MX2008014507A - Guar oxidado para fluidos de servicio en campos petroliferos. - Google Patents
Guar oxidado para fluidos de servicio en campos petroliferos.Info
- Publication number
- MX2008014507A MX2008014507A MX2008014507A MX2008014507A MX2008014507A MX 2008014507 A MX2008014507 A MX 2008014507A MX 2008014507 A MX2008014507 A MX 2008014507A MX 2008014507 A MX2008014507 A MX 2008014507A MX 2008014507 A MX2008014507 A MX 2008014507A
- Authority
- MX
- Mexico
- Prior art keywords
- guar
- fluid
- galactose
- service composition
- oilfield service
- Prior art date
Links
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 title claims abstract description 163
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 71
- 108010015133 Galactose oxidase Proteins 0.000 claims abstract description 52
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 42
- 102000016938 Catalase Human genes 0.000 claims abstract description 14
- 108010053835 Catalase Proteins 0.000 claims abstract description 14
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims abstract description 8
- 102000003992 Peroxidases Human genes 0.000 claims abstract description 7
- 108040007629 peroxidase activity proteins Proteins 0.000 claims abstract description 7
- 125000002485 formyl group Chemical class [H]C(*)=O 0.000 claims abstract 6
- 229930182830 galactose Natural products 0.000 claims description 31
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 26
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 22
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 18
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 15
- -1 hydroxypropyl Chemical group 0.000 claims description 13
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 11
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 11
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 11
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 10
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 claims description 9
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 8
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 7
- GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N C[CH]O Chemical group C[CH]O GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 claims description 5
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 4
- 230000000887 hydrating effect Effects 0.000 claims description 4
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M N,N,N-Trimethylmethanaminium chloride Chemical compound [Cl-].C[N+](C)(C)C OKIZCWYLBDKLSU-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 239000003139 biocide Substances 0.000 claims description 3
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims description 3
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 3
- WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L calcium dibromide Chemical compound [Ca+2].[Br-].[Br-] WGEFECGEFUFIQW-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 3
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M potassium formate Chemical compound [K+].[O-]C=O WFIZEGIEIOHZCP-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 3
- 229910001622 calcium bromide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229920000620 organic polymer Polymers 0.000 claims description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims 7
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims 1
- 102000004190 Enzymes Human genes 0.000 abstract description 19
- 108090000790 Enzymes Proteins 0.000 abstract description 19
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 abstract description 12
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 abstract description 12
- 230000002255 enzymatic effect Effects 0.000 abstract description 6
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 abstract description 4
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 28
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 22
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 17
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 16
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 15
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 12
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 10
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 9
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 9
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 8
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 8
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 7
- 238000005496 tempering Methods 0.000 description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 6
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 5
- 244000303965 Cyamopsis psoralioides Species 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 4
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 125000003172 aldehyde group Chemical group 0.000 description 4
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N (2r,3r,4s,5r,6s)-2-(hydroxymethyl)-6-[[(2r,3s,4r,5s,6r)-4,5,6-trihydroxy-3-[(2s,3s,4s,5s,6r)-3,4,5-trihydroxy-6-(hydroxymethyl)oxan-2-yl]oxyoxan-2-yl]methoxy]oxane-3,4,5-triol Chemical compound O[C@@H]1[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H](CO)O[C@@H]1OC[C@@H]1[C@@H](O[C@H]2[C@H]([C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O2)O)[C@H](O)[C@H](O)[C@H](O)O1 OMDQUFIYNPYJFM-XKDAHURESA-N 0.000 description 3
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 3
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 3
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 108090000623 proteins and genes Proteins 0.000 description 3
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 241000223218 Fusarium Species 0.000 description 2
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 description 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 2
- 150000002256 galaktoses Chemical class 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 2
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 2
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 2
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 2
- NGNBDVOYPDDBFK-UHFFFAOYSA-N 2-[2,4-di(pentan-2-yl)phenoxy]acetyl chloride Chemical class CCCC(C)C1=CC=C(OCC(Cl)=O)C(C(C)CCC)=C1 NGNBDVOYPDDBFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UHPMCKVQTMMPCG-UHFFFAOYSA-N 5,8-dihydroxy-2-methoxy-6-methyl-7-(2-oxopropyl)naphthalene-1,4-dione Chemical compound CC1=C(CC(C)=O)C(O)=C2C(=O)C(OC)=CC(=O)C2=C1O UHPMCKVQTMMPCG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000228212 Aspergillus Species 0.000 description 1
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 1
- JPVYNHNXODAKFH-UHFFFAOYSA-N Cu2+ Chemical compound [Cu+2] JPVYNHNXODAKFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N D-mannopyranose Chemical compound OC[C@H]1OC(O)[C@@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-QTVWNMPRSA-N 0.000 description 1
- 229920002245 Dextrose equivalent Polymers 0.000 description 1
- 241000588724 Escherichia coli Species 0.000 description 1
- 241000233866 Fungi Species 0.000 description 1
- 241000223195 Fusarium graminearum Species 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 241000221931 Hypomyces rosellus Species 0.000 description 1
- 208000002565 Open Fractures Diseases 0.000 description 1
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 description 1
- 102000035195 Peptidases Human genes 0.000 description 1
- 108091005804 Peptidases Proteins 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004365 Protease Substances 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 238000005903 acid hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 238000010923 batch production Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000003115 biocidal effect Effects 0.000 description 1
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 1
- 239000013068 control sample Substances 0.000 description 1
- 229910001431 copper ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 108010037176 copper oxidase Proteins 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005518 electrochemistry Effects 0.000 description 1
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 description 1
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 125000000311 mannosyl group Chemical group C1([C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O1)CO)* 0.000 description 1
- 229910000000 metal hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004692 metal hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000006395 oxidase reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010525 oxidative degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000008188 pellet Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 102000004169 proteins and genes Human genes 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000006254 rheological additive Substances 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 229920001059 synthetic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003017 thermal stabilizer Substances 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Preparation Of Compounds By Using Micro-Organisms (AREA)
- Enzymes And Modification Thereof (AREA)
- Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Medicinal Preparation (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
Abstract
Una composición fluida de servicio para campos petrolíferos contiene un guar de aldehído producido por oxidación enzimática de un guar recto, no derivado o de un derivado de guar. La enzima usada para oxidar el guar a guar de aldehído es oxidasa de galactosa, que se puede combinar con catalasa o catalasa y peroxidasa. El guar de aldehído es útil como un agente de gelificación efectivo para fluidos de servicio de campos petrolíferos tales como fluidos hidráulicos de fracturación y fluidos de estimulación.
