MX2008009485A - Metodos para el tratamiento de formaciones subterraneas con fluidos a base de heteropolisacaridos - Google Patents

Abstract

Se revelan métodos para el tratamiento de formaciones subterráneas con fluidos de tratamiento raídamente hidratables en base a heteropolisacáridos. En particular, la invención se relaciona a métodos de tratamiento con fluidos que contienen un medio acuoso heteropolisacárido, medio acuoso, y un electrolito, en donde los fluidos pueden incluir además una componente de gas, un surfactante y/óun compuesto organoamino. Los fluidos exhiben buenas propiedades reológicas a temperaturas elevadas, y regímenes de hidratación inusualmente rápidos que permiten la utilización de tales fluidos sin la necesidad de tanques de hidratación.

Description

MBT0D08 PARA EL TRATAMIENTO DE FORMACIONES SUBTERRANEAS CON FLUID08 A BASE DE HETEROPOLI8ACARIDOS ANTECEDENTES DE LA INVENCION Esta invención se relaciona a los métodos para el tratamiento de una formación subterránea. En particular, la invención es métodos para el tratamiento de una formación subterránea usando fluidos que contienen heteropolisacáridos. Son usados varios tipos de fluidos en las operaciones relacionadas al desarrollo y la terminación de los pozos que penetran formaciones subterráneas, y a la producción de hidrocarburos gaseosos y líquidos desde los reservónos naturales en esos pozos. Estas operaciones incluyen la perforación de formaciones subterráneas, fracturación de formaciones subterráneas, modificación de la permeabilidad de las formaciones subterráneas, o el control de la producción de arena o agua desde las formaciones subterráneas. Las fluidos empleados en estas operaciones de campo son conocidos como fluidos de perforación, fluidos de terminación, fluidos de trabajo, fluidos de empaquetaduras, fluidos de fracturación, fluidos de estimulación, fluidos de control de conformación ó permeabilidad, fluidos de consolidación, y los similares. Los fluidos más comunes incluyen fluidos rectos, fluidos espumados, y fluidos energizados. En muchas operaciones de estimulación, son usados muy a menudo fluidos que incluyen polímeros como agentes de viscosidad. Los fluidos cargados con polímero requieren invariablemente de hidratación para proveer tiempo suficiente de contacto entre el agua y el polímero de forma tal que éste último pueda hidratarse apropiadamente e impartir suficiente viscosidad a la mezcla. El uso de tanque de hidratación trae con el mismo, costos del equipo asociado y mantenimiento Las tecnologías de fluido que incorporan un componente gaseoso ó un fluido supercrítico para formar una espuma ó fluido energizado son usadas comúnmente en la estimulación de los pozos de petróleo y gas. Por ejemplo, algunos fluidos viscoelásticos tales como los fluidos de fracturación contienen un gas tal como aire, nitrógeno ó dióxido de carbono para proveer un fluido energizado ó espuma. Tales fluidos son formados comúnmente por medio de la inyección de una solución acuosa ("fluido base") concomí tantemente con un gas, más comúnmente nitrógeno, dióxido de carbono ó sus mezclas, dentro de la formación. Entre otros beneficios, la dispersión del gas dentro del fluido base en la forma de burbujas ó gotas aumenta la viscosidad de tal fluido e impacta positivamente su desempeño, particularmente su habilidad para inducir la fracturación hidráulica de la formación, y también su capacidad para transportar sólidos ("propulsores") que con colocados dentro de las fracturas para crear trayectorias a través de las cuales el petróleo ó gas pueda ser producido además. La presencia del gas también mejora el retroflujo del fluido base desde los intersticios de la formación y del paquete de propulsores dentro de la perforación de pozo, debido a la expansión de ese gas una vez que la presión sea reducida en la cabeza del pozo al final de la operación de fracturación. Otros usos comunes de las espumas ó fluidos energizados incluyen la limpieza de la perforación de pozo, empaquetado con grava, diversión ácida, control de pérdida de fluido, y los similares. La viscosidad del fluido en la cual el fluido es dispersado afecta la viscosidad resultante y la estabilidad de la espuma. En general, las espumas son más estables y viscosas a medida que la viscosidad del fluido base aumenta. Por esta razón, polímeros de alto peso molecular son agregados comúnmente para aumentar la viscosidad del fluido base. Los polímeros usados comúnmente para las operaciones de fracturación son loe polieacáridoe tales como celulosa, derivados de celulosa, goma guar, derivados de goma guar, goma xanthan, ó polímeros sintéticos tales como poliacrilamidas y copolímeros de poliacrilamida. La incorporación de entrecruzadotes dentro del fluido aumenta la viscosidad del fluido base. El entrecruzamiento consiste de la fijación de dos cadenas poliméricas por medio de la asociación química de tales cadenas a un elemento o grupo químico común, por lo que tal elemento ó grupo es referido como el entrecruzador. Entrecruzadotes típicos son los iones de metal polivalentes, más a menudo iones de circonio ó titanio, ó iones de borato. El entrecruzamiento es muy sensible al pH prevalerte, Por ejemplo, el entrecruzamiento con iones de borato solamente puede ser efectuado en un medio alcalino (pH > 8). Sistemas reguladores de pH ("compensadores") son requeridos a menudo para lograr un entrecruzamiento efectivo con los iones de metal. Los fluidos de fracturación espumados y energizados invariablemente contienen "espumadores", más comúnmente surfactante ó mezcla de surfactantes que facilitan la dispersión del gas dentro del fluido base en la espuma de burbujas ó gotas pequeñas, y confieren estabilidad a la dispersión por medio del retardo de la coalescencia ó recombinación de tales burbujas ó gotas. Los fluidos de fracturación espumados y energizados son descritos generalmente por sus calidades de espuma, i.e. la proporción de volumen de gas al volumen de espuma. Sí la calidad de la espuma está entre 52% y 95%, el fluido es llamado convencionalmente espuma, y por debajo de 52%, un fluido energizado. Sin embargo, tal como es usado aquí, el término "fluido energizado" está definido como cualquier mezcla estable de gas y líquido, independientemente del valor de la calidad de espuma. Los fluidos rectos generalmente no contienen el componente gas.

La fracturación hidráulica es una técnica de estimulación efectuada en pozos de petróleo ó gas para aumentar la producción del fluido desde los reservónos subterráneos. Fluidos ingeniados especialmente, incluyendo fluidos rectos y energizados espesados con surfactantes viscoelásticos ó agentes poliméricos de gelación, a menudo son bombeados a altas presiones y regímenes dentro del reservorio a ser tratado, causando que se abra una fractura. Propulsores, tales como cuentas de cerámica ó ranos de arena, son mezclados en forma de una mezcla pastosa con el fluido de tratamiento (referido también como fluido portador) para mantener la fractura abierta una vez que el tratamiento esté terminado. El tratamiento hidráulico crea una comunicación de alta conductividad con un área grande de una formación y desvía cualquier daño que pueda existir en el área cerca de la perforación de pozo. Por consiguiente, es muy importante que el fluido de tratamiento tenga viscosidad suficiente para suspender y transportar el propulsor dentro de la zona de fractura. En algunos casos, no obstante, dependiendo de las condiciones específicas de la formación subterránea ó diseños de trabajo, los fluidos energizados pueden no tener una viscosidad lo suficientemente alta para lograr el transporte y suspensión óptimos del propulsor, resultando así en una pobre colocación del mismo. Pueden ser requeridos niveles aumentados de agente de viscosidad ó surfactantes para lograr una colocación adecuada del propulsor, conduciendo así a crecientes requerimientos de fuente y material. La habilidad para formular fluidos energizados estables adecuados para operaciones de fracturación se ha convertido en una creciente dificultad a medida que aumenta la temperatura de la formación subterránea. El asunto se empeora cuando el dióxido de carbono está presente en la fase de gas, ya que el dióxido de carbono exhibe una alta solubilidad en las soluciones acuosas. La alta solubilidad del dióxido de carbono facilita la transferencia de masa entre las burbujas y acelera los mecanismos de desestabilización de la espuma tal como la maduración Ostwald, que conduce finalmente a la separación de fase y a la pérdida de la viscosidad del fluido. A mayor abundancia, el dióxido de carbono reacciona con el agua para formar ácido carbónico. La formación del ácido carbónico impone un ambiente de bajo pH para el fluido (típicamente en la escala de 3,5 - 4), impidiendo así el control de pH necesario para un entrecruzamiento eficiente con los iones de borato y a menudo con otros iones metálicos. La exposición a un bajo pH y altas temperaturas promueve la degradación de las cadenas poliméricas, particularmente si son usados polisacáridos como agentes de viscosidad, contribuyendo de esta manera a la pérdida referida de estabilidad y viscosidad de la espuma. La necesidad de identificar químicos adecuados para formular espumas viscosas y fluidos energizados que contengan dióxido de carbono, particularmente a temperaturas elevadas en exceso de aproximadamente 93° C, más particularmente a temperaturas en exceso de aproximadamente 121° C, es conocida por aquellos peritos en la materia. Ampliando un poco más, existen necesidades por métodos mejorados para utilizar esas formulaciones en el tratamiento y la fracturación de las formaciones subterráneas penetradas por una perforación de pozo. Por lo tanto, existe la necesidad por fluidos energizados estables para los tratamientos de los campos petroleros que exhiban capacidades excelentes de transporte y suspensión de propulsor a temperaturas elevadas. Un fluido que puede lograr lo anterior sería altamente deseable. Estas necesidades son logradas por lo menos en parte por la siguiente invención. COMPENDIO DE LA INVENCION La invención revela métodos para el tratamiento de formaciones subterráneas penetradas por una perforación de pozo usando fluido que contiene un heteropoUsacárido, un componente opcional de gas, un electrolito, un surfactante opcional, y pude incluir además un compuesto organoamino. Los fluidos usados en el método son hidratables rápidamente, tienen un reología adecuada para una buena suspensión y transporte del propulsor, y cuando son usados como una espuma, exhiben también una excelente estabilidad contra la separación de fase tanto a temperaturas moderadas como altas. En una forma de realización de la invención, el método incluye el tratamiento de una formación subterránea que incluye la preparación en la superficie de un lugar del pozo de una fluido acuoso que incluye un medio acuoso, un heteropoUsacárido, un electrolito, e inyectar el fluido dentro de una perforación de pozo que penetre a la formación con una presión suficiente para el tratamiento de la formación subterránea, siempre que el fluido no sea introducido dentro de un tanque de hidratación antes de la inyección dentro de la perforación de pozo con los propósitos de hidratar el fluido. En otra forma de realización de la invención, el método usa fluidos acuosos para el tratamiento de una perforación de pozo que contienen dióxido de carbono como un componente de gas incorporado en una cantidad desde aproximadamente 40% hasta aproximadamente 70% del volumen total del fluido, heteropoUsacárido de goma diutan incorporado en una cantidad desde aproximadamente 0,01% hasta aproximadamente 1,0% por peso del peso total de fase líquida, un surfactante zwitteriónico incorporado en una cantidad desde aproximadamente 0,05% hasta aproximadamente 2,00% por peso del peso total de fase líquida, y cloruro de potasio como electroUto incorporado en una cantidad desde aproximadamente 1% hasta aproximadamente 8% por peso del peso total de fase Uquida. En algunas formas de realización de la invención, los fluidos de tratamiento contienen también tetraetüenopentamina incorporado en una cantidad desde aproximadamente 0,05% hasta aproximadamente 1,00% por peso del peso total de fase líquida. La invención incluye además el uso de fluidos que consisten de un medio acuoso, un componente de gas, un heteropolisacárido, un electrolito, y surfactante para fracturar una formación subterránea, para las operaciones de limpieza y el empaquetado con grava de una perforación de pozo. BREVE DESCRIPCION DE LOS DIBUJOS La Figura 1 muestra un par de representaciones gráficas la Ib que ilustran los beneficios de la viscosidad a alta temperatura de un heteropolisacárido "esfingano" representativo sobre los polisacáridos usados típicamente en las operaciones de fracturación con espuma tales como las guars de carboximetil hidroxipropil y la goma xanthan entrecruzadas. La Figura 2 muestra una serie de figuras gráficas 2a 2b 2c 24 que ilustran la viscosidad de los fluidos energizados que consisten de dióxido de carbono y un heteropolisacárido esfingano representativo como una función de tiempo para las temperaturas que son significativas para las operaciones de fracturación con espuma. La Figura 3 muestra un par de figuras gráficas 3a 3b que ilustran los efectos benéficos de un electrolito y un compuesto organoamino sobre la viscosidad del fluido energizado. La Figura 4 muestra fluidos a base de diutan con 0,1% por peso de TMAC, alcanza casi el 100% de hidratación después de 5 segundos de mezclado, y con 2% por peso de salmuera de KC1, produce 85% de hidratación después de 30 segundo, y muestra también como los fluidos a base de guar producen un % de hidratación significativamente inferior bajo las miemas condiciones de experimentación.

