir o mitigar la formación de incrustaciones, parafinas, asfaltenos, y emulsiones. Otros aditivos útiles para prevenir o mitigar la aparición de corrosión, crecimiento de bacterias, y espuma se pueden usar también con el método de la presente invención. Por ejemplo, cuando es un problema el crecimiento de bacterias, el aditivo puede ser un bactericida seleccionado del grupo que consiste en formaldehído, paraformaldehído, glutaraldehído, amoníaco, compuestos de amonio cuaternario, hipoclorito de sodio, fenoles y sus mezclas. Se puede usar con el método de la presente invención cualquier bactericida que se sabe que es útil por los de experiencia media en la técnica.

Cuando los aditivos usados con el método de la presente invención son inhibidores de la corrosión, se seleccionan preferentemente del grupo que consiste en ácidos carboxílicos y derivados tales como derivados de ácido graso alifático, imidazolinas y derivados; incluyendo amidas, sales de amonio cuaternario, derivados de colofonia, aminas, compuestos de piridina, compuestos de tritiona, compuestos de azufre heterocíclicos, compuestos de quinolina, o sales, quats, o polímeros de cualquiera de estos, y sus mezclas. Por ejemplo, los inhibidores apropiados incluyen monoaminas primarias, secundarias y terciarias; diaminas, amidas; aminas polietoxiladas, diaminas o amidas; sales de tales materiales; y compuestos anfóteros. Otros ejemplos más incluyen imidazolinas que tienen cadenas tanto lineales como ramificadas, ésteres de fosfato, y compuestos que contienen azufre.

Otro aditivo útil con la presente invención es un inhibidor de parafina. También se pueden usar con la presente invención dispersantes que actúan como agentes solubilizantes para parafina, por ejemplo, tensioactivos no iónicos y aniónicos. Los inhibidores de parafina pueden ser también polímeros de cadena larga y/o materiales tensioactivos. Se puede usar con la presente invención cualquier inhibidor de parafina que se sabe que es útil por los de experiencia media en la técnica.

Otro aditivo más que se puede usar con el método de la presente invención es un inhibidor de asfalteno. Los productos químicos apropiados para el tratamiento de asfalteno incluyen aquellos tales como etoxilados de alquilfenol y poliéteres alifáticos.

Otro aditivo que se puede usar con la presente invención incluye inhibidores de las incrustaciones. Los inhibidores de las incrustaciones que se pueden usar con el método de la presente invención incluyen ésteres de fosfato, poliacrilatos, fosfonatos, poliacrilamidas y policarboxilatos polisulfonados.

Los pelets útiles con la presente invención se preparan usando una matriz de pelet. La matriz de pelet es la fase continua dentro de la que se dispersan el aditivo y el agente densificante. Una matriz de pelet útil con la presente invención funciona para desprender lentamente el aditivo. Con el tiempo, deseablemente, el pelet perderá suficiente aditivo y/o agente densificante para disminuir de densidad para elevarse hasta la parte superior de la columna de fluido. Lo más preferentemente la matriz de pelet es una que se disolverá lentamente en el fluido en la parte superior de la columna de fluido para evitar una acumulación de pelets en la columna de fluido durante extensos periodos de tratamiento con pelets.

Las matrices de pelet útiles con la presente invención son cualquiera que tenga las cualidades expuestas inmediatamente antes. Las matrices de pelet preferidas útiles con la presente invención incluyen, pero no están limitadas a: alcoholes lineales, ceras, etoxilatos, azúcares, ureas, almidones, y sus mezclas. Lo más preferentemente, las matrices de pelet usadas para preparar los pelets útiles con el método de la presente invención son ceras etoxiladas.