Description
' GUAR OXIDADO PARA FLUIDOS DE SERVICIO EN CAMPOS PETROLÍFEROS CAMPO DE LA INVENCIÓN La invención se relaciona con una composición ! y aplicación de uso de guar oxidado en fluidos de servicio para campos petrolíferos. Más específicamente, la invención se relaciona con el uso de guar tratado con una enzima como ün agente de gelificación efectivo para fluidos hidráulicos de fracturación y estimulación. ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN La perforación de un pozo de petróleo o gas involucra varias etapas antes y después de que un pozo se pone ¡en producción. Operaciones primarias de recuperación de petróíeo incluyen perforar el pozo, cementar el entubado a la formación y completar el pozo antes de la producción de petróleo o gas. Operaciones de reacondicionamiento pueden ser necesarias durante el trabajo de reparación en pozos de producción, usualmente como un esfuerzo para reforzar o prolongar la vida económica de un pozo. Cuando se disminuye la velocidad 'de flujo del petróleo o gas, la reserva del pozo puede tratarse en alguna manera para incrementar el flujo de petróleo o gas en el pozo de sondeo. Esta operación se llama recuperación secundaria, conocida como operaciones de fracturación/estimulación. Las operaciones de fracturación/estimulación se realizan ya sea por lavado ácido o fracturación hidráulica. Cuando la reserva se agota, pueden ser necesarias operaciones de recuperación de petróleo reforzadas para incrementar el flujo de producción del pozo. Esta operación es llamada recuperación .terciaria, e involucra la inyección de fluidos a la formacijón que circunda el pozo de producción para incrementar la velocidad de flujo del fluido de la formación en el pozo |de sondeo. Para lograr las operaciones anteriormente mencionadas, se usan fluidos de perforación como un elemento integral de programas de perforación para la recuperación primaria !de petróleo. Ellos están especialmente diseñados para realizar numerosas funciones que son críticas para el éxito de las operaciones de perforación. Para realizar estas funciones, los fluidos de perforación deben poseer propiedades particulares con respecto a su reología, densidad y control de filtración.
El guar y los derivados de guar son ampliamente usados \ en fluidos para usarse en aplicaciones de fracturación y de estimulación de pozos de petróleo. Ellos se usan particularmente en fluidos hidráulicos de fracturación, para proporcionar control de filtración y reología para suspender el consolidante, que son partículas dimensionadas mezcladas con el fluido hidráulico de fracturación y son usadas para mantener fracturas abiertas después de un tratamiento hidráulico de fracturación, y llevar el agente de consolidación a la formación fracturada. Ellos se utilizan en combinación con otros varios químicos, y particularmente con reticuladores para proporcionar geles óptimos reticulados, necesarios para suspender el agente de consolidación. La viscosidad final del guar es muy dependiente de la calidad de las fracciones de guar. Mientras que unos poc s cambios en el proceso pueden contribuir a aumentar la viscosidad final en una pequeña cantidad, un contribuyente principal permanece la calidad de la materia prima. Durante los años pasados, un guar (Variedad 365, una variedad de semillas de guar desarrolladas en regiones irrigadas tales como Haryana en India) ha sido comercializado, y se ha usado para producir "guares de alta viscosidad" . Ahora, un guar i de alta calidad tal se importa a Estados Unidos de América, y las principales compañías de bombeo han adoptado su uso. Para producir un guar de alta viscosidad tal, el uso ; de las fracciones de guar diseñadas nuevamente por ingeniería ¡ no es suficiente para extraer completamente el potencial de viscosidad óptimo de las fracciones. Se requiere del ajuste: de parámetros de proceso. Estudios de laboratorio han resaltado la importancia de las condiciones de humedecimiento y temperatura para producir viscosidad de guar final aumentada. Sin embargo, muchos de los cambios del proceso requerirían una inversión de capital significativa para producir de manera consistente el aguar de alta viscosidad deseado. El producto de la oxidación de soluciones acuosas de gojma de guar y otros polisacáridos que llevan galactosa usando la enzima de oxidasa de galactosa se divulga en la Patente Norteamericana. No . 3,297,604, incorporada aquí como referencia en su totalidad. Los productos oxidados que llevan aldehido se separan por precipitación de las soluciones acuosas usadas para las reacciones de la enzima. La Patente Norteamericana No. 3,297,604 divulga el uso de los productos oxidados en ,1a fabricación de papel. Los productos oxidados que llevan aldehido se divulgaron también por ser convenientes para usarse para reticular polímeros de poliamino, polímeros de ¦polihidroxi , y. proteínas. ; La Patente Norteamericana No. 5,554,745, incorporada aquí i como referencia en su totalidad, divulga (1) la preparación de polisacáridos que contienen galactosa catiónica y (2) : la oxidación enzimática en solución acuosa de los polisacáridos que contienen galactosa catiónica con oxidasa de galactosa. Los polisacáridos catiónicos oxidados son divulgados por mejorar las características de resistencia del papel. La Patente Norteamericana No. 6,022,717, incorporada aquí como referencia en su totalidad, divulga un proceso para la oxidación del tipo de galactosa oxidable del alcohol en: el tipo de galactosa oxidable del polímero que contiene jla 'configuración .del alcohol, tal como guar, con oxidasa de galactosa en la presencia de químicos que promueven la oxidación. Esta patente no divulga el uso de tales polímeros oxidados tales en fluidos de servicio de campos petrolíferos; La Patente Norteamericana No 6,124,124, incorporada aquí como referencia en su totalidad, divulga una composición de un tipo de galactosa oxidable del polímero que contiene ;la configuración del alcohol, tal como guar, el cual esta jen 'estado sólido, y oxidasa galactosa. La aplicación de taíes polímeros oxidados en proceso de fabricación de papel resuíta en características de resistencia superior en el papel. Esta patente no divulga el uso de tales polímeros oxidados en fluidos de servicio de campos petrolíferos. La Patente Norteamericana No 6,179,962, incorporada aquí como referencia en su totalidad, divulga un proceso para fabricar papel que tiene características de resistencia mejoradas mediante la adición a la pulpa de polímero catiónico soluble en agua y/o dispersable en agua y tipo de galactosa oxidada de polímero que contiene configuración del alcohol, tal como guar. Esta patente no divulga el uso de tal polímero oxidado en fluidos de servicio de campos petrolíferos. ; La Patente Norteamericana 2003/0054963 divulga un método de tratamiento