MX2008011359A - Composiciones de desviacion, pildoras de control de perdida de fluido y rompedores para los mismos. - Google Patents

Abstract

Se describe un método para el tratamiento de un pozo que incluye emplazar selectivamente una píldora de pérdida de fluido al pozo, en donde la píldora de pérdida de fluido incluye por lo menos uno de dietilenglicol, trietilenglicol y tetraetilenglicol, y en donde por lo menos uno de dietilenglicol, trietilenglicol y tetraetilenglicol reacciona con una salmuera de calcio presente en el pozo para formar un tapón.

Description

COMPOSICIONES DE DESVIACION, PILDORAS DE CONTROL DE PERDIDA DE FLUIDO Y ROMPEDORES PARA LOS MISMOS CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención es concerniente en general con el control de pérdida de fluido a una formación y tratamientos de desviación para estimular,/) estimular selectivamente o desestimular selectivamente un pozo.

ANTECEDENTES DE LA INVENCION Cuando se perforan o consuman pozos en formaciones terrestres, se usan comúnmente varios fluidos en el pozo por una variedad de razones. Para los propósitos de la presente, estos fluidos serán denominados genéricamente como "fluidos de pozo". Usos comunes para fluidos de pozo incluyen: lubricación y enfriamiento de superficies cortantes de trépano de perforación en tanto que se perfora en general o dentro de la perforación (esto es, perforación en una formación petrolífera apuntada) , transportación de "cortes" (piezas de formación desalojadas por la acción cortante de los dientes en un trépano de barreno) a la superficie, control de la presión de fluido de formación para impedir estallidos, mantener estabilidad de pozo, suspender sólidos en el pozo, minimizar la pérdida de fluido a y estabilizar la formación a través de la cual el pozo es perforado, minimizar la pérdida de fluido a la formación después que el pozo ha sido perforado y durante las operaciones de consumación tales como, por ejemplo perforación del pozo, reemplazo de una herramienta, anexión de un tamiz o malla al extremo de los tubulares de producción, empaque de grava del pozo o fracturación de la formación en la vecindad del pozo, desplazamiento del fluido dentro del pozo con otro fluido, limpieza del pozo, pruebas del pozo, emplazamiento de un empacador y fluido empacador, abandono de pozo o preparación del pozo para abandono o tratamiento de otra manera del pozo o la formación. Salmueras (tales como, por .ejemplo CaBr2 acuoso) son usadas comúnmente como fluidos de pozo debido a su intervalo de densidad amplia y el hecho de que las salmueras están comúnmente libre sustancialmente de sólidos suspendidos. Además, las salmueras son frecuentemente usadas con el fin de obtener una densidad apropiada para uso en operaciones de perforación de pozo. Comúnmente, las salmueras comprenden sales de haluro de cationes mono- o divalentes, tales como sodio, potasio, calcio y zinc. Salmueras a base de cloruro de este tipo han sido usadas en la industria de petróleo para más de 50 años; salmueras a base de bromuro, por al menos 25 años; y salmueras a base de formiato, por aproximadamente los pasados diez años. Una ventaja adicional de usar salmueras es que las salmueras comúnmente no dañan ciertos tipos de formaciones en el fondo del pozo; y para formaciones que se encuentran que interactúan adversamente con un tipo de salmuera, frecuentemente hay otro tipo de salmuera disponible con la cual aquella formación no interactuará adversamente. Una variedad de compuestos son agregados comúnmente a fluidos de pozo a base de salmuera. Por ejemplo, un fluido de pozo a base de salmuera puede también incluir viscosificadores , inhibidores de corrosión, lubricantes, aditivos de control de pH, surfactantes , solventes y/o agentes de ponderación, entre otros aditivos. Algunos aditivos viscosificantes de fluido de pozo a base de salmuera típicos incluyen polímeros naturales y derivados de los mismos tales como goma xantana y hidroxietil celulosa (HEC) . Además, una amplia variedad de polisacáridos y derivados de polisacárido pueden ser usados, como es bien conocido en el arte. Algunos aditivos de polímero y oligómero sintético tales como poli ( etilenglicol ) [PEG], poli (dialil amina), poli (acrilamida) , poli (aminometilpropilsulfonato) [polímero de AMPS] , poli (acrilonitrilo) , poli (acetato de vinilo) [PVA], poli (alcohol vinílico) [PVOH], poli (vinil amina), poli (vinil sulfonato) , poli (estiril sulfonato) , poli (acrilato) , poli (metil acrilato) , poli (metacrilato ) , poli (metil metacrilato) , poli (vinilpirrolidona) , poli (vinil lactama) y co-, ter- y cuater-polímeros de los siguientes co-monómeros : etileno, butadieno, isopreno, estireno, divinilbenceno, divinil amina, 1 , 4 -pentadien-3-ona (divinil cetona) , 1 , 6-heptadien- -ona (dialil cetona), dialil amina, etilenglicol, acrilamida, AMPS, acrilonitrilo , vinil acetato, alcohol vinílico, vinilo amina, vinilo sulfonato, estiril sulfonato, acrilato, metil acrilato, metacrilato, metil metacrilato, vinilpirrolidona y vinil lactama son también frecuentemente usados como viscosificadores. Un ejemplo de cómo un fluido de pozo a base de salmuera puede ser usado en combinación con los polímeros y oligómeros enlistados anteriormente es resumido posteriormente en la presente. Cuando la perforación avanza a la profundidad de penetrar una formación portadora de hidrocarburo, se puede requerir cuidado especial para mantener la estabilidad ael barreno. Ejemplos de formaciones en las cuales problemas de estabilidad frecuentemente surgen incluyen formaciones altamente permeable y/o deficientemente consolidadas. En estos tipos de formaciones, una técnica de perforación conocida como "sub-rima" puede ser usada. En la sub-rima, el barreno es perforado para penetrar la zona portadora de hidrocarburo utilizando técnicas convencionales. Un ademe en general es establecido en el barreno a un punto por encima de la zona portadora de hidrocarburos. La zona portadora de hidrocarburos puede luego ser re-perforada, por ejemplo, el uso de una sub-rima expansible incrementa el diámetro del barreno ya perforado por debajo del ademe. La sub-rima es efectuada usualmente utilizando fluidos de perforación "limpios" especiales. Los fluidos de perforación típicos usados en sub-rima son caros, acuosos, salmueras densas que son viscosificadas con un polímero de gelificación y/o reticulado para ayudar en la remoción de los cortes de la formación. La alta permeabilidad de la formación objetivo, sin embargo, puede permitir que grandes cantidades de fluido de perforación se pierda a la formación. Una vez que el fluido de perforación se pierde a la formación, se hace difícil removerlo. Las salmueras de bromuro de calcio y zinc pueden formar compuestos insolubles ácidos altamente estables cuando se hacen reaccionar con la formación o sustancias contenidas en la misma. Esta reacción puede reducir la permeabilidad de la formación a cualquier flujo hacia afuera subsecuente de hidrocarburos objetivo. Una de las maneras más efectivas para impedir tales daños a la formación es limitar la pérdida de fluido a la formación. Para que un fluido de perforación efectué estas funciones y permita que la perforación, el fluido de perforación debe permanecer en el barreno. Frecuentemente, se encuentran condiciones de formación indeseables en las cuales cantidades sustanciales o, en algunos casos, prácticamente todo el fluido de perforación se puede perder a la formación. El fluido de perforación puede dejar el barreno a través de fisuras o fracturas grandes o pequeñas en la formación o a través de una matriz de roca altamente porosa que rodea el barreno.