Además de las realizaciones ya descritas, la presente invención incluye también ciertos pelets. Por ejemplo, en una realización, la presente invención es un pelet útil para suministrar por lo menos un aditivo en dos localizaciones dentro de la columna de fluido en una perforación de petróleo y gas. En esta realización, se prepara un primer pelet que tiene una densidad relativamente baja. Este pelet se reviste a continuación con una segunda capa de matriz de pelet, aditivo y agente densificante que tiene una densidad más alta. En esta realización, el pelet se podría usar para tratar primero una fase más densa de la columna de fluido, a continuación perder la capa exterior y tratar una fase menos densa. Otras realizaciones son también posibles, incluyendo una en la que hay dos aditivos separados, siendo el primero un aditivo relativamente denso que se desprende rápidamente y un segundo aditivo que se desprende más lentamente, perdiendo densidad el pelet cuando se desprende el primer aditivo más pesado.

Además de las realizaciones ya descritas, la presente invención incluye también mezclas de pelets. Por ejemplo, un pelet puede contener un aditivo de inhibición de la corrosión y tener una densidad apropiada para ser suministrado entre la fase basada en hidrocarburo ligero y la basada en agua más pesada. Un segundo pelet puede contener un agente espumante para la retirada de agua que se va a suministrar en la fase más pesada basada en agua. El tratamiento para un pozo de petróleo o gas puede consistir en una mezcla de los dos pelets suministrados a la vez. Se puede suministrar cualquier número o combinación de pelets diferentes en una aplicación.

Los inhibidores de la presente invención son deseablemente inhibidores de desprendimiento lento. En la práctica del método de la presente invención, preferentemente la velocidad de desprendimiento de los inhibidores de los pelets se controla variando el tamaño de las inclusiones, o gotas, de los aditivos dentro de los pelets o variando el tamaño de los pelets mismos. En otra realización variando la composición química de la matriz de pelet se controla la velocidad de desprendimiento. Aunque no se desea estar vinculado a ninguna teoría, se cree que la velocidad de desprendimiento es una función del tamaño de gota y/o tamaño de pelet. Cuanto mayor sea el tamaño de la gota o pelet, más pequeña será el área de la superficie con relación al volumen de la gota o pelet. En dos pelets que tienen la misma carga de aditivo, los pelets con gotas más grandes desprenderán su aditivo más lentamente que los pelets con gotas más pequeñas. Preferentemente, controlando la velocidad de cizalladura cuando se mezclan la matriz de pelet y el aditivo, se controla la velocidad de desprendimiento para que sea de alrededor de un mes a un año, más preferentemente de alrededor de dos meses a alrededor de diez meses, y lo más preferentemente de alrededor de dos meses a alrededor de seis meses.

La velocidad de desprendimiento de aditivos de los pelets útiles con la presente invención puede variar según el tipo de aditivo y matriz de pelet seleccionados para preparar los pelets. Preferentemente, los pelets de la presente invención se usarán para desprender aditivo a una velocidad de alrededor de 5 a alrededor de 500 partes por millón de fluido de producción producidas de un pozo de petróleo y gas siendo el valor la concentración requerida para obtener el resultado y rendimiento deseado del aditivo químico. Los pelets desprenderán a una velocidad fijada basada en el tamaño del pelet o tamaño de la gota del aditivo dentro del pelet, de modo que la dosificación para un pozo dado se puede ajustar según la velocidad de producción para el pozo de petróleo y gas objetivo.

El método de la presente invención se practica introduciendo productos químicos, preferentemente aditivos, en la columna de fluido en un pozo de petróleo y gas en la forma de un pelet. Los pelets se suspenden preferentemente en un líquido y se bombean en el anillo entre la entubación del pozo y la tubería de producción. En la alternativa, los pelets se pueden verter, lavar o transportar de otro modo dentro del anillo objetivo para asegurar que se suministran al anillo de tal modo que se pueden elevar o hundir hasta la localización deseada dentro de la columna de fluido dentro de la perforación.

Dado que los fluidos de la formación también atraviesan una conducción después del pozo, los mismos pelets se pueden aplicar también dentro de un sistema de conducción para conseguir los mismos resultados beneficiosos de los aditivos químicos. Los pelets se pueden introducir suspendidos en un líquido, lavados o introducidos dentro del sistema de conducción, o colocados en un dispositivo restrictivo tal como una cesta o recipiente de tela.