de una formación subterránea usando un fluido de un pozo tratado donde el agente de gelificacion incluye |un guar en polvo de alta viscosidad, de rápida hidratación. Esta patente no divulga ningún tratamiento con oxidasa de galactosa para aumentar la viscosidad del guar. La Patente Norteamericana 6,884,884 divulga un método para la despolimerización del galactomanano y derivados del mismo con un agente de separación líquido. Esta patente describe los agentes de separación como una molécula química que separa de manera no especifica enlaces de éter entre mañosas en la estructura principal de galactomanano que incluye ácidos tales como haluros de hidrógeno en la forma de un líquido (hidrólisis ácida) y reactivos de oxidación (degradación oxidativa) pero no incluye enzimas. Entre los .objetivos de esta patente esta la de proporcionar un método para fabricar una composición que comprende galactomanano que tiene cierto peso molecular, índice de polidispersividad! y viscosidad, lo cual es útil, por ejemplo, en el tratamiento o la realización de una fractura en una formación subterránea. La alta viscosidad es un aspecto importante para los geles reticulados. Para incrementar la eficiencia en guares comercialmente disponibles, aún existe la necesidad de polímeros de viscosidad más alta que permitirían el uso 1 de cargas de polímero reducidas para minimizar el nivel de residuo después de la fractura, incrementando así la permeabilidad de retorno. BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN
La presente invención está dirigida a un guar de aldehido producido a partir de una composición de guar enzimáticamente 5 tratada para usarse como un agente de gélificación eficiente en fluidos de servicio de campos petrolíferos tales como fluidos de fracturación y estimulación. El tratamiento del guar con una muy pequeña cantidad de oxidasa de galactosa I resulta en un guar de aldehido que tiene una viscosidad i I 0 significativamente mayor. | Los guares de alto grado de viscosidad se desean p ra proporcionar capacidad de transporte suficiente y retención de agua a cargas reducidas, para minimizar el contenido residual, dejado por el guar después de la fractura, en las fracturas, y 5 por lo tanto maximizar el retorno. I ' Las Patentes Norteamericanas Nos. 6,022,717; 6,124,124; I 6,179,962, todas de las cuales han sido incorporadas cómo referencias en sus totalidades, divulgan el uso de la oxidasa de galactosa en la producción de guar oxidado. Se ha 0 encontrado que el tratamiento del guar con una pequeña
!· cantidad de oxidasa de galactosa aumenta la viscosidad del guar el cual es útil en fluidos de servicio de campos petrolíferos. j La presente invención se relaciona a una composición fluida de servicio para campos petrolíferos que contiene un guar de aldehido que se obtiene a partir de un guar que contiene una galactosa que se oxida mediante la reacción con oxidasa de galactosa para proporcionar un grupo aldehido en la 5 posición C6 de la galactosa. El guar de aldehido se combina entonces con una fase continua, tal como agua, petróleo o gas para producir ' la composición fluida de servicio de campos petrolíferos. La presente invención también se relaciona a un procéso 0 para producir una composición fluida de servicio de campos petrolíferos el cual comprende las etapas reobtener un guar que contiene una galactosa e hidratar este guar. El guar después se pone en contacto con una oxidasa de galactosa y se deja reaccionar para producir un guar de aldehido. El guar de 15 aldehido se combina entonces con una fase continua, tal como - agua, petróleo o gas para producir el fluido de servicio i de campos petrolíferos. BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS La Figura 1 es una gráfica de la velocidad de hidratacion 0 de 40 libras por mil galones (pptg) de guar en salmuera con i
J KCl al 2% para composiciones de guar de aldehido producidas por medio de tratamiento enzimático además de una composición de guar de control . La Figura 2 es una gráfica de la velocidad de hidratacion de 40 libras por mil galones (pptg) de guar en salmuera con KC1 al 2% para composiciones de guar de aldehido producidas por medio dé tratamiento enzimático, ambas activadas ! y desactivadas, además de una composición de guar de control. 5 La Figura 3 es una gráfica de la viscosidad del gel reticulado comparativa durante el tiempo para composiciones tde guar de aldehido producidas por medio de tratamiento enzimático, ambas activada y desactivada, además de una composición de guar de control . 0 DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN De acuerdo con la presente invención, se ha encontrado sorpresivamente que el tratamiento del guar, preferiblemente fracciones de guar, durante una etapa de templado, o hidratación con una pequeña cantidad oxidasa de galactosa 5 resulta en un guar de aldehido con una viscosidad mayor que es
; útil en fluidos de servicio de campos petrolíferos, tales como por ejemplo, fluidos de fracturación y estimulación. Se realizaron varios tratamientos a varios niveles de oxidasa de galactosa (0.5' a 25 Unidades Internacionales por gramo (IU/g) 0 de guar) . Esta invención proporciona medios para incrementar ' la viscosidad final del guar usando fracciones de guar estándar. Esta invención mejora la viscosidad del guar recto, y derivados de guar finalmente. El guar esta en una clase de polisacáridos útiles en; la preparación de derivados aldehídicos y puede ser cualquiera de los polisacáridos que contienen galactosa y particularmente polisacáridos que contienen galactosa que se encuentran de manera natural. Estos son los polisacáridos que contienen jla configuración de galactosa en la posición C6 y los cuales pueden oxidarse en la posición C6-OH para formar un grupo aldehido. El guar es un heteropolisacárido compuesto principalmente de cadenas largas de unidades de mañosa y cadenas laterales unitarias individuales de galactosa. La oxidación del guar puede llevarse a cabo de manera química o preferiblemente de manera enzimática mediante oxidasa de galactosa. Preferiblemente en guar neutro, aniónico o anfotero que ha sido oxidado por oxidasa de galactosa, puede usarse adicionalmente catalasa en conjunción con la oxidasa ' de galactosa. La oxidasa de galactosa puede aplicarse a formas sólidas, de suspensión o solución de productos de guar: por ejemplo, formas en pedazos, en polvo, en hojuelas, y pelotillas de guar neutro, aniónico o anfotero. Guar derivado, tal como aquellos que contienen grupos hidroxipropilo pueden también utilizarse. El guar contiene una configuración de galactosa en la posición C4 y como se ilustra abajo. Esta configuración ' de galactosa o unidad se oxida con la enzima oxidasa de galactosa para formar un grupo aldehido en una posición específica de: la dad, es decir, el grupo C6-OH.