La mayoría de los pozos son perforados con el intento de formar una retorta de filtro de espesor variable sobre los lados del barreno. El propósito principal de la retorta de filtro es reducir las grandes pérdidas de fluido de perforación a la formación de los alrededores. Desafortunadamente, condiciones de formación son encontrados frecuentemente que pueden dar como resultado pérdidas inaceptables de fluido de perforación a la formación de los alrededores a pesar del tipo de fluido de perforación empleado y la retorta de filtro creada . La provisión de control de pérdida de fluido efectiva sin dañar la permeabilidad de la formación en operaciones de consumación ha sido un requerimiento principal para una pildora de control de pérdida de fluido ideal. Las pildoras de control de pérdida de fluido convencionales incluyen resinas solubles en aceite, carbonato de calcio y aditivos de pérdida de fluido de grado de sal, que han sido usados con grados variables de control de pérdida de fluido. Estas pildoras obtienen su control de pérdida de fluido de la presencia de sólidos solvente-específicos que dependen de la acumulación de retorta de filtro sobre la cara de la formación para inhibir el flujo hacia adentro y a través de la formación. Sin embargo, estos materiales aditivos pueden provocar daños severos a las áreas cercanas al barreno después de su aplicación. Estos daños pueden reducir significativamente los niveles de producción si la permeabilidad de la formación no es restaurada a su nivel original. Además, en un punto apropiado en la operación de consumación, la retorta de filtro debe ser removida para restaurar la permeabilidad de la formación, preferiblemente a su nivel original. Una desventaja principal de usar estos aditivos de pérdida de fluido convencionales son los largos periodos de limpieza requeridos después de su uso. La circulación del fluido, que en algunos casos no se puede obtener, es frecuentemente requerida para proporcionar una alta fuerza impulsora que permite la división tenga lugar para ayudar a disolver la acumulación concentrada de materiales. Partículas de grado de sal pueden ser removidas al hacer circular salmuera de sal insaturada para disolver las partículas. En el caso de una operación de empaque de grava, si esto ocurre antes del empaque de grava, el fluido circulante frecuentemente provoca desprendimiento de la formación al barreno y todavía además pérdida de fluidos a la formación. Si se intenta la remoción después de empaque de grava, el material de empaque de grava frecuentemente atrapa las partículas contra la formación y hace la remoción mucho más difícil. Otras partículas, tales como carbonatos pueden ser removidas con circulación de ácido, sin embargo los mismos problemas pueden surgir. Resinas solubles en aceite, carbonato y partículas grado sal permanecerán aislados en los poros de la formación a no ser que estén en contacto con el solvente. En los casos en donde los materiales sólidos cubren una sección larga del barreno, la disolución rápida por el solvente provoca remoción localizada. Consecuentemente, se forma una zona de robo y la mayoría del solvente se fuga a través de la zona de robo en lugar de esparcirse por toda la longitud del barreno. Adicionalmente , en tratamientos de estimulación, tales como acidificación, fracturación hidráulica, etc., es frecuentemente deseable taponar un área más permeable de la formación para desviar fluidos de tratamiento a áreas menos permeables que reciben el tratamiento inapropiado. Los tratamientos de pozo, tales como tratamientos por ácido y fractura de formaciones subterráneas son usados sistemáticamente para mejorar o estimular la recuperación de hidrocarburos. En muchos casos, una formación subterránea puede incluir dos o más intervalos que tienen permeabilidad y/o inyectividad variables. Algunos intervalos pueden poseer inyectividad relativamente baja o habilidad para aceptar fluidos inyectados, debido a la permeabilidad relativamente baja, alto esfuerzo in situ y/o daño de formación. Tales intervalos pueden ser consumados a través de perforaciones en un barreno con ademe y/o ser completados con agujero abierto. En algunos casos, tales intervalos de formación pueden estar presentes en una sección altamente desviada u horizontal de un barreno, por ejemplo, una sección de agujero abierto lateral.