La Figura 5 es una representación esquemática de la distribución del equipo para las pruebas de hidratación A y B en el ejemplo 5. La Figura 6 ilustra el % de hidratación de las muestras recogidas durante la prueba A del ejemplo 5 (0,3% por peso de diutan en 0,1% por peso de solución TMAC) . La Figura 7 ilustra el % de hidratación de las muestras recogidas durante la prueba B del ejemplo 5 (0,3% por peso de diutan en 2% por peso de solución C1). La Figura 8 muestra una representación gráfica que ilustra los beneficios de la viscosidad de un heteropoli sacando representativo sobre los polisacáridos usados típicamente en las operaciones de fracturación con espuma tales como goma guar. DESCRIPCION DETALLADA DE LA FORMA DE REALIZACION PREFERIDAS Las descripción y los ejemplos son presentados únicamente con el propósito de ilustrar las formas de realización de la invención y no deben ser consideradas como una limitación para el alcance y aplicabilidad de la invención. Aunque las composiciones de la presente invención están descritas aquí como consistiendo de ciertos materiales, se comprenderá que la composición pudiera consistir opcionalmente de dos ó más materiales diferentes. En adición, la composición puede consistir también de algunos componentes diferentes a los ya citados. En el resumen de la invención y en esta descripción detallada, cada valor numérico será leído una vez tal como está modificado por el término "aproximadamente" (a menos que esté expresado ya modificado), y luego leído de nuevo como no modificado a menos que indique lo contrario en el contexto. La invención revela métodos para el tratamiento de las formaciones subterráneas. En particular, la invención usa fluidos acuosos para el tratamiento de perforación de pozo que consisten de un heteropolisacárido, siempre que los fluidos no sean introducidos en un tanque de hidratación antes de su inyección dentro de una perforación de pozo para los propósitos de hidratar el fluido. Tal como se usa aquí, el término "fase líquida" significa todos los componentes del fluido excepto una fase de gas. El término "gas" es usado aquí para describir cualquier fluido en un estado gaseoso ó en un estado supercrítico, en donde el estado gaseoso se refiere a cualquier estado para el cual la temperatura del fluido está por debajo de su temperatura crítica y la presión del fluido está por debajo de la presión de vapor. Tal como se usa aquí, los términos "fluido energizado" y "fluido" son usados intercambiablemente para describir cualquier mezcla estable de fase de gas y fase líquida, incluyendo las espumas, independientemente del valor de calidad de la espuma, i.e. la proporción de volumen de gas a al volumen total de las fases de gas y líquida. Los fluidos energizados con usados a menudo en la estimulación de los pozos de petróleo y de gas, y son formados y aplicados por medio de la inyección de una solución acuosa concomitantemente con un gas (más comúnmente nitrógeno, dióxido de carbono ó sus mezclas). La dispersión del gas dentro del fluido base en la forma de burbujas aumenta la viscosidad de ese fluido e impacta positivamente su desempeño, particularmente su habilidad para inducir de manera efectiva la fracturación hidráulica de la formación, y también su capacidad para transportar sólidos, tales como propulsores. La presencia del gas mejora también el retroflujo del fluido. Es sabido comúnmente que los fluidos energizados estables ó espumas con propiedades Teológicas adecuadas para las operaciones de campo se convierten crecientemente en difíciles cuando la temperatura de la formación está sobre 121° C, ó aún hasta 150° C.

Se ha descubierto inesperadamente que la combinación de un heteropolisacárido, tal como un esfingano con un electrolito, provee un fluido acuoso de tratamiento de pozo que se hidrata rápidamente, y tiene excepcionales propiedades Teológicas, capacidades de suspensión de partículas y transporte de las mismas. Cuando son usados con un componente de gas y un surfactante, los fluidos pueden exhibir también una estabilidad mejorada de la fase de gas, especialmente a temperaturas elevadas. Como tales, los fluidos acuosos usados en los métodos de la invención incluyen un medio acuoso, un heteropolisacárido, un electrolito, y opcionalmente un componente de gas y un surfactante. El medio acuoso es usualmente agua ó salmuera. Los fluidos pueden incluir también un compuesto organoamino. Cuando son usados en métodos de fracturación, las formas de realización de la invención pueden incluir además un propulsor. Los métodos de la invención usan fluidos que incorporan un heteropolisacárido que realmente se hidrata. En algunas formas de realización, el fluido a base de polímero heteropolisacárido alcanza un nivel de aproximadamente 85 por ciento de hidratación ó mayor dentro de un minuto a partir del mezclado con un medio acuoso en un mezclador apropiado, tal como un mezclador ó un mezclador de torbellino de escala completa, por ejemplo. El porcentaje de hidratación usado aquí está basado en las mediciones de viscosidad, tales como aquéllas hechas con un viscosímetro Fann35 conocido comúnmente por los peritos en la materia. Para determinar el porcentaje de hidratación, es hecha una primera medida de viscosidad en un fluido aproximadamente a 1 minuto después de la mezcla del polímero y el medio acuoso, y una segunda medida aproximadamente a 30 minutos después del mezclado. Para los propósitos de esta revelación, la proporción de la medición de 1 minuto a la medición de 30 minutos es considerada el porcentaje de hidratación. Los métodos para tratamiento de la invención son útiles en las operaciones de campo, incluyendo aquellas operaciones como la fracturación de las formaciones subterráneas, modificación de la permeabilidad de las formaciones subterráneas, limpieza de la fractura o de la perforación de pozo, fracturación ácida, acidificación de la matriz, empaquetado con grava ó control de arena, y las similares. Otra aplicación incluye la colocación de un tapón químico para aislar zonas ó para ayudar en una operación de aislamiento. Estos métodos pueden ser usados a cualquier temperatura de formación adecuada. Cuando está incorporado, el componente de gas de los fluidos útiles en la invención puede ser producido a partir de cualquier gas adecuado que forme un fluido energizado cuando es introducido dentro del medio acuoso. Ver, por ejemplo, la Patente E.U.A. No. 3.937.283 (Blazer et al.). Preferiblemente, el componente gas es nitrógeno, aire, dióxido de carbono, argón, y cualesquiera mezclas de los mismos. Más preferiblemente el componente has consiste de dióxido de carbono, en cualquier calidad disponible rápidamente. El componente gas ayuda en la operación de fracturación y en el proceso de limpieza de la perforación de pozo. El fluido puede consistir desde aproximadamente 10% hasta aproximadamente 90% por volumen de componente gas en base al porcentaje de volumen de fluido total, y más preferiblemente desde aproximadamente 40% hasta aproximadamente 70% por volumen de componente gas en base al porcentaje de volumen de fluido total. Los fluidos usados en los métodos de la invención incluyen un heteropolisacárido. Aunque puede ser usado cualquier heteropo sacárido adecuado, los polisacáridos microbianos conocidos comúnmente como esfinganos son comúnmente útiles. Los esfinganos son generalmente heteropolisacáridos capsulares acídicos segregados por la bacteria Sphingomonas tal como está descrito por Pollock, T. J., Grupo Esfingano de Heteropolisacáridos (EPS), en Biopolímeros, Vol. 5, E. J. Vandamme, S. DeBaets, y A. Steinbüchel, Editora.2002, Wiley-VCH Verlag GMBH, p.239- 258. En algunas formas de realización de la invención, el heteropolisacárido es un esfingano ó un derivado de esfingano que tiene una unidad repitiente de tetrasacárido en la columna vertebral polímera tal como está representado por la fórmula química: R* iva: l R1 R" i i 6 6 -3)(i-i>-Gk(l-?4) (J-D-G1CA (1-4) ß-D-Gk; (1-4) a-L-X (I 4 2 3 2 3 - 1 i I T 1 * í ! í t 2 R4 s I RN R" R'« en donde están presentes por lo menos tres sacáridos diferentes en la unidad