La oxidación del guar para usarse en la presente invención puede tener lugar en un estado sólido donde la enzima, oxidasa de galactosa, esta en contacto con el guar mientras que el guar esta en una forma de partícula. La fr se "estado sólido" como se usa en la presente solicitud significa que el polímero esta en forma de partícula, es decir, esta compuesta de partículas discretas, que son preferiblemente visibles al ojo desnudo. Las formas de partículas de guar de uso en la presente invención pueden seleccionarse del grupo que consiste de fracciones, fracciones en forma de escamas y harina . La oxidasa de galactosa puede estar en la forma de una solución y rociarse sobre las superficies del guar en forma de partícula. Alternativamente, la oxidasa de galactosa puede mezclarse en seco con guar en forma de partículas. El guar puede ser un guar no derivado o recto . Alternativamente, el guar puede ser un guar derivado seleccionado del grupo que consiste de guar de hidroxipropilo (HPG) , guar de carboximetilo (CMG) , guar de hidroxipropjil carboximetilo (CMHPG) , guar de hidroxietilo (HEG) , guar |de carboximetilo (C HEG) , guar hidrofobicamente modificado (H G) , 5 guar de carboximetilo hidrofobicamente modificado (HMC G) y guar de hidroxietilo hidrofobicamente modificado (HMHEG) . Como se instruyó en la Patente Norteamericana No 6,022,717, la oxidasa de galactosa (EC 1.1.3.9) es una oxidasa de cobre que convierte la galactosa oxidable en el guar a isu .0 grupo aldehido correspondiente (produciendo así galactosa oxidada) reduciendo oxigeno a peróxido de hidrógeno. El cobre debe estar en el estado de oxidación correcto (Cu.sup.2+) para realizar esta oxidación y el ión de cobre debe retenerse en la oxidasa de galactosa. Si la solución de oxidasa de galactosa 5 .se almacena de manera anaeróbica con cualquier sustráto = oxidable, ésta se puede volver inactiva. La oxidasa ^de galactosa puede reactivarse oxidando el cobre con reactivos tales como el ferricianuro de potasio. Otra manera de oxidar el cobre en oxidasa de galactosa sería por oxidación 0 electroquímica. ' Como se instruyó en la Patente Norteamericana , No
6,022,717, la oxidasa de galactosa puede obtenerse por •cualquier manera conveniente, por ejemplo, fermentando varios hongos nativos y clonados pero usualmente se obtiene de Fusarium spp (NRRL 2903) . También pueden obtenerse cultivos Ide la Colección de Cultivos Tipo Americano (American Type Culture
Collection) bajo Dactylium dendroides ATCC 46032 y ellos jse fermentan de manera satisfactoria bajo el procedimiento de 5 Tressel y Kosman. ethods in Enzymology, Vol 89 (1982) , páginas 163-172. El gen para la forma activa de la enzima se ha expresado en E. coli y Aspergillus y su desarrollo puede llevar a formas más estables y activas de la enzima además de niveles de producción mucho más grandes. El gen o formas 0 mejoradas también se expresarán en plantas que pueden cosecharse para dar niveles más altos de enzima sin la amenaza de la destrucción de la enzima por proteasas en un caldo de fermentación. La enzima puede también expresarse por otros organismos 15 incluyendo: Gibberella fuj ikoroi , Fusarium graminearum, y - Bettraniella porticensis. La oxidación por oxidasa de galactosa frecuentemente se lleva a cabo en la presencia de la catalasa. La cantidad de catalasa puede ser de al menos aproximadamente 1 Unidad 0 Internacional ' (IU) de catalasa/Unidad Internacional (IU) de '¦ oxidasa de galactosa. La catalasa puede estar presente en úna cantidad de hasta aproximadamente 10,000 IU de catalasa/unidad de oxidasa de galactosa. La catalasa destruye el peróxido de hidrógeno formado a partir de la reacción de oxidasa de galactosa. Y adicionalmente, puede también agregarse ujna cantidad de una peroxidasa a la oxidasa de galactosa la cual elimina peróxido de hidrógeno formado a partir de la reacción de la oxidasa de galactosa. El contenido de aldehido del guar de aldehido puede expresarse en términos de equivalente de dextrosa (D.E) que es el valor de reducción del derivado del aldehido formado. ¡El guar de aldehido preferiblemente tiene un valor de reducción o contenido de aldehido de al menos aproximadamente 5 D.E. y más preferiblemente de al menos 10 D.E. El valor de D.E máximo o de contenido de aldehido en el caso del guar que típicamente tiene una proporción de galactosa/mañosa de aproximadamente 38/62, el D.E puede acercarse aproximadamente a 40. Una concentración del orden de 1.5-2.5 IU/g de guar es suficiente para lograr un incremento en la viscosidad de 10-"15% en el guar de aldehido producido en el tratamiento con oxidasa de galactosa del guar cuando se compara a un gúar correspondiente no tratado. Los guares de aldehido de la presente invención son , de utilidad particular en fluidos de perforación usados en la industria del petróleo y gas. Los fluidos de perforación se clasifican sobre la base de su constituyente principal (fase continua) . La fase conti'nua puede ser agua, petróleo, o gas. Los fluidos de perforación resultante son llamados lodo a base de agua, lodo a base de aceite, o lodo a base de espuma, respectivamente. Los guar'es de aldehidos de la presente invención son particularmente 'útiles como modificadores reologicos para lodos a base de agua y lodos de espumas . Además de contener los guares de aldehidos de la presente invención, la fase continua acuosa del fluido de perforación puede también incluir álcalis, sales y surfactantes , polímeros orgánicos (CMC/PAC, goma de xantana, HEC, almidones y otros polímeros sintéticos que pueden requerirse para dispersar o propiedades de inhibición de esquisto) , gotas de aceite "emulsionado, biocidas, inhibidores de corrosión y varias sustancias insolubles, tales como barita, arcilla y cortes; en suspensión. Varios "tipos" o "sistemas" de lodos son reconocidos y descritos en la literatura tales como, pero sin limitarse a, lodos de barrena inicial, lodos dispersos/desfloculados, lodos a la cal, lodos de yeso, lodos de agua salada, lodos de polímeros no dispersos, lodos de i potasio inhibidor, lodos catiónicos y lodos de hidróxido de metal mezclado. (M H) . Los fluidos de terminación y reacondicionamiento son fluidos especializados usados durante operaciones de terminación del pozo y procedimientos de reacondicionamiehto de reparación. Los tipos de fluidos de terminación y reacondicionamiento pueden clasificarse en categorías ¡en
salmueras claras libres de sólidos, salmueras de polímeros
viscosificadas , agentes de conexión/ponderación, y otrps
fluidos que incluyen base de aceite, base de agua, lodos
convertidos, espuma, etc. Un criterio de selección para un
fluido de terminación o reacondicionamiento apropiado es ¡su
densidad. Salmueras libres de sólidos, claras, son los fluidos
ás comúnmente usados y son viscosificados con polímeros
(CMC/PAC, goma de xantana, guar sin tratamiento enzimático y
derivados de guar y HEC) , y pueden incorporar sólidos que
pueden disolverse después, tales como carbonato de calcio
soluble en ácido o sal de cloruro de sodio dimensionada , pata
incrementar la densidad o para propósitos de conexión. Un
fluido de terminación/reacondicionamiento típico contiene,
pero no se limita a, una salmuera base, espesador, reductor de
pérdida de fluido, inhibidor de esquisto, inhibidor |de
corrosión, inhibidor de escala, depurador de oxígeno, agente
de conexión, estabilizador térmico, biocida y fracturador de
polímero. Los guares de aldehidos de la presente invención son i particularmente útiles en el control de la reología y el
espesamiento de fluidos de terminación y reacondicionamiento i en general y salmueras claras libres de sólidos en particular.