En cualquier caso, cuando se tratan múltiples intervalos que tienen inyectividad variable, es frecuentemente el caso que la mayoría, si no es que todo, el fluido de tratamiento de pozo introducido será desplazado a uno o solamente unos pocos de los intervalos que tienen la inyectividad más alta. En un esfuerzo por distribuir más uniformemente los fluidos de tratamiento de pozo desplazados a cada uno de los múltiples intervalos que son tratados, métodos y materiales para desviar fluidos de tratamiento a intervalos de permeabilidad y/o inyectividad más baja han sido desarrollados. Sin embargo, las técnicas de desviación convencionales pueden ser costosas y/o pueden obtener solamente éxito limitado. A este respecto, las técnicas de desviación mecánicas son comúnmente complicadas y costosas. Además, los métodos de desviación mecánica están limitados comúnmente a medios ambientes de agujero con ademe y dependen del aislamiento con cemento y herramienta apropiados para obtener la desviación. Alternativamente, agentes de desviación tales como polímeros, materiales sólidos suspendidos y/o espuma han sido empleados cuando se trata simultáneamente múltiples intervalos de inyectividad variable. Tales agentes de desviación son bombeados comúnmente a una formación subterránea antes de un fluido de tratamiento de pozo con el fin de sellar intervalos de permeabilidad más alta y desviar el fluido de tratamiento de pozo a intervalos de permeabilidad más baja. Sin embargo, la acción de desviación de tales agentes de desviación es frecuentemente difícil de predecir y monitorear y puede no ser exitosa en el fluido de tratamiento de desviación a todos los intervalos deseados. Adicionalmente , en tanto que es deseable que estos geles viscosos sean estables a temperatura del fondo del pozo, también es deseable que sean removibles de la formación rápidamente después de tratamiento con el fin de eliminar cualquier daño potencial a los intervalos de alta permeabilidad . Resinas solubles en aceite han sido usadas previamente como tratamiento de desviación. Estas resinas, sin embargo, solamente se disuelven cuando se ponen en contacto con aceite. Si son usadas en un medio ambiente mojado por agua, las resinas solubles en aceite presentan en general dificultades en romper el tapón de resina para permitir la remoción de la formación . El uso de polímeros solubles en aguas acoplados con la concent ación apropiada de agentes de reticulación como agentes de desviación se ha convertido en una práctica común en años recientes para aplicaciones de recuperación de petróleo. En tal práctica, una solución que contiene el polímero y agente de reticulación ( es ) , denominado como gelificante, es inyectada en zonas deseadas y se le permite un tiempo suficiente para fraguarse a un sólido o gel semi-sólido. Estos geles son usados en pozos de inyección para desviar el flujo de agua inyectada o gas (C02) a zonas sin barrer en donde el petróleo ++++ adicional puede ser recuperado. El gel de polímero reticulado puede tener más uso en una aplicación más permanente ya que los sistemas rompedores prácticos no son siempre efectivos para remover el tapón gelificado. Comúnmente, agentes oxidantes a bajo pH tienen la mayor parte de éxito' en romper el gel de polímero reticulado; sin embargo, estos sistemas de rompedores son duros en la metalurgia ya que tienden a ser bastante corrosivos . Así, existe la necesidad de un tratamiento de pérdida de fluido estable que pueda ser emplazado fácilmente en el pozo y removido con facilidad sin provocar daños en el fondo del pozo .

BREVE DESCRIPCION DE LA INVENCION En un aspecto, las modalidades reveladas en la presente son concernientes con un método de tratamiento de un pozo, que incluye emplazar selectivamente una pildora de pérdida de fluido al pozo, en donde la pildora de pérdida de fluido incluye por lo menos uno de dietilenglicol , trietilenglicol y tetraetilenglicol, y en donde el por lo menos uno de dietilenglicol, trietilenglicol y tetraetilenglicol reacciona con una salmuera de calcio presente en el pozo para formar un tapón.

En otro aspecto, las modalidades reveladas en la presente son concernientes con un método de tratamiento de un pozo que incluye emplazar selectivamente una pildora de pérdida de fluido al pozo, en donde la pildora de pérdida de fluido incluye por lo menos uno de dietilenglicol , trietilenglicol y tetraetilenglicol , y en donde el por lo menos uno de dietilenglicol, trietilenglicol y tetraetilenglicol reacciona con una salmuera de calcio presente en el pozo para formar un tapón, en donde la salmuera de calcio incluye por lo menos uno de CaCl2 y CaBr2- En todavía otro aspecto, las modalidades reveladas en la presente son concernientes con una composición obtenida al mezclar salmuera de calcio y por lo menos uno de dietilenglicol, trietilenglicol y tetraetilenglicol , en donde la salmuera de calcio incluye por lo menos uno de CaBr2 y CaCl2. Otros aspectos y ventajas de la invención serán evidentes a partir de la siguiente descripción y las reivindicaciones adjuntas.

BREVE DESCRIPCION DEL DIBUJO La Figura 1 es un espectro de difracción de rayos X de un sólido formado de acuerdo con una modalidad revelada en la presente.