repitiente, incluyendo tales sacáridos D-glucosa (D-Glc), D-ácido glucorónico (D-GlcA), y ya sea L-rhamnosa (X=Rha; R" - CH3) ó L-mannosa (X O Man; ; R11 = CH2OH); el peso molecular del peso promedio (Mw) para el heteropolisacárido es desde aproximadamente 105 hasta aproximadamente 107; M+ es cualquier especie iónica efectiva para asociarse vía interacciones electroestáticas con el grupo carboxílico presente en la unidad D-ácido glucorónico, en donde M+ incluye, por ejemplo, pero no limitado a: H+, Na+, K+, NH4+, Va Ca+2 y Va Mg+2; substituyentes para las posiciones número 2 de todas las unidades sacáridas (R3, R5, R8, y R10), substituyentes para las posiciones número 3 de la posición ligada al número 4 de las unidades sacáridas (R4, R7, y R9), substituyente para la posición número 4 de la posición ligada al número 3 de las unidades sacáridas (R2), y substituyentes para las posiciones número 6 de las unidades D-glucosa (R1 y R6) pueden ser a manera no limitante un hidrógeno (-H), metilo (-CH3), acet lo (-COCH3), glicerilo (-COCH2(OH)CH2OH) ó un grupo sacárido que contiene de una a tras unidades sacáridas, en donde las unidades sacáridas presentes en el grupo lateral sacárido incluyen, pero no están limitadas a: DE-glucosa. D-ácido glucorónico, D-ácido galacturónico, L-rhamnosa, L-mannosa, D-mannosa, 2,3:5,6-gi-0-isopropilideno-D-mannofuranosa, 2,3-0-isopropilideno-D-ribono-1.4-lactona, 3.4-0-isopropilideno-D-mannitol, D-arabinosa, D-eritrosa, L-eritrosa, D-fucosa, L-fucosa, lactulosa, D-lixosa, maltulosa, L-mannitol, D-mannono- 1 ,4-lactona, L-mannono-l ,4-lactona, metil-a-D-fucoiranosida, D-ácido ribónico, D-ribono-1,4-lactona, I^ribosa, D-sorbosa, D-tagarosa, D-talitol, D-talosa, I^xilosa, y los similares, y cualesquiera derivados. También, los substituyentes R* al R^ de arriba pueden diferir de unidad repitiente a unidad repitiente dentro de la estructura química de la columna vertebral del heteropoüsacárido. Por ejemplo, R1 pudiera ser hidrógeno (-H) en una unidad repitiente y un grupo acetilo (-COCH3) en la siguiente unidad repitiente. Los esfiganos adecuados ó esfinganos derivados incluyen, pero no están limitados necesariamente a, los siguientes heteropoüsacáridos y los derivados de los mismos: goma gellan tal como descrito en Kuo, M. S., A. J. Mort, y A. Dell, Identificación y colocación de I^-glicerato, un sustituyente acüo inusual en la goma gellan, Investigación de Carbohidratos, 1986, 156: p- 173-187, en donde Rl, R2, R3, R4, R5, R6, R7, R8, R9 y R10 son grupos hidrógeno (-H), y R11 es un grupo metilo (-CH3) (ó X = Rha); goma welan tal como descrita por Stankowski, J. D. y S. G. Zeller, Colocación del grupo O-acetil en welan por medio del método reductivo-exfoliativo, Investigación de Carbohidratos, 1992, 224: p. 337-341, en donde R1, R2, R3, R4, R5, R6, R7, R8, R9 y R10 son grupos hidrógeno (-H), y R11 es un grupo metilo (-CH3) (ó X = Rha), y R7 es un grupo a-I^rahmnosa ó un grupo L-mannosa (a-L-Rha (1 -?, ó un a-L-Man( 1 ? ); goma diutan tal como descrita por Chowdhury, T. A. et al., Estudios estructurales de un polisacárido extracelular, S-657, elaborado por medio de Xanthomonas ATCC 53156, Investigación de Carbohidratos, 1987, 164: p. 117- 122, en donde R1, R2, R3, R , RS? R6> R7? RS> RQ Y RIO 8n grupos hidrógeno (-H), Ri i es un grupo metilo (-CH3) (ó X = Rha), y R7 es dos grupos a-L-rahmnosa unidos en las posiciones 1,4 del anillo, (a-L-Rha (1 ? 4 ) a-L-Man(l ? ). La goma diutan puede ser referida también como polisacárido S-8 en la literatura; goma rhamsan tal como descrita por Jansson, P. E., et al., Estudios estructurales de un polisacárido extracelular, S-194, elaborado por medio de Alcal genos ATCC 31961 , Investigación de Carbohidratos, 1986, 156: p. 157- 163, en donde R2, R3, R4, R¾, R*, R?, R8, RS y Rio son grupos hidrógeno (-H), y R1 es dos grupos B-D-glucosa unidos en las posiciones 1,6 del anillo, (B-D-Glc (1 ? 6 ) B-D-Glc (1 ? ); heteropolisacárido S-88 tal como descrito por Jansson, P. E., N. S. Kumar y B. Lindberg, Estudios estructurales de un polisacárido, S-88, elaborado por medio de Pseudomonas ATCC 33154, Investigación de Carbohidratos, 1986, 156: p. 165- 172, en donde R1, R2, R3, R\ R5, R6, R7, R8, R9 y R10 son grupos hidrógeno (-H), R11 es un grupo metilo (-CH3) (X = Rha), ó grupo metilol (-CHaOH) (X = Man), y R7 es un grupo a-L-rahmnosa (a-L-Man(l ? ); heteropolisacárido S- 198 tal como descrito por Chowdhury, T. A., B. Lindberg, y U. Lindquist, Estudios estructurales de un polisacárido, S-198, elaborado por medio de Alcalígenos ATCC 31853, Investigación de Carbohidratos, 1987, 161: p. 127- 1 132, en donde R1, R3, R4, R5, R*, R?, R», R9 Y IO gon grupos hidrógeno (-H), R" es un grupo metilo (-CH3) (X = Rha), ó grupo metilol (-CHaOH) (X -Man), y R2 es un grupo a-L-rahmnosa (a-L-Man(l ? ); y heteropolisacárido NWl 1 tal como descrito por Pollock, T. J., Grupo Esfingano de Heteropolisacáridos (EPS), en Biopolímeros, Vol. 5, E. J . Vandamme, S. DeBaets, y A. Steinbüchel, Editora. 2002, Wüey-VCH Verlag GMBH, p. 239-258., en donde R R2, R3, R4, R5, R6, Rr, RS J R9 Y RIO grupos hidrógeno (-H), R11 es un grupo metilol (-CH2OH) (X = Man). Preferiblemente, el heteropolisacárido usado en los fluidos de la invención es una goma diutan que tiene una unidad repitiente tetrasacárido en la columna vertebral polímera tal como está representada por la fórmula química: ó representada por el esquema de fórmula alternativa: -3)H-i Gk (1-4) (i-u-GlcA (1-4) |}-i>-Gk <l?4) a-t.-Rlia (I — 3 ? 1 a-?-Rha (l-'4)a-i.-Rha en donde M+ es cualquier especie iónica efectiva para asociarse vía interacciones electroestáticas con el grupo carboxüico, en donde M+ incluye, por ejemplo, pero no limitado necesariamente a: H+, Na+, K+, NH4+, Va Ca+2 y ¼ Mg*2; y el paso molecular del peso promedio (Mw) para la goma diutan es desde aproximadamente 105 hasta aproximadamente 107. Los heteropolisacáridos diutan están disponibles, por ejemplo, de CP elco del 123 North Wacker Dr., Suite 2000 Chicago IL 60606 E.U.A., y pueden ser usados también ya sea en forma entrecruzada, o sin entrecruzador. La diutan está compuesta generalmente de carbohidratos, aproximadamente 12% de proteína y aproximadamente 7% de grupos acilo (calculado como O-acetilo), en donde la porción de carbohidratos contiene aproximadamente 19% de ácido glucurónico, y \os azúcares neutrales rhamnosa y glucosa está presentes en la proporción aproximada de 2 : 1. Los detalles para la preparación están dados en la Patente E.U.A. No. 5.175.278 (Peik et al.). Los grupos O-acetilo también pueden estar presentes en la posición número 2 y las posiciones 2,6 de la unidad de DS-glucosa de 3 uniones tal como descrito por Diltz, S. y S. G. Zeller, Colocación del grupo O-acetilo en S-657 usando el método reductivo-exfoliativo. Investigación de Carbohidratos, 2001, 331: p. 265-270. los heteropolisacáridos son incorporados dentro de los fluidos usados en la invención en cantidades que abarcan desde aproximadamente 0,01 % hasta aproximadamente 1,0 % por peso del peso total de la fase líquida ,y preferiblemente desde aproximadamente 0,05% hasta aproximadamente 0,6% por peso del peso total de la fase liquida. El término fase liquida significa todos los componentes del fluido excepto cualquier componente de gas. En algunas formas de realización, el heteropolisacárido puede ser entrecruzado con un entrecruzador adecuado. El agregado de entrecruzadotes al fluido puede aumentar además la viscosidad del fluido. El entrecruzamiento consiste de la unión de dos cadenas poliméricas mediante la asociación química de tales cadenas a un elemento ó grupo químico común. Los entrecruzadotes adecuados pueden consistir de un grupo químico que contenga un ion metal polivalente tal como, pero no limitado necesariamente a, cromo, hierro, boro, aluminio, titanio, y circonio. Los fluidos usados en la invención incluyen un electrolito que puede ser un ácido orgánico, sal de ácido orgánico, sal inorgánica ó un polielectrolito. Los usos de las mezclas de los miembros anteriores están contemplados específicamente como cayendo dentro del alcance de la invención. Este miembro