Las salmueras base para uso en fluidos de servicio de
.campos petrolíferos de la presente invención pueden contener sal en donde la sal se selecciona del grupo que consiste de cloruro de potasio, cloruro de sodio, cloruro de calcio, formato de potasio, carbonato de potasio, bromuro de calcio, cloruro de tetrametil amonio, y cualquier mezcla de los mismos. El cloruro de potasio es una sal preferida en la presente solicitud. Los siguientes ejemplos sirven para proporcionar ilustraciones específicas de la práctica de esta invención, pero no se pretende que ellos limiten en ninguna forma el alcance de esta invención. Todas las partes y porcentajes ¡en esta especificación son por peso a menos de que se indique de otra manera. EJEMPLO 1 Se llevaron a cabo experimentos a una escala de laboratorio diluyendo oxidasa de galactosa en una cantidad de agua templada, entonces se agregó el agua templada que contenía la oxidasa de galactosa sobre fracciones de guar y se mezclaron fracciones hidratantes por 10-15 minutos. Una cantidad de fracciones de guar se templaron sin la oxidasa de galactosa adicional para propósitos comparativos. La temperatura del agua templada varió de 75°C a 96°C (167°F a 205°F) . La humedad de las fracciones de guar se mantuvo alrededor de 50%. Después de que las fracciones de guar se templaron o hidrataron, las fracciones de guar húmedas ¡ se ¦formaron entonces en escamas. Entonces, se prepararon soluciones al 1% con las hojuelas de guar (se requirió mezclado de alto corte para asegurar disolución total) . Tod'as las soluciones se mezclaron bajo las mismas condicionéis. Después de medio la viscosidad Brookfield de las soluciones :de guar usando un huso #4 a 30 rpm a temperatura ambien'te (aproximadamente 21°C) , las soluciones se diluyeron entonces con salmuera de KC1.al 4%, correspondiente a un promedio tde •carga de 40 .pptg en salmuera de KCl al 2%, y se midió posteriormente la viscosidad de gel lineal (lectura de Fa Inn
300 rpm) . Los datos medidos para este Ejemplo se registraron en la Tabla 1. El objetivo fue comparar el guar tratado a la muestra de control . Los datos en la Tabla 1 indican que las muestras de guar tratadas con oxidasa de galactosa produjeron un incremento ; de viscosidad apreciable sobre las de control. Las muestras de las corridas a 3, hechas bajo las mismas condiciones de templado que las de control (temperatura de 75 °C (167°F) , aproximadamente humedad de las fracciones de 50% y tiempo necesario de impregnación de 15 minutos) proporcionan una ganancia de viscosidad sobre las de control que varió ; de aproximadamente una viscosidad Brookfield de 48% a 83% (solución al 1%) , correspondiente a aproximadamente una viscosidad Fann de 12 a 16% a una carga de 40 pptg para las
I muestras tratadas con 1.5 IU/g y 2.5 IU/g de oxidasa de galactosa, respectivamente. Reduciendo el tiempo necesario jde impregnación a 10 minutos (corridas 4 a 6) , mientras que se mantuvo la humedad de las fracciones y la temperatura de templado, se afecto la viscosidad de la solución. Sin embargo, las muestras de guar tratadas aún no muestran una viscosidad mayor (viscosidad Fann de 10-13%) que las de control, aún a tratamiento con enzimas muy bajo (corrida 4 con 0.5 IU/g) . Incrementando la temperatura de templado a 96°C (205°F) (corrida 7) , mientras que se mantuvo la humedad de las fracciones y el tiempo de impregnación bajo (10 minutos) , mejoro significativamente la viscosidad. El aumento de viscosidad fue de aproximadamente una viscosidad Brookfield de 67% correspondiente a un incremento de 17% en la viscosidad de Fann. Estos resultados iniciales muestran que el tratamiento , de enzimas, de fracciones de guar aumenta significativamente la viscosidad del guar con un gasto mínimo.
TABLA 1 Propiedades- de muestras de guar enzimáticamente tratadas
*Guar al 0.5% (40 ppgt) en soluciones de KCl al 2% EJEMPLO 2 Los resultados de laboratorio del Ejemplo 1 se validaron a escala de planta. El objetivo fue producir un guar de alta viscosidad de hidratación rápida mediante el tratamiento i de fracciones de guar con enzimas oxidasa de galactosa a una escala mayor. Con base en el trabajo de laboratorio previo, ; el nivel inicial de tratamiento de enzima se estableció en 2.5 IU/g de guar para lograr una viscosidad de gel lineal Fann objetivo mínima (Lectura del Cuadrante de 300 rpm, a 25°C) a una carga de 40 pptg en salmuera de KCl al 2%. Para esta prueba, se usaron 34 litros de solución de enzima de oxidasa de galactosa.
La solución de enzima se dosificó de manera continua ¡en el crisol de mezclado, de manea simultánea con agua' templada y i fracciones. Las fracciones humedecidas se hidrataron entonces por aproximadamente 15 minutos antes del proceso de formación 5 de escamas. Durante la prueba, se investigaron varias condiciones de' templado. La humedad de las fracciones se varió de 45% a 51% y la temperatura del agua de 36°C a 44°C (961 a 111 °F) . Se tomaron muestras de harina de guar en bases a cada hora y se midió la viscosidad Fann para seguir el efecto del 0 tratamiento a una carga de 40 pptg en una salmuera de KC1 ¡al 2%. Los datos en la Tabla 2 indican un aumento en la viscosidad que varía de 5.5% a 10.9% durante la prueba
(viscosidad de gel lineal de 30 minutos) . El aumento promedio 15 de la viscosidad fue de 7.6% en comparación a la muestra de ; control tomada antes del tratamiento con enzimas. Los resultados más satisfactorios se registraron después de la primera hora de tratamiento (corrida 1BR con una viscosidad mayor al 10.9%) y la tercera hora de tratamiento (corrida 1DR 0 con 9.3%) . Las vibraciones en la viscosidad observada durante
; esta prueba pueden probablemente atribuirse a la variabilidad de la velocidad de alimentación de la enzima.
Es sorprendente que viscosidades de gel lineales finales de 39-40 cPs puedan lograrse con una temperaturas de templado I de agua baja tal. Se esperaba que temperaturas bajas |no promovieran la hidratacion óptima de las fracciones. ¡ Combinando la baja temperatura de templado con humedad |de I las fracciones de aproximadamente 50%, se observó que lias fracciones se mojaron demasiado, y visiblemente no se i hidrataron lo suficiente. Reducir la humedad a aproximadamente
46-47% durante la prueba no ayudo mucho a mejorar ¡la i hidratación/humedecimiento de las fracciones. Como una I consecuencia, hubo una pequeña caída de la viscosidad del gel •lineal final descendiendo a aproximadamente 38 cPs (corrida 2AR) . Incrementar gradualmente la temperatura del agua a 41 °C- !