DESCRIPCION DETALLADA En un aspecto, las modalidades reveladas en la presente son concernientes en general con composiciones y procesos para incrementar el control de pérdida de fluido en aplicaciones en el fondo del pozo. Además, las modalidades reveladas en la presente también son concernientes con tratamientos de desviación selectivos en el barreno. Como se describe anteriormente, cuando un fluido se pierde a una formación o cuando es deseable desviar fluidos de tratamiento de una zona más permeable a una zona menos permeable de la formación, un tapón puede ser formado sobre zonas permeables de la formación. Como se usa en la presente, un "tapón" significa un material de sólido o de gel que puede bloquear o más preferiblemente puede solamente bloquear temporalmente zonas permeables de una formación para impedir o reducir la pérdida de fluido a aquellas zonas. En una modalidad, un tapón, como se revela en la presente, puede ser formado al hacer reaccionar una pildora de control del fluido que comprende un glicol con salmuera de calcio para formar un complejo de calcio-glicol . Después de la reacción de glicol y sales de calcio, el complejo de calcio-glicol se precipita de la solución de tal manera que puede ser usado como tapón para impedir que los fluidos del pozo permeen a la formación. El complejo de calcio-glicol que se precipita de la solución y forma el tapón revelado en la presente es soluble en agua, todavía es lento para disolverse en una salmuera de alta densidad. La pildora de pérdida de fluido o tratamiento de desviación puede incluir un glicol, específicamente por lo menos uno de dietilenglicol y t^ietilenglicol , que puede reaccionar con la sal de calcio para formar un tapón. En otras modalidades, la pildora de pérdida de fluido o tratamiento de desviación puede también incluir tetraetilenglicol . La pildora de pérdida de fluido que contiene glicol o tratamiento de desviación puede ser sustancialmente libre de polímeros. Como se usa en la presente, "sustancialmente libre de polímero" significa que la pildora de pérdida de fluido o tratamiento de desviación consisten de no más de 5% de polímeros en peso. Aditivos que pueden opcionalmente ser incluidos en la pildora de pérdida de fluido o tratamiento de desviación incluyen inhibidores de corrosión, aditivos viscosificantes, biocidas, solventes mutuos, surfactantes , agentes humectantes, aditivos de control de pH, agentes reguladores del pH, lubricantes, agentes de control de filtro, adelgazantes y agentes de peso. Algunos aditivos viscosificantes típicos incluyen polímeros naturales y derivados tales como goma xantana e hidroxietil celulosa (HEC) o polímeros y oligómeros sintéticos tales como poli (etilenglicol) [PEG], poli (dialil amina), poli (acrilamida) , poli (aminometilpropilsulfonato) [polímero AMPS] , poli (acrilonitrilo) , poli (acetato de vinilo) , poli (alcohol vinilico) , poli (vinil amina), poli (vinil sulfonato) , poli(estiril sulfonato) , poli ( acrilato ) , poli (metil acrilato) , poli (metacrilato) , poli (metil metacrilato) , poli ( vinilpirrolidona) , poli (vinil lactama) y co-, ter- y cuater-polimeros de los siguientes co-monómeros : etileno, butadieno, isopreno, estireno, divinilbenceno, divinil amina, 1 , 4 -pentadien-3-ona (divinil cetona), 1 , 6-heptadien-4-ona (dialil cetona), dialil amina, etilenglicol , acrilamida, AMPS, acrilonitrilo, vinil acetato, alcohol vinilico, vinilo amina, vinilo sulfonato, estiril sulfonato, acrilato, metil acrilato, metacrilato, metil metacrilato, vinilpirrolidona y vinil lactama. Todavía otros viscosificadores incluyen viscosificadores a base de arcilla, especialmente laponita y otras arcillas fibrosas pequeñas tales como las poligorskitas (atapulgita y sepiolita) . Cuando se usan viscosificadores que contienen polímero, los viscosificadores pueden ser usados en una cantidad de hasta 5% en peso de la pildora de pérdida de fluido, de tal manera que la pildora está sustancialmente libre de polímero. Salmueras apropiadas para uso con las pildoras de pérdida de fluido y tratamientos de desviación revelados en la presente incluyen cualquier solución útil en sistemas de perforación de pozo de petróleo y gas y en aplicaciones similares, tales como soluciones usadas en perforación, producción y almacenamiento de petróleo y gas de formación terrestres subterráneas. Las soluciones contienen comúnmente sales de metal, tales como pero no limitadas a, sales de metal de transición, sales de metal alcalino, sales de metal alcalinotérreo, y mezclas de las mismas. En una modalidad, la salmuera incluye por lo menos uno de bromuro de calcio y cloruro de calcio. En otras modalidades, la salmuera incluye una mezcla de bromuro de calcio y cloruro de calcio. En todavía otras modalidades, otras sales pueden ser incluidas opcionalmente en la solución de salmuera con el por lo menos uno de bromuro de calcio y cloruro de calcio. La solución de salmuera puede incluir las sales en cantidades convencionales, que fluctúan en general de aproximadamente 1% a aproximadamente 80%, preferiblemente de alrededor de 50% a aproximadamente 80%, y más preferiblemente de alrededor de 60% a aproximadamente 75%, en base al peso total de la solución, aunque como el experimentado en el arte apreciará que cantidades fuera de este intervalo pueden ser usadas también. Aunque la pildora de control de pérdida de fluido trabaja a todas las concentraciones de salmuera, la optimización del tipo y concentración de salmuera puede ser necesaria para el mejor desempeño del fluido. En una modalidad, la solución de salmuera puede fluctuar de aproximadamente 8.4 a 11.6 ppg de CaCl2, de aproximadamente 8.4 a 14.8 ppg de CaBr2 o de aproximadamente 8.4 a aproximadamente 15.1 ppg de mezclas de CaC±2/CaBr2; y preferiblemente la solución de salmuera puede fluctuar de aproximadamente 10.9 a 11.6 ppg de CaCl2, de aproximadamente 13.0 a 14.8 ppg de CaBr2 o de aproximadamente 10.9 a aproximadamente 15.1 ppg de mezclas de CaCl2/CaBr2. En otra modalidad, la salmuera puede también contener por lo menos uno de una sal de metal de transición, una sal de metal alcalino, una sal de metal alcalinotérreo y mezclas de las mismas, la solución de salmuera fluctúa en densidad de aproximadamente 8.4 a aproximadamente 25 ppg, preferiblemente de alrededor de 10.9 a aproximadamente 25 ppg y más preferiblemente de alrededor de 10.9 a aproximadamente 20 ppg. La salmuera o fluido de barreno que contiene la salmuera puede también incluir varios aditivos, en los que se incluyen inhibidores de corrosión, aditivos viscosificantes , biocidas, solventes mutuos, surfactantes , agentes humectantes, aditivos de control de pH, agentes reguladores del pH, lubricantes, agentes de control de filtro, adelgazantes y agentes de peso. Tales compuestos deben ser conocidos para aquel de habilidad ordinaria en el arte de formulación de fluidos de perforación. Adelgazantes tales como lignosulfonatos son también frecuentemente agregados a fluidos de perforación a base de agua. Comúnmente los lignosulfonatos , lignosulfonatos modificados, polifosfatos y taninas son agregados. En otras modalidades, poliacrilatos de bajo peso molecular pueden también ser agregados como adelgazantes. Los adelgazantes son agregados a un fluido de perforación para reducir la resistencia al flujo y controlar las tendencias de gelación. Otras funciones efectuadas por los adelgazantes incluyen reducción de filtración y espesor de retorta de filtro, contrarrestar los efectos de sales, minimizar los efectos de agua sobre las formaciones perforadas, emulsificar el aceite en agua y estabilizar las propiedades de lodo a temperaturas elevadas . El tipo y cantidad de un agente de pesada usado depende de la densidad deseada de la composición de fluido de perforación final. Agentes de peso típicos incluyen pero no están limitados a: sólidos suspendibles tales como por ejemplo, barita, óxido de hierro, carbonato de calcio, carbonato de magnesio y combinaciones de tales materiales y derivados de tales materiales y sólidos que se pueden disolver tales como por ejemplo, bromuro de calcio, cloruro de calcio y otras sales que pueden opcionalmente ser incluidas en la solución de salmuera con por lo menos uno de bromuro de calcio y cloruro de calcio . La presencia de la solución de salmuera en el pozo antes del emplazamiento de la pildora de pérdida de fluido o tratamiento de desviación puede dar como resultado que la solución de salmuera sea usada como fluido de perforación o componente de un fluido de perforación usado en el pozo.