estará presente típicamente en una cantidad menor (e.g. menos de aproximadamente 30% por peso de la fase líquida). El ácido orgánico es típicamente un ácido sulfónico ó un ácido carboxílico, y el contra-ion de las sales orgánicas es típicamente un sulfonato ó un carboxilato. Representativos de tales moléculas orgánicas incluyen varios sulfonatos y carboxilatos aromáticos tales como sulfonato p-tolueno, sulfonato naftaleno, ácido clorobenzoico, ácido salicílico, ácido itálico y los similares, en donde tales contra-iones son solubles en agua. Los ácidos orgánicos más preferidos son ácido fórmico, ácido cítrico, ácido 5-hidroxi-l-naftoico, ácido 5-hidroxi-l-naftoico, ácido 65-hidroxi-l-naftoico, ácido 7-hidroxi-l-naftoico, ácido l-hidroxi-2-naftoico, ácido 3-hidroxi-2-naftoico, ácido 5-hidroxi-2-naftoico, ácido 7-hidroxi-2-naftoico, ácido 1 ,3-dihidroxi-2-naftoico, y ácido 3,4-diclorobenzoico. Las sales inorgánicas que son particularmente adecuadas incluyen, pero no limitado necesariamente a, potasio soluble en agua, sodio, y sales de amoníaco, tales como cloruro de potasio y cloruro de amoniaco. Adicionalmente también pueden ser usados, cloruro de magnesio, cloruro de calcio, bromuro de calcio, haluro de cinc, carbonato de sodio, y sales de bicarbonato de sodio. Cualesquiera mezclas de las sales inorgánicas pueden ser usadas también. Las sales inorgánicas pueden ayudar en el desarrollo de una viscosidad aumentada que es característica de los fluidos preferidos. Además, la sal inorgánica puede ayudar en el mantenimiento de la estabilidad de una formación geológica a la cual el fluido es expuesto. La estabilidad de la formación y en particular la estabilidad de la arcilla (por medio de la inhibición de la hidratación de la arcilla) es lograda a un nivel de concentración de un bajo porcentaje por peso y como tal la densidad del fluido no es alterada de manera significativa por la presencia de la sales inorgánicas a menos la densidad del fluido se convierta en una consideración importante, en cuyo punto, pueden ser usadas sales inorgánicas más pesadas. En una forma de realización de la invención, el electrolito es cloruro de potasio. El electrolito es usado preferiblemente en una cantidad de desde aproximadamente 0,01% por peso hasta aproximadamente 12,0% por peso de la fase líquida total, y más preferiblemente desde aproximadamente 1,0% por peso hasta aproximadamente 8,0% por peso del peso de la fase líquida total. Los fluidos acuosos usados en las formas de realización de la invención también pueden consistir de un compuesto organc>amino. Ejemplos de compuestos organoamino incluyen, pero no limitado necesariamente a, tetraetilenopentamina, trietilenotetramina, pentaetüenhexamina, trietano-lamina, y los similares, ó cualesquiera mezclas de los mismos. Cuando son usados los compuestos organoamino en los fluidos de la invención, loe miamos son incorporados en una cantidad desde aproximadamente 0,01% por peso hasta aproximadamente 2,0% por peso en base al peso de la fase líquida total. Preferiblemente, cuando es usado, el compuesto organoamino es incorporado en una cantidad desde aproximadamente 0,05% por peso hasta aproximadamente 1,0% por peso en base al peso de la fase líquida total. Un compuesto organoamino particularmente útil es tetraetilenopentamina. Los fluidos energizados usados en algunas formas de realización del método de acuerdo a la invención incluyen también un surfactante. Puede ser usado cualquier surfactante por el cual su habilidad para ayudar en la dispersión y /ó estabilización del componente de gas dentro del fluido base que es rápidamente aparente para aquellos peritos en la materia. Los surfactantee viscoelásticos, tales como aquéllos descritos en la Patente E.U.A. No. 6.703.352 (Dahayanake et al.) y 6.482.866 (Dahayanake et al.), son también adecuados para el uso en los fluidos de la invención. En algunas formas de realización de la invención, el surfactante es un surfactante iónico. Ejemplos de surfactantes iónicos adecuados incluyen, pero no limitado a, surfactantes amónicos tales como carboxilatos alquilo, carboxilatos alquil éter, sulfates alquilo, sulfatas alquil éter, sulfonatos alquilo, sulfonatos a-olefina, sulfatos alquil éter, fosfatos alquilo y fosfatos alquil éter. Ejemplos de surfactantes iónicos adecuados también incluyen, pero no limitado a, surfactantes catiónicos tales como los compuestos de aminas alquilo, diaminas alquilo, amina alquil éter, amoniaco alquil cuaternario, amoniaco dialquil cuaternario, y amoniaco éster cuaternario. Los ejemplos de surfactantes iónicos incluyen también, pero no limitado a, los surfactantes que son considerados usualmente como surfactantes zwitteriónicos y en algunos casos como surfactantes amfotéricos tales como las betainas alquilo, betainas alquil amido, suitaínas alquil amido, imidazolinas alquilo, óxidos alquil amina y carboxilatos amoníaco alquil cuaternario. El surfactante amfotérico es una clase de surfactante que tiene tanto una mitad cargada positivamente como una mitas cargada negativamente por sobre una cierta escala de pH (e.g. típicamente ligeramente ácida) , solamente una mitad cargada negativamente sobre una cierta escala de pH (e.g. típicamente ligeramente alcalina) y solamente una mitad carga positivamente en una escala diferente de pH (e.g. típicamente moderadamente acídica), mientras que un surfactante zwitteriónico tiene una mitad de carga positiva de manera permanente en la molécula independientemente del pH y una mistad cargada negativamente a un pH alcalino. En algunas formas de realización de la invención, el surfactante es una surfactante canónico, zwitteriónico ó amfotérico que contiene un grupo amina ó un grupo amoniaco cuaternario en su estructura química ("surfactante amina funcional"). Un surfactante particularmente útil es la amina alquilo amfotérica contenida en la solución surfactante Aquat 944® (disponible de Baker Petrolite del 12645 W. Aierport Blvd..., Sugar Land, 77478 E.U.A. Otro surfactante particularmente útil es la sultaina alquil amino amfotérica contenida en la solución surfactante Mirataine CBS (disponible de Rhodia Inc., 259 Prospect Plains Road CN 7500 Cranbury, NJ 08512-7500). En otras formas de realización de la invención, el surfactante es una mezcla de dos ó más de los surfáctantes antes descritos, ó una mezcla de cualquier surfactante ó surfáctantes arriba descritos con uno ó más surfáctantes noniónicos. Ejemplos de surfáctantes noniónicos adecuados incluyen, pero no limitado a, etoxilatos alquil alcohol, etoxilatos alquil fenol, etoxilatos alquil ácido, etoxilatos alquil amina, alcanoatos sorbitan y etoxilatos alcanoatos sorbitan. Cualquier cantidad efectiva de surfactante ó mezcla de surfáctantes puede ser usada en los fluidos energizados acuosos de la invención. Preferiblemente los fluidos incorporan el surfactante+o mezcla de surfáctantes en una cantidad de aproximadamente 0,02% hasta aproximadamente 5% por peso del peso de la fase líquida total, y más preferiblemente desde aproximadamente 0,05% hasta aproximadamente 2% por peso del peso de la fase líquida total. Reductores de fricción pueden ser incorporados también dentro de los fluidos de la invención. También, los polímeros tales como poliacrilamida, metacrilato poliisobutilo, metacrilato polimetilo, y poliisobutileno así como también los reductores de fricción solubles en agua tales como goma guar, derivados de goma guar, poUacrilamida, y óxido polietileno pueden ser usados. Los químicos comerciales de reducción de arrastre tales como aquéllos vendidos por Conoco Inc. bajo la marca registrada "CDSR" tal como descrito en la Patente E.U.A. No. 3.692.676 (Cutler et al.) ó reductores de fricción tales como aquéllos vendidos por Chemlink designado bajo las marcas registradas "FLO 1003, 1004, 1005 & 1008" se han encontrado también como siendo efectivos. Estas especies poliméricas agregadas como reductores de fricción ó mejoradotes del índice de viscosidad pueden actuar también como excelentes aditivos de pérdida de fluido reduciendo ó aún eliminando la necesidad de aditivos convencionales de pérdida de fluido.