44°C (105-111°F) , mientras se mantuvo la humedad baja (- 46%), definitivamente mejoro la hidratacion de las fracciones jy, consecuentemente, la viscosidad de gel lineal final resultante i fue ligeramente a aproximadamente 39 cPs (corridas 2BR & 2CR|) . i Durante esta prueba, se valido que el tratamiento j de I •enzima mostró , definitivamente beneficios significativos para i reforzar la viscosidad de la harina de guar. i
TABLA 2
Propiedades de muestras de guar de plantas enzimáticamente tratadas
La Figura 1 describe el perfil de desarrollo de velocidad
de hidratación/viscosidad de gel lineal de las muestras ¡de
guar tratadas determinado a una dosificación de 40 pptg
(libras por miles de galones) en salmuera de KCl al 2%. El
perfil de desarrollo de la viscosidad se registró a una
velocidad de corte (300 rpm) de Bllseg"1 y 25°C usando un
viscosímetro Fan 35, durante un periodo de 30 minutos. El
perfil de viscosidad claramente demuestra la viscosidad mayor
desarrollada por las muestras de guar enzimáticamente tratadas sobre las de control . EJEMPLO 3 Se condujeron experimentos adicionales en la planta usando un proceso por lotes . Con base en los experimentos 5 escalados previos en el Ejemplo 2 usando un proceso continuo, se estableció un nivel inicial de tratamiento de enzimas a 2.5 IU/g de guar. Posteriormente, se incrementó la eficiencia de la oxidasa de galactosa (G.O) activando la G.O con catalasa y peroxidasa. La activación de la G.O se logró mezclando la G.O 0 con catalasa al 8.53% y peroxidasa al 1.07% (cantidad basada en el peso de' la G.O) . Las muestras de guar de aldehido se prepararon agregando 0.68 kg (1.5 Ib) de G.O o G.O activada en 226.8 kg (500 lbs) de fracciones húmedas (55-57% de humedad) y se hicieron reaccionar 30 minutos a una temperatura que varió 15 de 27°C a 35°C (80°F a 95°F) . Las fracciones fueron entonces * formadas en escamas, secados y molidos. La harina de guar resultante se probó para la viscosidad de gel lineal además de para la viscosidad reticulada. La velocidad de hidratación/desarrollo de gel lineal del 20 guar estándar y las muestras de guar de aldehido se determinó ! a una dosificación de 40 pptg (libras por miles de galones) en una salmuera de KCl al 2%. El perfil desarrollado de viscosidad se registró a una velocidad de corte de 511seg-l y 25 °C (77 °F) usando un viscosímetro Fann 35, durante un periodo de 30 minutos. La Figura 2 ilustra la alta viscosidad final lograda después de 30 minutos con las muestras de guar de aldehido. Como puede observarse en la Figura 2, se logró mayjor viscosidad con el guar tratado con oxidasa de galactosa activada con catalasa y peroxidasa (G.O activada) cuando se compara a guar tratado con oxidasa de galactosa sin lias enzimas de catalasa y peroxidasa además de guar estándar (guar no tratado) . La figura 3 ilustra un crecimiento de la viscosidad del gel reticulado de un fluido de fracturación típico que contiene 20 pptg (galones por mil galones) de guar o guar ¡de aldehido, 10 pptg (galones por mil galones) de Na2S203, 5 gptg de mezcla de ácido bórico, en la corrida 1 en viscosímetro Fann 50 a varias velocidades de corte y 93 °C (200 °F) durante i un periodo de 3 horas. Los datos (a 106 seg"1) muestran que i la viscosidad del gel reticulado del fluido de fracturación permanece relativamente estable durante el periodo de tiempo de prueba sin ninguna fractura aparente de la estructura del gel . Las muestras del guar de aldehido se comportaron tan bien como las muestras de guar estándar, indicando que mientras j se incrementó la viscosidad del gel lineal con las muestras de guar de aldehido producidas por medio del tratamiento con enzimas, no se afecto la viscosidad del gel reticulado : de estos guares . Mientras que la invención se ha descrito, se ¡ha divulgado, ilustrado y mostrado en varios términos de ciertas modalidades o modificaciones las cuales se han presumido en práctica, el alcance de la invención no pretende ser, ni dejbe considerarse limitada en relación a estas y otras de tales modificaciones o modalidades que puede sugerirse por lias enseñanzas aquí están particularmente reservadas especialmente a que ellas caigan dentro de la amplitud y alcance de las reivindicaciones aquí adjuntas.
Claims (23)
- REIVINDICACIONES 1. Una composición fluida de servicio de campjos petrolíferos que se caracteriza en que comprende: a) un guar de aldehido obtenido a partir de un guar que 5 contiene una galactosa la cual se oxida mediante la reacción con oxidasa de galactosa; y ! b) una fase continua, en donde la fase continua comprende agua, petróleo y gas.
- 2. La composición fluida de servicio de campos 0 petrolíferos de la reivindicación 1, caracterizada en que el guar que contiene una galactosa es un guar no derivado o guar recto .
- 3. La composición fluida de servicio de campos petrolíferos de la reivindicación 1, caracterizada en que el 5 guar que contiene una galactosa es un guar derivado i 1 seleccionado del grupo que consiste de guar de hidroxipropilo (HPG) , guar de carboximetil (CMG) , guar de hidroxipropil carboximetilo (CMHPG) , guar de hidroxietilo (HEG) , guar de carboximetilo (CMHEG) , guar hidrofobicamente modificado (HMG) , 0 guar de carboximetilo hidrofobicamente modificado (HMCMG) y ' guar de hidroxietilo hidrofobicamente modificado (HMHEG) .
- 4. La composición fluida de servicio de campos petrolíferos e la reivindicación 1, caracterizada en que la composición fluida de servicio de campos petrolíferos es ' un fluido de fracturación/estimulación.
- 5. La composición fluida de . servicio de campos petrolíferos de la reivindicación 1, caracterizada en que jla fase continua comprende agua.
- 6. La composición fluida de servicio de campos petrolíferos de la reivindicación 5, caracterizada en que leí fluido de servicio de campos petrolíferos comprende además una sal .
- 7. La composición fluida de servicio de campos petrolíferos de la reivindicación 6, caracterizada en que ¡la sal se selecciona del grupo que consiste de cloruro de potasio, cloruro de sodio, cloruro de calcio, formato de potasio, carbonato de potasio, bromuro de calcio, cloruro de tetrametil amonio, y cualquier mezcla de los mismos.