Alternativamente, si la pérdida de fluido a la formación es detectado, una solución de salmuera puede ser inyectada al pozo y al área que rodea la pérdida de fluido, de tal manera que una vez que la pildora de pérdida de fluido o tratamiento de desviación es emplazado en el pozo, la salmuera y el tratamiento de desviación pueden reaccionar para formar un tapón que puede reducir la cantidad de pérdida de fluido a la formación. Por ejemplo, si un pozo es originalmente perforado con 12.0 ppg de salmuera de NaBr y se encuentra pérdida de fluido excesiva, entonces una pildora de salmuera de 12.0 ppg de CaCl2/CaBr2 puede ser emplazada, seguida por una pildora de trietilenglicol para formar el tapón de calcio-glicol . La pildora de pérdida de fluido o tratamiento de desviación puede ser inyectado a una columna de trabajo, fluir al fondo del barreno y luego hacia afuera de la columna de trabajo y al anulo entre la columna de trabajo y el ademe o barreno. Este lote de tratamiento es denominado comúnmente como "pildora". La pildora puede ser empujada mediante inyección de otros fluidos de consumación detrás de la pildora a una posición dentro del barreno que está inmediatamente por encima de una porción de la formación en donde se sospecha de pérdida de fluido. Luego la inyección de fluidos al barreno es detenida y la pérdida de fluido se moverá entonces a la pildora hacia la ubicación de pérdida de fluido. La colocación de la pildora de tal manera es denominada f ecuentemente como "mancha" de la pildora. La pildora de pérdida de fluido o tratamiento de desviación puede luego reaccionar con la salmuera para formar un tapón cerca de la superficie del barreno, para reducir significativamente el flujo de fluido a la formación. La pildora de pérdida de fluido o tratamiento de desviación puede ser emplazado selectivamente en el barreno, por ejemplo, mediante apuntamiento de la pildora a través de un tubo helicoidal o mediante mampara. Un anemómetro en el fondo del pozo o herramienta similar puede ser usado para detectar el flujo de fluido en el fondo del pozo que indican en donde el fluido se puede perder a la formación. La ubicación relativa de la pérdida de fluido puede ser determinada tal como por medio del uso de marcadores reactivos presentes a lo largo de la columna de tubo. Varios métodos para emplazar una pildora conocidos en el arte son discutidos, por ejemplo, en las patentes estadounidenses Nos. 4,662,448, 6,325,149, 6,367,548, 6,790,812, 6,763,888, que son incorporadas en la presente por referencia en su totalidad. Si la salmuera de calcio es emplazada en el pozo antes de la pildora de glicol, las dos "pildoras" pueden ser emplazadas por una sola corrida de tubería helicoidal, en donde las dos pildoras están separados por, por ejemplo, un separador de salmuera de 12.0 ppg de NaBr altamente viscosificado, de tal manera que cuando las dos pildoras surgen del extremo de la tubería helicoidal y al barreno, se entremezclan y reaccionan para formar el tapón de calcio-glicol . Alternativamente, el emplazamiento puede ser efectuado por medio de dos corridas de tubería helicoidales separadas, en donde el primer fluido es emplazado, la tubería helicoidal es retirada y vaciada y luego la tubería helicoidal es re-insertada y el segundo fluido es emplazado . Una vez emplazado, el tapón puede ser removido opcionalmente al inyectar un fluido rompedor al barreno. En varias modalidades, el fluido rompedor puede comprender una salmuera que tiene más agua libre que la que se encuentra originalmente en el pozo, una combinación de salmuera y agua fresca o agua fresca sin sales. Se ha notado que el complejo de calcio-glicol es soluble en agua fresca o en salmueras con suficiente agua libre; sin embargo, el proceso de disolución de tapón es lento. En otra modalidad, para obtener un rompimiento rápido, el fluido rompedor comprende un agente quelante. En otra modalidad, el fluido rompedor comprende una solución acuosa que contiene por lo menos uno de los agentes acomplej antes ácido etilendiamin tetraacético (EDTA) , ácido dietilentriamin pentaacético (DTPA), ácido trietilentetramin hexacético (TTHA) , ácido 1 , 2-propilendiamin tetraacético (PDTA), ácido 1-feniletilendiamin tetraacético, ácido 3 , 3-dimetilbutan-l , 2-diamin tetraacético, ácido 1 , 2 , 3-triaminopropan hexaacético, ácido trimetilendiamin tetraacético, ácido nitrilo-triacético (NTA) , ácido 1 , 2-ciclohexadiamin tetraacético, ácido glicol etilendiamin tetraacético, ácido tetralin-2 , 3-diamin tetraacético, ácido decalin-2 , 3-diamin tetraacético, ácido ciclohexan 1,2-diamin tetraacético, ácido ciclohexan-1 , 3-diamin tetraacético, ácido ciclohexan-1 , 4 -diamin tetraacético, ácido glutamic-N , N-diacético (GLDA) , ácido 3-amino-ftálic-N , -diacético (APhthDA) o los semejantes y las varias sales de los mismos. El fluido rompedor puede contener opcionalmente aditivos tal como son conocidos por aquellos de habilidad ordinaria en el arte de formación de fluidos de perforación . Las soluciones rompedoras pueden ser formuladas por ejemplo, al disolver los EDTA, DTPA, TTHA, PDTA, ácido 1-feniletilendiamin tetraacético, ácido 3 , 3-dimetilbutan-1,2-diamin tetraacético, ácido 1 , 2 , 3-triaminopropan hexaacético, ácido trimetilendiamin tetraacético, TA, ácido 1 , 2-ciclohexadiamin tetraacético, ácido glicol etilendiamin tetraacético, ácido tetralin-2 , 3-diamin tetraacético, ácido decalin-2 , 3-diamin tetraacético, ácido ciclohexan 1,2-diamina tetraacético, ácido ciclohexan-1 , 3-diamin tetraacético, ácido ciclohexan-1 , 4-diamina tetraacético, GLDA, APhthDA o los semejantes o las varias sales de los mismos en agua fresca o en salmueras a base de catión monovalente para obtener cualquier densidad de solución deseada en el intervalo de aproximadamente 8. a aproximadamente 25 ppg.

