MX2011003938A

MX2011003938A - Metodos para tratar un yacimiento subterraneo introduciendo un fluido de tratamiento que contiene un agente de soporte y una particula dilatable y degradando posteriormente la particula dilatable.

Info

Publication number: MX2011003938A
Application number: MX2011003938A
Authority: MX
Inventors: Philip Duke Nguyen; Julia E Vasquez
Original assignee: Halliburton Energy Serv Inc
Priority date: 2008-10-14
Filing date: 2009-10-12
Publication date: 2011-05-19
Also published as: AU2009305258B2; CA2739383C; AU2009305258A1; WO2010043852A1; US20100089581A1; CA2739383A1; US7931084B2; EP2337827A1

Abstract

Se proporciona un método para tratar por lo menos una porción de un yacimiento subterráneo. El método incluye las etapas de: (a) introducir un fluido de tratamiento en el yacimiento subterráneo, en donde el fluido de tratamiento comprende un agente de soporte y una partícula dilatable; (b) dilatar la partícula dilatable, en donde la etapa de dilatar se realiza antes, durante, o después de la etapa de introducir el fluido de tratamiento; y (c) degradar la partícula dilatable en el yacimiento subterráneo, en donde la etapa de degradar se realiza después de las etapas de introducir y dilatar.

Description

MÉTODOS PARA. TRATAR UN YACIMIENTO SUBTERRÁNEO INTRODUCIENDO UN FLUIDO DE TRATAMIENTO QUE CONTIENE UN AGENTE DE SOPORTE Y UNA PARTÍCULA DILATABLE Y DEGRADANDO POSTERIORMENTE LA PARTÍCULA DILATABLE CAMPO DE LA INVENCIÓN Se proporcionan métodos para tratar por lo menos una porción de un yacimiento subterráneo. Los métodos incluyen las etapas de: (a) introducir un fluido de tratamiento en un yacimiento subterráneo, en donde el fluido de tratamiento comprende un agente de soporte y una partícula dilatable; (b) dilatar la partícula dilatable, en donde la etapa de dilatar se realiza antes, durante, o después de la etapa de introducir del fluido de tratamiento; y (c) degradar la partícula dilatable en el yacimiento subterráneo, en donde la etapa de degradar se realiza después de las etapas de introducción y dilatación.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Los hidrocarburos de petróleo y gas se originan de manera natural en algunos yacimientos subterráneos . Los yacimientos subterráneos que contienen petróleo o gas se llaman depósitos. Los depósitos pueden ubicarse bajo tierra o en altamar.

SUMARIO DE LA INVENCIÓN Con el fin de producir petróleo o gas, se perfora un pozo en un yacimiento subterráneo, el cual puede ser un depósito o adyacente a un depósito. Como se utiliza en la presente, un pozo incluye por lo menos un sondeo perforado en la tierra. Como se usa en la presente, el término "sondeo" se refiere al sondeo en sí mismo, que incluye una porción revestida del pozo y cualquier pozo no revestido o porción no revestida del pozo. Además, como se utiliza en la presente, "en el sondeo" significa e incluye directamente en y a través del sondeo o en y a través de una tubería de revestimiento, u otro elemento tubular dentro del sondeo; y "en el yacimiento subterráneo" significa e incluye cuando el fluido de tratamiento entra al yacimiento subterráneo.

Varios tipos de tratamientos se realizan comúnmente en pozos o yacimientos subterráneos. Por ejemplo, estimulación es un tipo de tratamiento que se realiza en un pozo o yacimiento subterráneo para restauran o mejorar la productividad de petróleo y gas del pozo. Los tratamientos de estimulación caen en dos grupos principales, fracturación hidráulica y tratamientos de matriz. Tratamientos de fracturación se realizan sobre la presiones de fractura del yacimiento subterráneo para crear o extender una trayectoria de flujo altamente permeable entre el yacimiento y el sondeo.

Otros tipos de tratamientos incluyen, por ejemplo, controlar la producción excesiva de agua y el control de arena.