- 8. La composición fluida de servicio de campos petrolíferos de la reivindicación 7, caracterizada en que j la sal comprende cloruro de potasio.
- 9. La composición fluida de servicio de campos petrolíferos de la reivindicación 5, caracterizada en que la fase continua puede también comprender uno o más álcalis, sales, surfactantes , polímeros orgánicos, gotas de aceite emulsionado, biocidas, inhibidores de la corrosión y varias sustancias insolubles.
- 10. Un proceso para producir una composición fluida de servicio de campos petrolíferos, caracterizado en que comprende las etapas de: a) obtener un guar que contiene una galactosa; b) hidratar el guar que contiene una galactosa; c) poner en contacto y hacer reaccionar el guar que contiene una galactosa con oxidasa de galactosa para producir un guar de aldehido; d) combinar el guar de aldehido con una fase acuosa para producir un fluido de servicio de campos petrolíferos, en donde la fase continua comprende agua, petróleo o gas.
- 11. El proceso para producir una composición fluida de servicio de campos petrolíferos de la reivindicación 10, caracterizado en que la oxidasa de galactosa se combina con una cantidad de catalasa.
- 12. El proceso para producir una composición fluida de servicio de campos petrolíferos de la reivindicación íl, caracterizado en que la oxidasa de galactosa se combina además con una cantidad de peroxidasa.
- 13. El proceso para producir una composición fluida de servicio de campos petrolíferos de la reivindicación 10, caracterizado en que la etapa c) se realiza mientras que el guar que contiene una galactosa esta en una forma sólida, de suspensión o solución.
- 14. El proceso para producir una composición fluida de servicio de campos petrolíferos de la reivindicación 1;3 , caracterizado en que la etapa c) se realiza mientras que ,el guar que contiene una galactosa esta en una forma sólida.
- 15. El proceso para producir una composición fluida de servicio de campos petrolíferos de la reivindicación 14, caracterizado en que la forma sólida es una partícula seleccionada del grupo que consiste de fracciones, fracciones en forma de escamas y harina.
- 16. El proceso para producir una composición fluida de servicio de campos petrolíferos de la reivindicación 15, caracterizado en que el guar que contiene una galactosa se contacta con una solución de oxidasa de galactosa.
- 17. El proceso para producir una composición fluida de servicio de campos petrolíferos de la reivindicación 16, caracterizado en que la solución de oxidasa de galactosa se rocía sobre el guar que contiene una galactosa.
- 18. El proceso para producir una composición fluida de servicio de campos petrolíferos de la reivindicación 14, caracterizado en que la oxidasa de galactosa se mezcla en seco con el guar que contiene una galactosa.
- 19. El proceso para producir una composición fluida de servicio de campos petrolíferos de la reivindicación 10, caracterizado en que el guar que contiene una galactosa es; un guar no derivado o recto .
- 20. El proceso para producir una composición fluida de servicio de ca'mpos petrolíferos de la reivindicación l!o, caracterizado en que el guar que contiene una galactosa es un derivado de guar seleccionado del grupo que consiste de guar 5 de hidroxipropilo (HPG) , guar de carboximetilo (CMG) , guar de hidroxipropil carboximetilo (CMHPG) , guar de hidroxietilo (HEG) , guar de carboximetilo (CMHEG) , guar hidrofóbicamente modificado (HMG) , guar de carboximetilo hidrofóbicamente modificado (H CMG) y guar de hidroxietilo hidrofóbicamerite 0 modificado (HMHEG) .
- 21. El proceso para producir una composición fluida de servició de campos petrolíferos de la reivindicación 10, caracterizado en que la fase continua comprende agua.
- 22. El proceso para producir una composición fluida de 5 servicio de campos petrolíferos de la reivindicación 21, en donde la fase continua comprende además una sal.
- 23. El proceso para producir una composición fluida : de servicio de campos petrolíferos de la reivindicación 22, caracterizado en que la sal se selecciona del grupo que 0 consiste de cloruro de potasio, cloruro de sodio, cloruro de • calcio, formato de potasio, carbonato de potasio, bromuro de calcio, cloruro de tetrametil amonio, y cualquier mezcla de los mismos.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US80165706P | 2006-05-19 | 2006-05-19 | |
| PCT/US2007/012009 WO2007136798A2 (en) | 2006-05-19 | 2007-05-18 | Oxidized guar for oilfield servicing fluids |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| MX2008014507A true MX2008014507A (es) | 2008-12-09 |
Family
ID=38577617
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| MX2008014507A MX2008014507A (es) | 2006-05-19 | 2007-05-18 | Guar oxidado para fluidos de servicio en campos petroliferos. |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7851416B2 (es) |
| EP (1) | EP2021432B1 (es) |
| CN (1) | CN101495595B (es) |
| AT (1) | ATE543891T1 (es) |
| CA (1) | CA2652091C (es) |
| MX (1) | MX2008014507A (es) |
| NO (1) | NO346701B1 (es) |
| WO (1) | WO2007136798A2 (es) |
Families Citing this family (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8361935B2 (en) * | 2008-08-29 | 2013-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Metal free crosslinking of galactomannan |
| CN101531892B (zh) * | 2009-04-16 | 2011-01-26 | 大庆油田有限责任公司 | 超低温超级胍胶压裂液 |
| US8486867B2 (en) * | 2009-10-15 | 2013-07-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of fracturing using mannanohydrolase enzyme breaker |
| US8058212B2 (en) * | 2009-10-15 | 2011-11-15 | Baker Hughes Incorporated | Method of fracturing using mannanohydrolase enzyme breaker |
| US8517095B2 (en) | 2010-08-09 | 2013-08-27 | Baker Hughes Incorporated | Method of using hexose oxidases to create hydrogen peroxide in aqueous well treatment fluids |
| CN102477287B (zh) * | 2010-12-08 | 2013-06-12 | 深圳市钻通工程机械股份有限公司 | 钻井液及其复合添加剂 |
| BR112014005120A2 (pt) * | 2011-09-07 | 2017-03-21 | Dow Global Technologies Llc | fluido de manutenção de furo de poço |
| WO2015076843A1 (en) * | 2013-11-25 | 2015-05-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Viscosity enhancer |
| CN103773336B (zh) * | 2014-01-26 | 2016-08-17 | 中交武汉港湾工程设计研究院有限公司 | 一种海水泥浆调节剂 |