Aunque la presente invención se refiere a pozos de petróleo y gas, el método de la presente invención se podría usar con cualquier tipo de pozo en el que hay una columna de fluido dentro del pozo. Aunque las reivindicaciones citan un pozo de petróleo o gas, esto se hace para facilitar la búsqueda usando dispositivos de búsqueda electrónica y se entiende que las reivindicaciones también son para el uso del método de la presente invención con cualquier tipo de pozo que tiene una columna de fluido dentro de la perforación.

Se proporcionan los siguientes Ejemplos para ilustrar la presente invención. Los ejemplos no se pretende que limiten el alcance de la presente invención y no se deben interpretar de este modo. Las cantidades son en partes en peso o porcentajes en peso a menos que se indique de otro modo.

Ejemplo 1

Se prepara un pelet útil con el método de la presente invención mezclando a alta velocidad de cizalladura inhibidor de corrosión imidazolina (Baker Petrolite CRO111 al 20% en peso), carbonato de calcio, y una cera etoxilada que tiene alrededor de 100 moles de restos de óxido de etileno por mol de cera (Baker Petrolite Polywax® 1000 al 70% en peso). La mezcla se prepara y a continuación se peletiza por granulación. Los pelets tienen un diámetro medio de menos de 1000 micrómetros. Los pelets tienen una densidad media de 1,0 unidades de gravedad específica (sgu).

Se realizan ensayos estándar "sparged beaker and kettle tests" durante 1 a 5 días, para determinar si los pelets inhibieron la corrosión comparado con inhibidores estándar. Los resultados se muestran en la Figura 3.

En el ensayo de larga duración, se preparan celdas de ensayo de ebullidor idénticamente pero se insertaron probetas a intervalos de tiempo espaciados siendo efectuadas medidas de resistencia de polarización lineal (LPR) y siendo medida la pérdida de peso durante 24 horas. Se prepararon una serie de botellas con Isopar M® al 100 por ciento, salmuera el 100 por ciento, o salmuera/petróleo 80/20 con 0,175 gramos de pelets. Las botellas se mantienen a 82,2ºC durante un periodo determinado de tiempo. En el momento dado, se retira una sola botella y los pelets restantes se capturan por filtración y se secan hasta un peso constante. Se preparan un total de 84 botellas de pelets para que un ensayo dure tres meses. La velocidad de desprendimiento para cada botella se determina por diferencia de masa. Basado en los datos estáticos, los pelets proporcionan una velocidad de desprendimiento constante durante 1,5 a 2 meses. Los resultados se representan en la Figura 4.

El ensayo de flujo a través de un vaso a 48,9ºC usando tres litros se realizó durante 4 días para comparar el rendimiento de la inhibición de corrosión entre CRO111 con un pelet y CRO111 convencional. El caudal era tal que el fluido completo se reemplazó 9 veces al día. Los residuos químicos se ensayaron para confirmar la concentración de inhibidor. Basado en las velocidades de desprendimiento estático y el residuo de inhibidor medido, el producto pelet bajo el ensayo de "flujo a través del vaso" debe producir una velocidad de inhibición constante durante entre 1,1 y 1,6 meses. Los datos se muestran a continuación en la Tabla 1.

TABLA 1

1

Ejemplos 2-6

Se tratan seis pozos de petróleo primero con un inhibidor de corrosión líquido convencional y a continuación con el inhibidor de corrosión encapsulado del Ejemplo 1. El tratamiento de inhibidor de corrosión convencional se aplica por inyección directa en el fondo de la perforación y se mide el nivel del inhibidor de corrosión en el fluido de producción durante los periodos anotados en las Figuras 5-10.

Los pozos se tratan a continuación usando el método de la presente invención en el que se inyecta también un inhibidor de corrosión encapsulado en el fondo de la perforación y se mide el nivel del inhibidor de corrosión en el fluido de producción durante los periodos anotados en las Figuras 5-10.