Los métodos de la invención pueden consistir también de un rompedor usado en el fluido. El propósito de este componente es "romper" ó disminuir la viscosidad del fluido de manera tal que este fluido sea recuperado más fácilmente desde la formación durante la limpieza. Con respecto al rompimiento de la viscosidad, pueden ser usados oxidantes, enzimas, ó ácidos. Los rompedores reducen el peso molecular por medio de la acción de un ácido, un oxidante, una enzima, ó alguna combinación de los mismos en el mismo polímero. En el caso de los gels entrecruzados con borato, aumentando el pH y, así, aumentando la concentración efectiva del entrecruzador activo, el anión borato, crea reversiblemente los entrecruces borato. Disminuyendo el pH puede eliminar fácilmente las uniones rx>rato/polímero. A un pH alto sobre 8, el ion borato existe y está disponible para el entrecruce y causar gelación. A un pH bajo, el borato está atado por el hidrógeno y no está disponible para el entrecruce, de esta manera la gelación causada por el ion borato es reversible. Los fluidos útiles en los métodos de la invención pueden incluir partículas propulsoras que son substancialmente insolubles en los fluidos de la formación. Las partículas propulsoras transportadas por el fluido de tratamiento permanecen en la fractura creada, manteniendo así abierta la fractura cuando la presión de fracturación es liberada y el pozo es puesto en producción. Los materiales propulsores adecuados incluyen, pero no limitado a, arena, conchas de nuez, bauxita aglomerada, cuentas de vidrio, materiales cerámicos, materiales de origen natural, o materiales similares. Las mezclas de propulsores también pueden ser usadas. Si es usada arena, la misma será típicamente desde aproximadamente 20 hasta aproximadamente 100 U. S. Standard Mesh en tamaño. Los materiales de origen natural pueden ser no derivados y/ó sin procesar, así como también los materiales a base de materiales de origen natural que han sido procesados y/ó derivados. Ejemplos adecuados de materiales particulados de origen natural para usar como propulsores incluyen, pero no limitado necesariamente a: conchas de nueces molidas ó trituradas de nueces tales nogal, coco, pecan, almendra, nuez de marfil, nuez de brasil, etc.; las conchas de semillas molidas ó trituradas (incluyendo los corozos de frutas) de semillas de frutas tales como ciruela, aceitunas, melocotón, durazno, etc.,; conchas de semillas molidas o trituradas de plantas tales como maíz, (e.g. mazorcas o tuzas), etc.; materiales de madera procesada tales como aquéllos derivados de maderas tales como roble, nogal americano, nogal, álamo, caoba, etc. Incluyendo aquellas maderas que han sido procesadas por medio de lijado, descortezado, u otra forma de particularización, procesamiento, etc. Mayor información sobre nueces y las composición de las mismas puede encontrase en la Enciclopedia de Tecnología Química, Editada by Raymond E. Kira y Donald F. Othmer, Tercera Edición, John Wiley & Sons, Volumen 16, páginas 248-273 (intitulada "Nueces"), Marca Registrada 1981. La concentración de propulsor en el fluido puede ser cualquier concentración conocida en la técnica, y preferiblemente estará en la escala de desde aproximadamente 0,05 hasta aproximadamente 3 kilogramos de propulsor agregado por litro de fase líquida. También, cualquiera de las partículas propulsoras puede estar revestida además con una resina para mejorar potencialmente la fuerza, habilidad de agrupamiento, y propiedades de retroflujo del propulsor. El medio acuoso usado en las formas de realización del método de la invención puede ser agua ó salmuera. En estas formas de realización de la invención en donde el medio acuoso es una salmuera, la misma es agua que consiste de una sal inorgánica ó sal orgánica. Las sales inorgánicas preferidas incluyen los haluros de metal álcali, más preferiblemente cloruro de potasio. La fase portadora de salmuera también puede consistir de una sal orgánica, más preferiblemente formato de sodio ó potasio. Las sales divalentes inorgánicas preferidas incluyen haluros de calcio, más preferiblemente cloruro de calcio ó bromuro de calcio. También pueden ser usados bromuro de sodio, bromuro de potasio, o bromuro de cesio. La sal es seleccionada por razones de compatibilidad, i.e. cuando el fluido de perforación del reservorio usó una fase de salmuera particular y la fase de salmuera del fluido de terroinación/limpieza es seleccionado para tener la misma fase de salmuera. También puede estar incluido un componente de fibra en los fluidos para lograr una variedad de propiedades incluyendo el mejoramiento de la suspensión de la partícula, y las capacidades de transporte de la partícula, y la estabilidad de la fase de gas. Las fibras usadas pueden ser de naturaleza hidrófüa o hidrófoba, pero las fibras hidrófüas son las preferidas. Las fibras pueden ser cualquier material fibroso, tal como, pero no limitado necesariamente a, fibras orgánicas naturales, materiales de plantas miniaturizados, fibras de polímero sintéticas (a manera de ejemplo no limitante poliéster, poliaramida, poliamida, novoloid ó un polímero tipo novoloid), fibras orgánicas sintéticas fibrüadas, fibras de cerámica, fibras inorgánicas, fibras metálicas, fibras de carbón, fibras de vidrio, fibras de cerámica, fibras de polímero natural, y cualesquiera mezclas de las mismas. Fibras particularmente útiles son las fibras de poliéster revestidas para ser altamente hidrófüas, tales como, pero no limitado a, DACRON® Fibras de polietileno tereftalato (PET) disponible de Invista Corp., Wichita, S, E.U.A. 67220. Otros ejemplos de fibras útiles incluyen, pero no limitado necesariamente a, fibras poliéster de ácido poliláctico, fibras poliéster de ácido poliglicólico, fibras de alcohol polivinilo, y las similares. Cuando son usadas en los fluidos de la invención, el componente de fibra puede ser incluido en concentraciones desde aproximadamente 1 hasta aproximadamente 15 gramos por litro de la fase líquida del fluido, preferiblemente la concentración de fibras es desde 2 hasta aproximadamente 12 gramos por litro de líquido, y más preferiblemente desde aproximadamente 2 hasta aproximadamente 10 gramos por litro de líquido. Los fluidos usados en las formas de realización del método de la invención pueden consistir además de otros aditivos y químicos que son bien conocidos por ser usados comúnmente en las aplicaciones de campo por los peritos en la materia. Los mismos incluyen, pero no limitado necesariamente a, materiales tales como surfactantes en adición a los mencionados aquí anteriormente, ayudantes de rompedor en adición a los mencionados aquí anteriormente, purificadores de oxígeno, solventes orgánicos, inhibidores de escamas, inhibidores de4 corrosión, aditivos de pérdida de fluido, bactericidas, biocidas, y los similares. También, los mismos pueden incluir un co-surfactante para optimizar la viscosidad ó para minimizar la formación de emulsiones estables que contengan componentes de petróleo crudo ó por lo menos un polímero sacárido adicional que consiste de 1,2-cts hidroxilo ó un polímero polisacárido químicamente modificado que consiste de 1,2-cis hidroxilos, tales como celulosa, derivados de celulosa, goma guar, derivados de goma guar, goma xanthan, ó polímeros sintéticos tales como copolimeros de poliacrilamidas y poliacrilamida. Los fluidos usados en la invención también pueden consistir de un ligando tal como un poliol que consiste de l,2.-cis hidroxilos (glicerol, sorbitol, sales de ácido glucónico, mannitol, y los similares, para ejemplos no limitantes), purificadores de oxígeno tales como tereftalato de sodio ó aún oxidantes tales como persulfato de amoníaco, peróxidos, y brómate de sodio. Cuando los solventes orgánicos son incorporados dentro de los fluidos, puede ser usado cualquier solvente adecuado. También, puede ser incorporada una pluralidad de solventes. Ejemplos de solventes adecuados incluyen hidrocarburos, tales como aceite mineral, solventes oxigenados, tales como los éteres glicol, alcoholes, éteres, cetonas, ésteres, biodiesel, mezclas de solvente oxigenado/ hidrocarburo, y ios similares. Los solventes orgánicos son incorporados típicamente en una cantidad desde aproximadamente 0,05% hasta aproximadamente 70% por peso en base al peso de la fase líquida total, preferiblemente desde aproximadamente 0,1% hasta aproximadamente 35% por peso en base al peso de la fase líquida total. Otra forma de realización de la invención incluye el uso de fluidos de la invención para la fracturación hidráulica de una formación subterránea. Las técnicas para fracturar hidráulicamente una formación subterránea serán conocidas por los peritos en la materia, e involucrará el bobeado del líquido de fracturación dentro del orificio de perforación y hacia fuera dentro de la formación circundante. La presión del fluido es sobre la mínima en la tensión de la roca in situ, creando así ó extendiendo las fracturas en la formación. Ver Manual de Ingeniería de Estimulación, John W. Ely, Pennwell Publishing Co., Tulsa, Okla. ( 1994) Patente E.U.A. No. 5.551.516 (Normal et al.), "ApUcaciones de Campo Petrolero", Enciclopedia de la Ciencia e Ingeniería Polímera, vol. 10, pp. 328-366 (Johm Wiley & Sons, Inc., Nueva York, Nueva York, 1987). En la mayoría de los casos, una fracturación hidráulica consiste en el bombeo de un líquido viscoso libre de propulsores, ó almohadilla, usualmente agua con algunos aditivos de fluido para generar una alta viscosidad, dentro de un pozo más rápido de lo que el fluido pueda escapar dentro de la formación de manera tal que la presión se eleve y la roca se parta, creando fracturas artificiales y/ó para agrandar las fracturas existentes. Luego, las partículas propulsoras son agregadas al fluido para formar una mezcla pastosa que es bombeada dentro de la fractura para evitar su cierre cuando la presión de bombeo sea detenida. La suspensión del propulsor y la habilidad de transporte del fluido de base de tratamiento dependen tradicionalmente del tipo de agente de viscosidad agregado. El uso de fluidos energizados acuosos de acuerdo a la invención disminuye el dominio simple del agente de viscosidad sobre la suspensión del propulsor y la habilidad de transporte, así como también mejora la suspensión del propulsor y la habilidad de transporte a temperaturas elevadas en exceso de aproximadamente 93° C, y particularmente a temperaturas en exceso de aproximadamente 12 C. El algunos tratamientos de fracturación, los fluidos de la invención pueden ser usados en la almohadilla de tratamiento, la etapa de propulsión, ó en ambas. Los componentes de la fase líquida son mezclados preferiblemente en la superficie. Alternativamente, el fluido puede ser preparado en la superficie y bombeado dentro de la tubería mientras que el componente de gas pudiera ser bombeado hacia el anulo para una mezcla orificio abajo, o viceversa. En algunas formas de realización de la invención, las composiciones y métodos de la invención pueden involucrar la inyección de los fluidos de polímeros heteropolisacáridos dentro de la perforación de pozo sin tiempo de residencia en las tanques de hidratación antes de la inyección. El empleo de tales métodos puede reducir el equipo sobre la superficie de una localidad del lugar del pozo que es necesario para completar un trabajo de fracturación, lo que es particularmente beneficioso cuando el espacio operable es limitado. En adición, el equipo y el mantenimiento asociado con los tanques de hidratación y el equipo asociado pueden ser esencialmente eliminados. Cuando es introducido dentro de la perforación de pozo sin tiempo de residencia en tanques de hidratación, el heteropolieacárido puede ser mezclado con otros componentes tales como medio acuoso, componente de gas, un surfactante, un electrolito, u otros materiales conocidos por los peritos en la materia útiles en fluidos para campos petroleros, ya sea en la superficie, ó debajo de la misma. Por ejemplo, el heteropolisacárido puede ser mezclado en la superficie con el medio acuoso, surfactante, electrolito, y cualesquiera otros aditivos, y luego combinado orificio abajo con un componente de gas para formar la espuma ó fluido energizado. Aún otra forma de realización de la invención incluye el uso de fluidos basados en la invención para la limpieza. El término "limpieza" ó "limpieza de fractura" se refiere al proceso para remover el fluido de fractura (sin el propulsor) desde la fractura y la perforación de pozo después que ha sido completado el proceso de fracturación. Las técnicas para promover la limpieza de fractura involucran tradicionalmente la reducción de la viscosidad del fluido de fractura tanto como sea práctico de manera tal que el retroflujo hacia la perforación de pozo sea más rápido. Aunque los rompedores son usados típicamente en la limpieza como fluidos energizados, los fluidos de la invención son inherentemente efectivos para el uso en las operaciones de limpieza, con ó sin rompedor. En otra forma de realización, la presente invención se relaciona al uso de los fluidos basados en la misma para el empaquetamiento con grava de una perforación de pozo. Como un fluido para el empaquetado con grava, el mismo consiste preferiblemente de grava ó arena y otros aditivos adicionales tales como los reactivos de limpieza de la torta de filtrado tales como los agentes de gelación antes referidos ó ácidos inhibidores de corrosión (e.g. ácidos hidroclórico, hidrofluórico, fórmico, acético, cítrico), inhibidores de escamas, biocidas, agentes de control de fugas, entre otros. Para esta solicitud, la grava ó arena adecuada es aquélla que tiene un tamaño de malla entre aproximadamente 8 y 70 U. S. Standard Sieve Series mesh.