En una modalidad, una pildora de pérdida de fluido que contiene trietilenglicol puede ser introducida a una salmuera de 14.8 ppg de CaBr2 para formar un tapón. La cantidad de glicol (ya sea di-, tri- o tetraetilenglicol ) a ser aplicada en cada pildora puede depender de la formación particular a ser taponada para controlar efectivamente la pérdida de fluido. En una modalidad, un volumen más pequeño de glicol puede ser emplazado selectivamente, la pérdida de fluido puede ser monitoreada y un volumen adicional de glicol puede ser emplazado subsecuentemente para formar precipitado de calcio-glicol adicional. El monitoreo y emplazamiento pueden ser repetidos hasta que la velocidad de pérdida de fluido está dentro de un intervalo aceptable. En otra modalidad, una pildora de pérdida de fluido que contiene trietilenglicol puede ser introducida a una salmuera de 15.1 ppg de CaCl2/CaBr2. En otra modalidad, una pildora de pérdida de fluido que contiene trietilenglicol puede ser introducida a una salmuera de 11.6 ppg de CaCl2. En otra modalidad, una pildora de pérdida de fluido que contiene dietilenglicol puede ser introducida a una salmuera de 14.8 ppg de CaBr2. En otra modalidad, una pildora de pérdida de fluido que contiene dietilenglicol puede ser introducida a una salmuera de 15.1 ppg de CaCl2/CaBr2. En otra modalidad, una pildora de pérdida de fluido que contiene dietilenglicol puede ser introducida a una salmuera de 11.6 ppg de CaCl2. En otra modalidad, una pildora de pérdida de fluido que contiene tetraetilenglicol puede ser introducida a una salmuera de 14.8 ppg de CaBr2. En otra modalidad, una pildora de pérdida de fluido que contiene tetraetilenglicol puede ser introducida a una salmuera de 15.1 ppg de CaCl2/CaBr2. En otra modalidad, una pildora de pérdida de fluido que contiene tetraetilenglicol puede ser introducida a una salmuera de 11.6 ppg de CaCÍ2. En otra modalidad, una pildora de pérdida de fluido que contiene trietilenglicol puede ser introducida a una salmuera de 13.,0 ppg de CaBr2- En otra modalidad, una pildora de pérdida de fluido que contiene trietilenglicol puede ser introducida a una salmuera de 10.9 ppg de CaCl2/CaBr2. En otra modalidad, una pildora de pérdida de fluido que contiene trietilenglicol puede ser introducida a una salmuera de 10.9 ppg de CaCl2. En otra modalidad, una pildora de pérdida de fluido que contiene dietilenglicol puede ser introducida a una salmuera de 13.0 ppg de CaBr2. En otra modalidad, una pildora de pérdida de fluido que contiene dietilenglicol puede ser introducida a una salmuera de 10.9 ppg de CaCl2/CaBr2. En otra modalidad, una pildora de pérdida de fluido que contiene dietilenglicol puede ser introducida a una salmuera de 10.9 ppg de CaCl2. En otra modalidad, una pildora de pérdida de fluido que contiene tetraetilenglicol puede ser introducida a una salmuera de 13.0 ppg de CaBr2- En otra modalidad, una pildora de pérdida de fluido que contiene tetraetilenglicol puede ser introducida a una salmuera de 10.9 ppg de CaCl2/CaBr2. En otra modalidad, una pildora de pérdida de fluido que contiene tetraet ilenglicol puede ser introducida a una salmuera de 10.9 ppg de CaCl2. En otra modalidad, una pildora de pérdida de fluido que contiene trozos separados de triet ilenglicol y 13.0 a 14.8 ppg de salmuera de CaBr2 pueden ser introducidos a un barreno que contiene una salmuera a base de NaCl o Na.Br. En otra modalidad, una pildora de pérdida de fluido que contiene trozos separados de trietilenglicol y salmuera de 10.9 a 15.1 ppg de CaCl2/CaBr2 pueden ser introducidos a un barreno que contiene salmuera a base de NaCl o NaBr. En otra modalidad, una pildora de pérdida de fluido que contiene trozos separados de trietilenglicol y salmuera de 10.9 a 11.6 ppg de CaCl2 pueden ser introducidos a un barreno que contiene salmuera a base de NaCl o NaBr. En otra modalidad, una pildora de pérdida de fluido que contiene trozos separados de dietilenglicol y salmuera de 13.0 a 14.8 ppg de CaBr2 pueden ser introducidos a un barreno que contiene salmuera a base de NaCl o NaBr. En otra modalidad, una pildora de pérdida de fluido que contiene trozos separados de dietilenglicol y salmuera de 10.9 a 15.1 ppg de CaCl2/CaBr2 pueden ser introducidos a un barreno que contiene salmuera a base de NaCl o NaBr. En otra modalidad, una pildora de pérdida de fluido que contiene trozos separados de dietilenglicol y salmuera de 10.9 a 11.6 ppg de CaCl2 pueden ser introducidos a un barreno que contiene salmuera a base de NaCl o NaBr. En otra modalidad, una pildora de pérdida de fluido que contiene trozos separados de tetraetilenglicol y salmuera de 13.0 a 14.8 ppg de CaBr2 pueden ser introducidos a un barreno que contiene salmuera a base de NaCl o NaBr. En otra modalidad, una pildora de pérdida de fluido que contiene trozos separados de tetraetilenglicol y salmuera de 10.9 a 15.1 ppg de CaCl2/CaBr2 pueden ser introducidos a un barreno que contiene salmuera a base de NaCl o NaBr. En otra modalidad, una pildora de pérdida de fluido que contiene trozos separados de tetraetilenglicol y salmuera de 10.9 a 11.6 ppg de CaCl2 pueden ser introducidos a un barreno que contiene salmuera a base de NaCl o NaBr.