Durante el transcurso de los tratamientos, se mide la concentración del inhibidor de corrosión como función del tiempo y se muestra a continuación en las Figuras 5-10 en las que se puede observar que la concentración de inhibidor de corrosión se mantiene a una concentración mucho más cercana a la concentración objetivo usando el método de la presente invención comparado con la aplicación convencional del inhibidor de corrosión.

Claims (17)

1. Un método para tratar un pozo de petróleo o gas que tiene una columna de fluido dentro de la perforación (104), comprendiendo el fluido una fase más ligera (201) y una fase más pesada (202), comprendiendo el método las etapas de

introducir uno o más pelets en la columna de fluido, comprendiendo dichos pelets productos químicos y teniendo una densidad mayor que la de la fase más ligera pero menor que la de la fase más pesada; y

introducir los productos químicos en la interfase de las dos fases de fluido (201, 202) dentro de la columna de fluido en la perforación (104).

2. El método de cualquier reivindicación precedente, en el que el uno o más pelets comprende una pluralidad de pelets.

3. El método de la reivindicación 1 o 2, en el que los pelets se introducen en la parte superior de la columna de fluido en la perforación (104).

4. El método de la reivindicación 1, 2 o 3, en el que los pelets tienen una densidad sustancialmente igual a la densidad media de las dos fases de fluido (201, 202).

5. El método de cualquier reivindicación precedente, en el que los pelets tienen una densidad de alrededor de 0,6 a alrededor de 1,3.

6. El método de la reivindicación 5, en el que los pelets tienen una densidad de alrededor de 0,8 a alrededor de 1,2.

7. El método de la reivindicación 6, en el que los pelets tienen una densidad de alrededor de 0,9 a alrededor de 1,1.

8. El método de cualquier reivindicación precedente, en el que los pelets se preparan con un agente densificante seleccionado del grupo que consiste en: sulfato de calcio; sulfato de magnesio; carbonato de calcio; óxido de titanio; óxido de aluminio; cloruro de potasio; cloruro de sodio; y sus mezclas.

9. El método de cualquier reivindicación precedente, en el que los pelets tienen una dimensión de la sección principal que es mayor de 0,05 mm pero menor de 1 mm.

10. El método de cualquier reivindicación precedente, en el que los productos químicos son aditivos.

11. El método de la reivindicación 10, en el que el aditivo se usa para prevenir o mitigar la formación de incrustaciones, parafinas, asfaltenos, y emulsiones.

12. El método de la reivindicación 10, en el que el aditivo se usa para prevenir o mitigar la aparición de corrosión, crecimiento de bacterias, y espuma.

13. El método de la reivindicación 10, en el que el aditivo se usa para retirar líquido de la perforación (104), por ejemplo, induciendo espuma.

14. El método de cualquiera de las reivindicaciones 10 a 13, en el que los pelets tienen dos aditivos diferentes en el mismo pelet.

15. El método de cualquiera de las reivindicaciones 10 a 14, en el que el uno o más pelets comprenden una pluralidad de pelets, y en el que los pelets son una mezcla de pelets que tienen un aditivo por pelet, teniendo algunos de los pelets un primer aditivo y teniendo otros pelets un segundo aditivo.

16. El método de cualquier reivindicación precedente, en el que los pelets tienen por lo menos dos capas, una primera capa que rodea una segunda capa, por lo menos un aditivo, y un agente densificante, en el que la densidad de la primera capa es diferente de la densidad de la segunda capa.

17. Un método para tratar una conducción que tiene fluidos libres, comprendiendo los fluidos una fase más ligera y una fase más pesada, comprendiendo el método las etapas de:

introducir uno o más pelets en los fluidos libres, comprendiendo dichos pelets productos químicos y teniendo una densidad mayor que la de la fase más ligera pero menor que la de la fase más pesada; y

introducir los productos químicos en la interfase de las dos fases del fluido.