Los siguientes ejemplos son presentados para ilustrar la preparación y las propiedades de los fluidos acuosos energjzados que consisten de heteropolisacáridos y un surfactante, y no deben ser tomados como límites para el alcance de la invención, a menos que sea expresamente indicado en las reivindicaciones anexas. Todos los porcentajes, concentraciones, proporciones, partes, etc. Son por peso a menos que se indique lo contrario ó sea aparente a partir del contexto de sus usos. EJEMPLOS Los siguientes ejemplos ilustran las composiciones y métodos de la presente invención, tal como están descritos en las formas de realización preferidas. Las mediciones de viscosidad del fluido energizado fueron efectuadas con un reómetro capilar de alta presión y alta temperatura totalmente automático, Chandler-Schlumberger Foam Rheometer System. Los detalles de la operación del equipo son reportados en Hutchins, R. D. y Miller, M. J., Un Circuito de Circulación de Espuma en Condiciones de Uso, documento SPE 80242, Simposio Internacional SPE Sobre Química de Campo Petrolero, Houston, E.U.A., 5-7 de Febrero de 2003. El equipo fue calibrado de acuerdo con los estándares ISO-9001. El reómetro incluye un circuito de vuelta cerrada de 416 mL en el cual son inyectados una solución acuosa y gas, en ese orden, a fin de lograr una composición deseada de liquido/gas de la espuma. El equipo está provisto con un medidor de flujo en masa, detector Micro Motion ELITE CMFOlO provisto con un transmisor modelo 2700, ambos disponibles de Emerson Process Management del 7070 Winchester C rcle, Boulder, E.U.A. 80301, que determina el régimen de flujo y la densidad del fluido. El régimen de flujo medido es usado para determinar la velocidad de trabajo de una bomba de desplazamiento positivo, Series 220 disponible de Micropump, Inc. del 1402 NE 136th Avenue, Vancouver, E.U.A. 98684-0818, que era necesario para lograr el régimen de corte indicado por el usuario a través de una interfaz de software, Chandler FoamLoop DACS v.1.12.1, disponible de Chandler Engineering del 2001 Indianwood Avenue Broken Arroz, E.U.A. 74012-1163. La caída de presión a lo largo de una tubería de acero inoxidable de 6, 1 metros de largo y un diámetro exterior de 6,4 milímetros fue medida con un transductor de presión, un modelo Rosemount 3051 disponible de Emerson Process Management, para detenninar la viscosidad aparente. El software referido anteriormente calculó el régimen de corte y la viscosidad aparente usando ecuaciones basadas en los principios mecánicos del fluido, ver Hutchins, R. D. y Millar, M. J. arriba. La temperatura fue ajustada mediante el software, que controla la operación de un horno, modelo MO1440SC de Lindberg/Blue del 308 Ridgefield Ct., Ashvüle, E.U.A. 28806, en el cual está contenida la mayor parte de la tubería. La temperatura fue mantenida uniformemente en las secciones de la tubería fuera del horno con un sistema de seguimiento del calor eléctrico modelo TBX4LC-HPC disponible de Thermon del 100 Thermon Dr., San Marcos, E.U.A. 78666. La composición gas/ líquido del fluido energizado fue verificada por medio de la densidad medida. En todos los casos, los experimentos fueron efectuados a una presión de aproximadamente 17,2 MPa. Ejemplo 1 La Figura 1 muestra mediciones de viscosidad a un régimen de corte de 100s 1 para los fluidos energizados de dióxido de carbono dispersado en soluciones acuosas de varios polisacáridos. La Figura la muestra esas mediciones para los fluidos que consisten de un heteropoHsacárido de goma diutan esfingano (KELCO-CRETE® 200 disponible de CP Kelko del 123 North Wacker Dr., Suite 2000, Chicago, IL 60606 E.U.A.) (triángulos) y del polisacárido carboximetil hidroxipropilo de goma guar (GALACTASOL® 650 disponible de Aquelon Oil Fields Chemicals, 5210 ariners Harbor, Houston, E.U.A. 77041) (diamantes). Los resultados están mostrados para dos fracciones de diferente volumen de dióxido de carbono (70% volumen, símbolos rellenos, y 40% volumen, símbolos abiertos). Todos las cantidades y porcentajes están expresados en % por peso del ingrediente en base al peso de la fiase liquida total (sin incluir el componente de gas) a menos que se indique lo contrario. La composición del fluido acuoso que contiene el heteropolisacárido de goma diutan es: Tabla 1 Ingrediente 5 por peso de peso liquido total Agua Goma diutan Cloruro de Potasio Tetraetilenopentamina Amina Alquil Amfotérica Aquat 944® TOTAL (0062) La composición del fluido acuoso que contiene el carboximetil hidroxipropilo de goma guar (CMHPG) es: Tabla 2 Ingrediente 5 por peso de peso líquido total Agua 91 ,95 Galactasol 650® CMHPG 0,41 Cloruro de Potasio 7,00 Tiosulfato de Sodio 0,09 Acido Acético 0, 15 Lactato de Circonio de Sodio 0, 10 Amina Alquil Amfotérica Aquat 944® 0,30 TOTAL 100,00% En la última formulación de carboximetil hidroxipropilo de goma guar, el tiosulfato de sodio es usado para mmimizar la degradación térmica del CMHPG a temperatura elevada, el ácido acético es agregado antes del adición del CMHPG para ajustar el pH y permitir una hidratación efectiva del derivado guar y el lactato de circonio de sodio es usado como un entrecruzador, APRA aumentar aún más la viscosidad del fluido base. Tal como es visto en la Figura la, los fluidos que está hechos con goma diutan eran más viscosos que aquéllos hechos con fluido que contiene CMHPG, aunque el primero contenía menos polímero y el mismo no estaba entrecruzado. A mayor abundancia, ios fluidos que contienen CMHPG eran inestables a temperaturas entre 121° c y 130° c, mientras que los fluidos que contienen el heteropolisacárido de goma diutan podían resistir temperaturas de hasta 150° C. Estos resultados son provistos para ilustrar que los fluidos de dióxido de carbono que consisten de un esfingano tal como una goma diutan exhiben una mejor estabilidad y propiedades reológicas que aquéllos formulados con los polisacáridos usados convencionalmente en la formulación del fluido de fracturación espumado tal como el CMHPG a temperaturas elevadas. La Figura Ib muestra mediciones de viscosidad a un régimen de corte de 100s 1 para fluidos energizados de dióxido de carbono disperso en soluciones acuosas de goma diutan que están mostradas en la Figura la (triángulos), y de goma xanthan (círculos) (RHODOPOL® 23P disponible de Roída Inc., 259 Prospect Plains Road CN 7500 Cranbury, NJ 08512-7500). Están mostrados los resultados para dos fracciones de volumen diferentes de dióxido de carbono (70% volumen, símbolos rellenos, y 40% volumen, símbolos abiertos). La composición de los fluidos acuosos que contienen goma xanthan es idéntica a la de los fluidos que contienen goma diutan, con la goma xanthan reemplazando a la goma diutan en la concentración indicada en la Tabla 1 (0,22% por peso del peso líquido total). Está visto en la Figura Ib que el fluido energizado que contenía goma diutan exhibía viscosidades más altas que los fluidos energizados que contenían goma xanthan. Estos resultados son provistos para ilustrar también que los fluidos de dióxido de carbono que contienen un esfingano tal como el heteropolisacárido de goma diutan exhibe una mejor estabilidad y propiedades Teológicas que aquéllos formulados con otros heteropolisacáridos usados convencionalmente en la formulación de fluidos de fracturación espumados ó energizados, tal como la goma xanthan. Ejemplo 2 La Figura 2 es una serie de figuras gráficas 2a, 2b, 2c, y 2d que ilustran la viscosidad de los fluidos energizados que consisten de dióxido de carbono como una función del tiempo para temperaturas que son significativas para las operación de fracturación. La composición de los fluidos usados para los experimentos descritos en las Figuras 2a y la Figura 2b es 0,18% por peso de heteropolisacárido de goma diutan, 0,3% por peso de alquil amina amfotérico AQUAT® 94, cloruro de potasio agregado en el % por peso indicado en los gráficos, y el dióxido de carbono agregado en % volumen en base al volumen total de la fase gas y la fase líquida. La composición del fluido acuoso usado en los experimentos descritos en la Figura 2c es 0,18% por peso de goma diutan, 0,3% por peso de alquil amina amfotérico AQUAT® 94, 0,3% por ciento de tetraetilenopentamina, cloruro de potasio agregado en el % por peso indicado en los gráficos, y dióxido de carbono agregado en el % volumen indicado. La composición del fluido acuoso usado en los experimentos descritos en la Figura 2d es 0,22% por peso de goma diutan, 0,3% por peso de alquil amina amfotérico AQUAT® 94 (activos), 0,5% por peso de tetraetilenopentamina, 7% por peso de cloruro de potasio, y dióxido de carbono agregado en el % volumen indicado. Las Figuras 2a a la 2d ilustran fluidos energizados que consisten de heteropolisacárido tal como goma diutan y el dióxido de carbono provee viscosidades efectivas para operaciones de fracturación espumadas, especialmente a temperaturas elevadas desde aproximadamente 1 101 C hasta 150° C, por al menos 2 horas, que será suficiente para completar la mayoría de los procesos de fracturación. Ejemplo 3 También fue encontrado como parte de esta invención que aumentando las concentraciones del electrolito, cloruro de sodio por ejemplo, y un compuesto organoamino, por ejemplo tetraetüenopentamina, puede estabilizar aún más el dióxido de carbono en las soluciones que consisten de heteropolisacárido tal como goma diutan. La Figura 3 muestra un par de figuras gráficas 3a y 3b que ilustran los efectos positivos de un electrolito y un compuesto organoamino sobre la viscosidad del fluido energizado. La Figura 3a muestra la viscosidad de fluidos energizados que contienen dióxido de carbono en una cantidad de 40% por volumen en base al volumen de fluido total. Las composiciones de las soluciones usadas en estos experimentos era de 0, 18% por peso de goma diutan, 0,3% por peso de alquil amina amfotérico AQUAT® 944, 2,0% por peso de cloruro de potasio, pero diferían en la cantidad de compuesto organoamino tetraetilenopentamina tal como está indicado. Tal como está indicado en la Figura 3a, la inclusión de un compuesto organoarnino