EJEMPLO Una salmuera de 14.2 ppg de CaBr2 se hizo reaccionar con dietilenglicol para formar una composición sólida de acuerdo con una modalidad revelada en la presente. La Figura 1 muestra un espectro de difracción de rayos X del salud formado de la reacción entre dietilenglicol y salmuera de 14.2 ppg de CaBr2. Los picos en el espectro mostrado en la Figura 1 han sido comparados con aquellos de compuestos conocidos encontrados en bases de datos de identificación de compuestos disponibles actualmente y ninguno de los espectros de aquellos compuestos conocidos corresponden con el espectro mostrado en la Figura 1. A partir de este espectro, se aprecia que la composición de materia producida cuando dietilenglicol reacciona con salmuera de 14.2 ppg de CaBr2 es una composición novedosa . A partir de la determinación de que la reacción entre dietilenglicol y una salmuera de 14.2 ppg de CaBr2 produce una composición novedosa o nueva, también se espera que nuevas composiciones de materia sean producidas, por ejemplo, cuando trietilenglicol reacciona con una salmuera de 13.0 a 14.8 ppg de CaBr2, cuando trietilenglicol reacciona con una salmuera de 10.9 a 15.1 ppg de CaCl2/CaBr2, cuando trietilenglicol reacciona con una salmuera de 10.9 a 11.6 ppg de CaCl2, cuando dietilenglicol reacciona con una salmuera de 13.0 a 14.8 ppg de CaBr2, cuando dietilenglicol reacciona con una salmuera de 10.9 a 15.1 ppg de CaCl2/CaBr2, cuando dietilenglicol reacciona con una salmuera 10.9 a 11.6 ppg de CaCl2, cuando tetraetilenglicol reacciona con una salmuera de 13.0 a 14.8 ppg de CaBr2, cuando tetraetilenglicol reacciona con una salmuera de 10.9 a 15.1 ppg de CaCl2/CaBr2 y cuando tetraetilenglicol reacciona con un salmuera de 10.9 a 11.6 ppg de CaCl2. Ventajosamente, las modalidades de la presente invención proporcionan un aditivo de pérdida de fluido que puede reducir o eliminar sustancialmente la pérdida de fluido a la formación en un barreno que contiene salmuera. La formación del complejo de calcio-salmuera puede también permitir un tratamiento de desviación temporal y selectivo, en el cual el control de pérdida de fluido puede ser aplicado selectivamente a segmentos particulares del barreno o zonas de formación. La solubilidad en agua del complejo de calcio-salmuera permite que un tapón pueda ser removido lentamente con el paso del tiempo sin la adición de ningún rompedor o fácilmente removible con la adición de un fluido rompedor sin exponer la formación o herramienta del fondo del pozo, tamices, válvulas, etc., a condiciones peligrosas que pueden provocar daños permanentes de la formación, inestabilidad del barreno o corrosión de la metalurgia de construcción del barreno. El complejo puede también poseer estabilidad a altas temperaturas sin amenaza de degradación del polímero. En tanto que la invención ha sido descrita con respecto a un número limitado de modalidades, aquellos experimentados en el arte, teniendo el beneficio de esta revelación, apreciarán que otras modalidades pueden ser ideadas que no se desvían del alcance de la invención como se revela en la presente. Así, el alcance de la invención debe estar limitado solamente por las reivindicaciones adjuntas.