| CN103980874B (zh) * | 2014-05-07 | 2017-04-26 | 陕西省石油化工研究设计院 | 一种瓜胶压裂液破胶剂及其制备方法和应用 |
| BR112019002059A2 (pt) * | 2016-08-01 | 2019-05-07 | Independence Oilfield Chemicals Llc | método para tratar uma formação subterrânea penetrada por um furo de poço e método para produzir um fluido de tratamento |
| EP3617289A1 (de) * | 2018-08-27 | 2020-03-04 | Basf Se | Verfahren zum hydraulischen fracturing unterirdischer, öl- und/oder gasführender formationen |
Family Cites Families (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3297604A (en) * | 1963-10-28 | 1967-01-10 | American Mach & Foundry | Oxidized galactose containing reaction products |
| GB2163766B (en) * | 1984-08-30 | 1988-01-27 | Kelco Ail Int Ltd | Printing paste thickener compositions |
| US5554745A (en) * | 1992-05-14 | 1996-09-10 | National Starch And Chemical Investment Holding Corporation | Aldehyde cationic derivatives of galactose containing polysaccharides used as paper strength additives |
| US5562160A (en) * | 1994-08-08 | 1996-10-08 | B. J. Services Company | Fracturing fluid treatment design to optimize fluid rheology and proppant pack conductivity |
| US6433161B1 (en) * | 1997-04-29 | 2002-08-13 | Hercules Incorporated | Galactosylated hydroxyalkyl polysaccharides |
| US6179962B1 (en) * | 1997-12-31 | 2001-01-30 | Hercules Incorporated | Paper having improved strength characteristics and process for making same |
| US6022717A (en) * | 1997-12-31 | 2000-02-08 | Hercules Incorporated | Use of oxidation promoting chemicals in the oxidation oxidizable galactose type of alcohol configuration containing polymer |
| US6124124A (en) * | 1997-12-31 | 2000-09-26 | Hercules Incorporated | Oxidation in solid state of oxidizable galactose type of alchohol configuration containing polymer |
| US20030054963A1 (en) * | 2000-02-09 | 2003-03-20 | Economy Mud Products Company | Method and product for use of guar powder in treating subterranean formations |
| CA2408764C (en) * | 2000-05-15 | 2010-02-02 | Bj Services Company | Well service composition comprising a fracturing fluid and a gas hydratecontroller and the method of using the composition |
| AU2001281100A1 (en) * | 2000-08-03 | 2002-02-18 | Hercules Incorporated | Reduced molecular weight galactomannans oxidized by galactose oxidase |
| US20020102661A1 (en) * | 2000-08-03 | 2002-08-01 | Ronald Busink | Compositions and processes of enzymatically modified polysaccharides |
| US6884884B2 (en) * | 2001-06-11 | 2005-04-26 | Rhodia, Inc. | Galactomannan compositions and methods for making and using same |
| US20030005527A1 (en) * | 2001-07-03 | 2003-01-09 | Basf Corporation | Thickeners for paper dye compositions |
| US6981552B2 (en) * | 2003-03-21 | 2006-01-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well treatment fluid and methods with oxidized polysaccharide-based polymers |
| CN1472418A (zh) * | 2003-06-26 | 2004-02-04 | 辽宁天意实业股份有限公司 | 一种高温高压人工防砂井壁及其施工工艺 |
-
2007
- 2007-05-18 CN CN200780023087.2A patent/CN101495595B/zh active Active
- 2007-05-18 AT AT07795077T patent/ATE543891T1/de active
- 2007-05-18 NO NO20084972A patent/NO346701B1/no unknown
- 2007-05-18 WO PCT/US2007/012009 patent/WO2007136798A2/en active Application Filing
- 2007-05-18 MX MX2008014507A patent/MX2008014507A/es active IP Right Grant
- 2007-05-18 EP EP07795077A patent/EP2021432B1/en active Active
- 2007-05-18 US US11/804,544 patent/US7851416B2/en active Active
- 2007-05-18 CA CA2652091A patent/CA2652091C/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US7851416B2 (en) | 2010-12-14 |
| CA2652091A1 (en) | 2007-11-29 |
| ATE543891T1 (de) | 2012-02-15 |
| NO346701B1 (no) | 2022-11-28 |
| WO2007136798A3 (en) | 2008-01-10 |
| WO2007136798A2 (en) | 2007-11-29 |
| CN101495595A (zh) | 2009-07-29 |
| US20070275862A1 (en) | 2007-11-29 |
| NO20084972L (no) | 2008-12-18 |
| CA2652091C (en) | 2012-07-17 |
| EP2021432B1 (en) | 2012-02-01 |
| CN101495595B (zh) | 2016-02-10 |
| EP2021432A2 (en) | 2009-02-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2652091C (en) | Oxidized guar for oilfield servicing fluids | |
| US6124244A (en) | Clear brine drill-in fluid | |
| EP2396170B1 (en) | Methods for controlling depolymerization of polymer compositions | |
| EP0259939B1 (en) | Aqueous polysaccharide compositions | |
| CA1241830A (en) | Method for fracturing subterranean formations | |
| EP2297270B1 (en) | Methods and uses of aqueous based wellbore fluids for reducing wellbore fluid loss and filtrate loss | |
| EP1490580B1 (en) | High temperature seawater-based cross-linked fracturing fluids and methods | |
| US5362312A (en) | Carrier fluid for the suspension and delivery of water soluble polymers | |
| EP1739123B1 (en) | Crosslinkable-polymer compositions | |
| US3979303A (en) | Oil well drilling fluid | |
| US20080085843A1 (en) | Well treating compositions containing water-superabsorbent polymers and method of using the same | |
| US8096360B2 (en) | Alkaline β-mannanase containing compositions useful for the hydrolysis of guar in high pH environments and methods related thereto | |
| NO327979B1 (no) | Bronnbearbeidingsfluider og en fremgangsmate for a oke deres termiske stabilitet | |
| WO1995028548A1 (en) | Enzyme breakers for breaking fracturing fluids and methods of making and using thereof | |
| US11401457B2 (en) | Glycosyl hydrolase enzymes in high temperature industrial processes | |
| JPH0341160B2 (es) | ||
| US4165257A (en) | Biopolymer filterability improvement by caustic-enzyme treatment | |
| US5032297A (en) | Enzymatically degradable fluid loss additive | |
| US4647385A (en) | Reduction of viscosity of aqueous fluids | |
| JPS6239643A (ja) | 変性多糖類の製造方法および変性多糖類を含有する組成物 | |
| US8833457B2 (en) | Sulfates and phosphates as allosteric effectors in mannanohydrolase enzyme breakers | |
| CN113337267A (zh) | 一种生物酶破胶剂在高矿化度水基压裂液产品中的应用及压裂液产品 | |
| CA2667005A1 (en) | Process for the enzymatic removal of filter-cakes produced by water-based drilling and completion fluids | |
| EP2100002B1 (en) | Scale squeeze treatment methods and systems | |
| RU2758828C1 (ru) | Жидкость для гидроразрыва пласта на высокоминерализованной воде, способ её приготовления и способ обработки пласта с её использованием |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FG | Grant or registration |