mejoró la viscosidad a temperaturas elevadas, 135° C en este caso, mientras que una viscosidad mucho más baja fue registrada para el mismo fluido en la ausencia del compuesto organoamino. La Figura 3b ilustra la viscosidad y estabilidad de fluidos energizados que consisten de dióxido de carbono en una cantidad de menos de 70% por volumen en base al volumen de fluido total a una temperatura de 121° C. Las composiciones de las soluciones usadas en estos experimentos era de 0, 18% por peso de goma diutan, 0, 15% por peso de alquil amina amfotérico AQUAT® 944, pero solamente diferían en contenido de electrolito de cloruro de potasio. Tal como lo ilustra la Figura 3b, incrementando el nivel de cloruro de potasio provee un fluido energizado con mejor viscosidad estabilidad sobre los típicos intervalos de tiempo del tratamiento. Estos datos muestran que el uso concomitante de electrolitos y compuestos organoaminos junto con el diutan heteropolisacárido es efectivo para extender la habilidad de generar fluidos energizados estables y viscosos a temperaturas elevadas de 121° C y mayores. Ejemplo 4 Para el Ejemplo 4, fueron colocados 500 mL de agua en una mezcladora 1-L Waring, y agitada subsecuentemente a un régimen de corte de aproximadamente 1200s 1. Después de la adición y disolución de un estabilizador de arcilla tal como se describe abajo, 4,25 mL de la suspensión de goma diutan dada en la Tabla 3 fueron agregados al agua y estabilizador de arcilla. Tabla 3 Ingrediente % por peso de peso líquido tnfal Goma diutan 34,6% por peso 2-butoxietanol 63,6% por peso Guar hidroxipropilo 0,65% por peso Celulosa hidroxipropilo 0, 12% por peso Bentonita de amoníaco alquil cuaternaria 1,0% por peso TOTAL 100,00% La cantidad de suspensión diutan convierte una concentración de 0,30% por peso de diutan en la solución final. La mezcla fue permitida por períodos de tiempo entre 5 y 60 segundos. Al final de cada período, la mezcladora fue detenida y las mediciones de viscosidad fueron efectuadas inmediatamente en un viscosimetro Fann 35 en regímenes de corte de 170s-1 y 51 1s 1. El estabilizador de arcilla usado era ya sea cloruro de amoniaco tetrametilo (TMAC, 0,1% por peso) ó cloruro de potasio (KCl, 2% por peso. El porcentaje de hidratación fue calculado como sigue: viscosidad de la muestra X 100%, viscosidad total en donde la viscosidad total se refiere a la viscosidad obtenida después que la misma muestra de gel fue dejada hidratar por 30 minutos adicionales. La Figura 4 muestra que para 0, 1% por peso de TMAC, casi el 100% de la hidratación fue obtenido después de 5 segundos de mezclado. Para 2% por peso de salmuera KCl, la solución produjo 85% de hidratación después de 30 segundos. Todos los experimentos fueron efectuados a aproximadamente 21° C. Fueron conducidos experimentos idénticos con una suspensión de goma guar (51% por peso) en diesel #2 vendido por Benchmark Polymer Products, LP. Esta suspensión de guar es usada comúnmente en las operaciones de fracturación hidráulica para suplir guar como agente espesante para los fluidos de fracturación. En este caso, 2,85 mL de la suspensión de guar fueron agregados a 500 mL de agua destilada conteniendo ya sea cloruro de amoníaco tetrametilo (TMAC, 0, 1% por peso) ó cloruro de potasio (KCl, 2% por peso) como antes. La concentración de goma guar en todos los casos fue de 0,3% por peso después de agregar la suspensión, es decir, la misma concentración como aquélla He la goma diutan en loe mezclas descritas antes.

El porcentaje de hidratación fue calculado como antes descrito, y los resultados están trazados también en la Figura 4. Está visto en 4(a) y 4(b) de la Figura 4 que fue lograda una hidratación menor significativa para la goma guar que para la goma diutan. El perfil de hidratación rápida de los fluidos cargados con diutan ilustra que tales fluidos pudieran ser inyectados en una gran escala "en el vuelo", es decir, sin tiempo de residencia previo en los tanques de hidratación. Aún más, cuando son usados los fluidos a base de diutan como tales, los mismos pueden ser bombeados tal como son usados para el tratamiento de la formación como líquidos rectos, ó en combinación con un componente de gas. Cuando son usados con un componente de gas para formar un fluido energizado ó espumado, el componente de gas es introducido preferiblemente a la fase líquida por debajo de la superficie, tal como en la perforación de pozo. Las partículas heteropolisacáridas de goma diutan usadas en estos experimentos tiene tamaños iguales ó más bajos de aproximadamente 200 U. S., Standard mesh. Ejemplo 5 Tal como está ilustrado en el Ejemplo 5, fue efectuada una prueba a gran escala para evaluar la probabilidad de bombear la composición descrita en la Tabla 3 sin tiempo de residencia previo en los tanques de hidratación. El agua de hidratación contenía un estabilizador de arcilla, ya sea cloruro de amoníaco tetrametilo (TMAC a 0, 1% por peso) ó cloruro de potasio a 2% por peso. La composición descrita en la Tabla 3 fue usada para estas pruebas. Todos los experimentos fueron efectuados a desde aproximadamente 2G C hasta aproximadamente 24* C. Fueron usadas las siguientes formulaciones a base de agua para las Pruebas A y B: Tabla 4 - Formulación para la Prueba A Componente Descripción Concentración basada en el peso liquido total Suspensión diutan Agente de gelación 0,85% volumen (mezcla pastosa) TMAC Estabilizador de arcilla 0, 1% por peso Medio Acuoso Agua fresca 99,05% por peso Tabla 5 - Formulación para la Prueba B Componente Descripción Concentración basada en el peso líquido total Suspensión diutan Agente de gelación 0,85% volumen (mezcla pastosa) KC1 Estabilizador de arcilla 2% por peso Medio Acuoso Agua fresca 97, 15% por peso Un bosquejo esquemático del equipo usado en este ejemplo está representado gráficamente en la Figura 5. La mezcla de suspensión de diutan 500 fue bombeada directamente dentro de un mezclador de torbellino 505, el cuales un mezclador usado típicamente en las operaciones de estimulación, que tiene una capacidad volumétrica de aproximadamente 0,04 hasta 0, 10 m3 de agua. Los regímenes de corte en este mezclador de torbellino estaban típicamente entre aproximadamente 5.000 y aproximadamente 8.000 s*1. La suspensión de diutan 500 fue mezclada con solución de TMAC 510 en el mezclador de torbellino 505 para preparar la formulación de la Prueba A de arriba. El agua fresca fue introducida en 520 al mezclador de torbellino 505 para completar las mezclas para las pruebas. Para ambas Pruebas A y Prueba B, el fluido fue transferido después de la mezcla en el múltiple 525, vía la manmifra d#» df»srarn» 530. en donde fue preouriaoda vía. una bomba de alta presión 535. Después de salir del múltiple 525, el fluido fue descargado vía la tubería 540 (conectada usualmente con la perforación de pozo), y recogida para otras mediciones. El tiempo de residencia del fluido en el mezclador fue de aproximadamente 2 a 5 segundos con un régimen de flujo de 1,27 m3/min. Durante cada prueba, muestras de gel fueron tomadas tanto del punto de descarga del mezclador 545 como del lado de baja presión 550 del múltiple 525. Una pluralidad de mediciones de viscosidad fue tomada inmediatamente después de la recolección en un viscosímetro Fann 35 a regímenes de corte de aproximadamente 170s-1 y aproximadamente 511s-1. Los resultados procedentes desde la Prueba A y la Prueba B en el Ejemplo 5 muestran que la suspensión de diutan heteropolisacárido puede ser bombeada "en el vuelo" sin tiempo de residencia previo en los tanques de hidratación. Las directrices estándar de la industria exigen un mínimo del 85% de hidratación para los agentes de gelación antes de su inyección dentro de una perforación de pozo. La Figura 6 muestra que pudo ser obtenido cerca del 100% de hidratación cuando el agua fresca contenía 0,1% por peso de TMAC. La hidratación en 2% por peso de agua KC1 fue inhibida ligeramente, pero fue obtenido un 88% de hidratación antes de llegar a ala perforación de pozo, Figura 7. En cualquier caso, se cumplieron las directrices. Ejemplo 6 La Figura 8 muestra las mediciones de viscosidad a un régimen de corte de 100s-l para fluidos energizados de nitrógeno (70% volumen) dispersos en soluciones acuosas de goma guar (círculos) y goma diutan heteropolisacárido (círculos). La goma diutan está disponible de CP Kelco del 123 North Wacker Dr., Suite 2000 Chicago IL 60606 E.U.A. La gomas guar está disponible de Economy Polymers and Chemicals, Houston, E.U.A. 60606 77245. Todas las cantidades y porcentajes está expresados en % por peso en base al peso de la fase líquida total (sin incluir el componente de gas) a menos que se indique lo contrario. La composición del fluido acuoso que contiene el diutan heteropolisacárido está dada en la Tabla 1 arriba, y la composición del fluido acuoso que contiene la goma guar está en la Tabla 2. Tal como se ve en la Figura 8, los fluidos que son hechos con goma diutan eran más viscosos que aquéllos hechos con goma guar. Estos resultados son provistos para ilustrar que los fluidos que contienen nitrógeno usan un esfingano tal como una goma diutan exhiben una mejor estabilidad y propiedades Teológicas que aquéllos formulados con polisacáridos usados convencionalmente en la formulación del fluido de fracturación espumado tal como una goma guar. Las forma de realización particulares reveladas anteriormente son solamente ilustrativas, ya que la invención puede ser modificada y practicada en maneras diferentes pero equivalentes aparentes para los peritos en la materia que reciban el beneficio de estas enseñanzas. A mayor abundancia, no se intentan limitaciones en los detalles de construcción ó diseño aquí mostrados, diferentes a las descritas en las reivindicaciones que siguen abajo. Por lo tanto, es evidente que las formas de realización antes reveladas pueden ser alteradas ó modificadas y todas esas variaciones son consideradas dentro del espíritu y alcance de la invención. Por consiguiente, la protección que se busca para la presente es tal como está establecida en las reivindicaciones que siguen abajo.