Claims (13)

1. REIVINDICACIONES 1. Un método de tratamiento de un pozo, caracterizado porque comprende: emplazar selectivamente una pildora de pérdida de fluido al pozo, en donde la pildora de pérdida de fluido comprende por lo menos uno de dietilenglicol , trietilenglicol y tetraetilenglicol y en donde el por lo menos uno de dietilenglicol , trietilenglicol y tetraetilenglicol reacciona con una salmuera de calcio presente en el pozo para formar un tapón .
2. 2. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque la salmuera de calcio comprende por lo menos uno de CaCl2 y CaBr^.
3. 3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el pozo comprende por lo menos una zona que contiene hidrocarburo problemático y por lo menos una zona no problemática y en donde el emplazamiento selectivo comprende emplazar la pildora de pérdida de fluido en la por lo menos una zona no problemática.
4. 4. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el tapón comprende un producto de reacción entre iones calcio y glicol.
5. 5. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además: inyectar un fluido rompedor al pozo, el fluido rompedor comprende por lo menos uno de EDTA, DTPA, TTHA, PDTA, ácido 1-feniletilendiamin tetraacético, ácido 3 , 3-dimetilbutan-1,2-diamin tetraacético, ácido 1 , 2 , 3-triaminopropan hexaacético, ácido trimetilendiamin tetraacético, NTA, ácido 1 , 2-ciclohexadiamin tetraacético, ácido · etilendiamin tetraacético, ácido tetralin-2 , 3-diamin tetraacético, ácido decalin-2 , 3-diamin tetraacético, ácido ciclohexan 1,2-diamin tetraacético, ácido ciclohexan-1 , 3-diamin tetraacético, ácido ciclohexan-1 , -diamin tetraacético, GLDA, APhthDA y sales de los mismos.
6. 6. El método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque comprende además: remover el tapón del pozo.
7. 7. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además: perforar el pozo con la salmuera de calcio.
8. 8. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además: inyectar la salmuera de calcio al pozo antes del emplazamiento selectivo de la pildora de pérdida de fluido.
9. 9. El método de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque comprende además: inyectar salmuera de calcio adicional al pozo después del emplazamiento selectivo de la pildora de pérdida de fluido; y emplazar selecti amente una pildora de pérdida de fluido adicional al pozo, en donde la pildora de pérdida de fluido adicional comprende por lo menos uno de dietilenglicol , trietilenglicol y tetraetilenglicol .
10. 10. Un método para el tratamiento un pozo, caracterizado porque comprende: emplazar selectivamente una pildora de pérdida de fluido al pozo, en donde la pildora de pérdida de fluido comprende por lo menos uno de dietilenglicol, trietilenglicol y tetraetilenglicol, y en donde el por lo menos uno de dietilenglicol, trietilenglicol y tetraetilenglicol reacciona con una salmuera de calcio presente en el pozo para formar un tapón, en donde la salmuera de calcio comprende por lo menos uno de CaC12 y CaBr2.
11. 11. El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque el pozo comprende por lo menos una zona que contiene hidrocarburo problemático y por lo menos una zona no problemática, y en donde el emplazamiento selectivo comprende emplazar la pildora de pérdida de fluido en la por lo menos una zona no problemática.
12. 12. El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque comprende además: inyectar un fluido rompedor al pozo, el fluido rompedor que comprende por lo menos uno de EDTA, DTPA, TTHA, PDTA, ácido 1-feniletilendiamin tetraacético, ácido 3 , 3-dimetilbutan-1 , 2-diamin tetraacético, ácido 1 , 2 , 3-triaminopropan hexaacético, ácido trimetilendiamin tetraacético, NTA, ácido 1 , 2-ciclohexadiamin tetraacético, ácido glicol etilendiamin tetraacético, ácido tetralin-2 , 3-diamin tetraacético, ácido decalin-2 , 3-diamin tetraacético, ácido ciclohexan 1,2-diamina tetraacético, ácido ciclohexan-1 , 3-diamin tetraacético, ácido ciclohexan-1 , 4 -diamin tetraacético, GLDA, APhthDA y sales de los mismos.
13. 13. Una composición obtenida al mezclar salmuera de calcio y por lo menos uno de dietilenglicol , trietilenglicol y tetraetilenglicol , caracterizado porque la salmuera de calcio comprende por lo menos uno de CaBr2 y CaC12.