Claims (18)

1. REIVINDICACIONES Nosotros reivindicamos: 1. Un método para el tratamiento de una formación subterránea, consistiendo el método en la preparación en un mezclador de un fluido acuoso que consiste de un medio acuoso, un electrolito, y un heteropolisacárido seleccionado del grupo que consiste de goma gellan y derivados de goma gellan, goma welan y derivados de goma welan, goma diutan y derivados de goma diutan, goma rhamsan y derivados de goma rhamsan, polisacárido S-88 y derivados de polisacáridos S-88, polisacárido S-198 y derivados de polisacáridos S-198, polisacárido NW11 y derivados de polisacáridos NW11, y cualesquiera mezclas de las mismas; y subsecuentemente inyectar el fluido acuoso preparado dentro de una perforación de pozo que penetra la formación a una presión suficiente para tratar la formación subterránea, siempre que el fluido acuoso preparado no tenga un tiempo de residencia en un tanque de hidratación antes de de la inyección dentro de la perforación de pozo, y en donde el fluido acuoso exhibe un nivel de hidratación de por lo menos aproximadamente 85% a un minuto después de la mezcla en un mezclador, según sea determinado por el porcentaje de relación de la viscosidad del fluido en 1 minuto con relación a la viscosidad del fluido en 30 minutos.
2. 2. El método de acuerdo a la reivindicación 1 en donde el heteropolisacárido es una goma diutan que tiene una unidad polisacárida repitiente en la columna vertebral polímera tal como está representada por la fórmula: en donde M+ es una especie iónica, y el peso molecular del peso promedio (Mw) es desde aproximadamente 105 hasta 107.
3. 3. El método de acuerdo a cualquiera de las reivindicaciones precedentes en donde el fluido consiste además de un surfactante y un componente de gas, en donde el surfactante y el componente de gas son introducidos en el fluido después que el mismo es preparado, y en donde el surfactante es un surfactante de amina funcional seleccionado del grupo que consiste de zwitteriónico, amfotérico, catiónico y cualquier combinación de los mismos, incorporado en una cantidad de desde aproximadamente 0,02% por peso hasta aproximadamente 5% por peso del peso total de la fase liquida, y preferiblemente desde aproximadamente 0,0% por peso hasta aproximadamente 2% por peso de la fase líquida total.
4. 4. El método de acuerdo a cualquiera de las reivindicaciones precedentes en donde el electrolito es un miembro seleccionado del grupo que consiste de ácidos orgánicos sales de ácidos orgánicos, sales inorgánicas, y las combinaciones de uno ó más ácidos orgánicos u sales de ácidos orgánicos con una ó más sales inorgánicas, y el electrolito es incorporado en una cantidad de desde aproximadamente 0,01% por peso hasta aproximadamente 12,0% por Je) ?»·? do leí faae líquida, total.
5. 5. El método de acuerdo a cualquiera de las reivindicaciones precedentes en donde el electrolito es cloruro de potasio y está incorporado en una cantidad de desde aproximadamente 1 ,0% por peso hasta aproximadamente 8,0% por peso del peso de la fase líquida total.
6. 6. El método de acuerdo a cualquiera de las reivindicaciones precedentes en donde dicho componente de gas consiste de un gas seleccionado del grupo que consiste de dióxido de carbono, nitrógeno, aire, argón, y cualesquiera mezclas de los mismos, dicho componente de gas consiste desde aproximadamente 10% hasta aproximadamente 90% de porcentaje de volumen de fluido total, preferiblemente desde aproximadamente 30% hasta aproximadamente 80% de porcentaje de volumen de fluido total, y más preferiblemente desde aproximadamente 40% hasta aproximadamente 70% de porcentaje de volumen de fluido total.
7. 7. El método de acuerdo a cualquiera de las reivindicaciones precedentes en donde el heteropolisacárido está incorporado en una cantidad desde aproximadamente 0,01% hasta aproximadamente 1 ,0% por peso de peso de la fase líquida total, preferiblemente desde aproximadamente 0,05% por peso hasta aproximadamente 0,6% por peso del peso de la fase liquida total.
8. 8. El método de acuerdo a cualquiera de las reivindicaciones precedentes en donde el fluido consiste además de un propulsor seleccionado del grupo que consiste de arena, conchas de nuez, bauxita aglomerada, cuentas de vidrio, materiales cerámicos, materiales de origen natural, o cualesquiera mezclas de los mismos..
9. 9. El método de acuerdo a cualquiera de las reivindicaciones precedentes en donde el fluido consiste además de un entrecruzador que contiene un ion de metal seleccionado del grupo que consiste de cromo, hierro, boro, titanio, y circonio.
10. 10. El método de acuerdo a cualquiera de las reivindicaciones precedentes en donde el fluido consiste de un rompedor.
11. 11. El método de acuerdo a cualquiera de las reivindicaciones precedentes en donde el fluido consiste además del compuesto organoamino seleccionado del grupo que consiste de tetraetilenopentamina, trietüenotetramina, pentaetilenhexamina, trietano-lamina, y los similares, ó cualesquiera mezclas de los mismos, y el compuesto organoamino está incorporado en una cantidad desde aproximadamente 0,01% por peso hasta aproximadamente 2,0% por peso en base al peso de la fase líquida total y preferiblemente en una cantidad desde aproximadamente 0,05% por peso hasta aproximadamente 1,0% por peso en base al peso de la fase liquida total.
12. 12. El método de acuerdo a cualquiera de las reivindicaciones precedentes en donde el fluido consiste además de un componente de fibra.
13. 13. El método de acuerdo a cualquiera de las reivindicaciones precedentes en donde el fluido es inyectado dentro de la perforación de pozo a una presión adecuada para crear una zona conductiva continuada desde una punta de la fractura de regreso a la perforación de pozo.
14. 14. El método de acuerdo a cualquiera de las reivindicaciones precedentes en donde el tratamiento incluye la limpieza de la perforación de pozo y /ó el empaquetamiento con grava.
15. 15. El método de acuerdo a cualquiera de las reivindicaciones precedentes tal como es usado para el tratamiento de una formación subterránea con una temperatura de por lo menos 93° C, y preferiblemente por lo menos 12 G C.
16. 16. El método de acuerdo a cualquiera de las reivindicaciones precedentes en donde el fluido consiste además de un poliol que consiste de 1,2-cis hidroxilos y por lo menos un polímero polisacárido hidratable que consiste de 1,2-cis hidroxilos es seleccionado del grupo que consiste de celulosa, derivados de celulosa, goma guar, derivados de goma guar, goma xanthan, polímeros sintéticos, ó cualquier mezcla de los mismos, y en donde el poliol que consiste de l ,2.-cis hidroxilos es seleccionado del grupo que consiste de glicerol, sorbitol, de ácido glucónico ó las sales del mismo, y mannitol.
17. 17. El método de acuerdo a cualquiera de las reivindicaciones precedentes en donde el fluido consiste además de por lo menos un solvente orgánico seleccionado del grupo que consiste de aceite mineral, éteres glicol, alcoholes, éteres, cetonas, ésteres, biodiesel, y las mezclas de los mismos, el solvente orgánicos incorporado en una cantidad desde aproximadamente 0, 1% hasta aproximadamente 35% por peso en base al peso de la fase líquida total
18. 18. El método de acuerdo a cualquiera de las reivindicaciones precedentes en donde el tamaño de partícula del heteropolisacárido es igual a ó inferior a aproximadamente 200 U. S. Standard Mesh.