Un pozo o yacimiento subterráneo normalmente se trata con un fluido de tratamiento. Como se utiliza en la presente, un "fluido de tratamiento" es un fluido que se usa para resolver una condición específica de un sondeo o yacimiento subterráneo. Como se utiliza en la presente, un "fluido de tratamiento" también significa la composición específica de un fluido en el momento en que el fluido se introduce en el sondeo. Un fluido de tratamiento se adapta típicamente para utilizarse para resolver un objetivo específico, tal como estimulación, aislamiento, o control de depósitos de agua o gas. El término "tratamiento" en el término "fluido de tratamiento" no necesariamente implica cualquier acción en particular por el fluido. Como se utiliza en la presente un "fluido" es una sustancia amorfa continua que tiende a fluir y adaptarse al contorno de su contenedor como un líquido o un gas cuando se prueba a una temperatura de 25°C (77°F) y una presión de 1 atmósfera. Además, debe comprenderse que, como se utiliza en la presente, un "fluido" debe ser bombeable cuando el fluido se introduce en el yacimiento subterráneo. Como se utiliza en la presente, un "fluido" puede ser una lechada, la cual es una suspensión de partículas insolubles . Debe comprenderse, por supuesto, que un fluido de tratamiento puede incluir un gas para espumar el fluido .

Fracturacion Hidráulica y Agente de Soporte "Fracturacion Hidráulica", a veces denominada simplemente "fracturacion", es un tratamiento de estimulación común. Un fluido de tratamiento adaptado para este propósito a menudo se denomina como "fluido de fracturacion". El fluido de fracturacion se bombea en un margen de fluido suficientemente alto y presión alta en el sondeo y en el yacimiento subterráneo para crear o mejorar una fractura en un yacimiento subterráneo. Crear una fractura significa hacer una nueva fractura en el yacimiento. Mejorar una fractura significa ampliar una fractura pre-existente en el yacimiento.

Una "bomba de fractura" se usa para fracturacion hidráulica. Una bomba de fractura es una bomba de alto volumen y presión elevada. Típicamente, una bomba de fractura es una bomba de intercambio de desplazamiento positivo. Tal bomba es capaz de bombear en un amplio margen de tipos de fluido, que incluye fluidos corrosivos y fluidos abrasivos. Por ejemplo, un fluido de tratamiento de una lechada que contiene partículas insolubles, duras, tal como arena, es un fluido abrasivo. Al usar una bomba de fractura, el fluido de fracturacion puede bombearse en el sondeo a altos índices y presiones, por ejemplo, a un índice de fluido de más de 20 barriles por minuto (4,200 galones Estadounidenses por minuto) a una presión de más de 175.7674 kilogramos por centímetro cuadrado (2,500 libras por pulgada cuadrada ("psi")). El índice de bombeo y presión del fluido de fracturacion pueden ser aún mayores, por ejemplo, índices de flujo de más de 11,562.71 litros por minuto (100 barriles por minuto) y presiones de más de 703.0696 kilogramos por centímetro cuadrado (10,000 psi) no son extraños.

Para fracturar un yacimiento subterráneo típicamente se requieren cientos de miles de galones de fluido de fracturacion. Además, a menudo se desea fracturar en más de una ubicación del fondo de la perforación. El fluido de fracturacion usualmente es agua o a base de agua por varias razones, en la que se incluyen la disponibilidad del agua y el bajo costo relativo del agua comparado con otros líquidos. Como se utiliza en la presente, wa base de agua" significa que el fluido comprende más del 50% por peso de una solución acuosa.

El yacimiento o extensión de una fractura ocurre repentinamente. Cuando esto pasa, el fluido de fracturacion repentinamente tiene una trayectoria de flujo de fluido a través de la fractura para fluir más rápidamente lejos del sondeo. Tan pronto como se crea o se mejora la fractura, el repentino incremento en el flujo de fluido lejos del pozo reduce la presión en el pozo. Por lo tanto, la creación o mejoramiento de una fractura en el yacimiento se indica por la caída repentina de la presión de flujo, la cual puede observarse en el cabezal de pozo.

Una fractura recién creada o extendida tenderá a cerrarse después de que se detiene el bombeo del fluido de fracturación . Para evitar que la fractura se cierre, un material debe colocarse en la fractura para mantener a la fractura entreabierta. Un material que se usa para este propósito se denomina a menudo como "agente de soporte" .

El agente de soporte se encuentra en forma de una partícula sólida, la cual puede suspenderse en el fluido de fracturación, llevarse al fondo de la perforación y depositarse en la fractura como un "filtro de agente de soporte" . El filtro de agente de soporte mantiene la fractura en una condición abierta mientras permite el flujo de fluido a través de la permeabilidad del filtro. Para usarse como un agente de soporte, una partícula se selecciona típicamente de acuerdo con características de: margen de tamaño, resistencia a la compresión, e insolubilidad.

El agente de soporte es de tamaño apropiado para mantener abierta la fractura y permitir que el fluido fluya a través del filtro de agente de soporte, que está, entre y alrededor del agente de soporte formando el filtro. Los tamaños apropiados de partículas para utilizarse como agente de soporte típicamente están dentro del margen de aproximadamente 8 a aproximadamente 100 Mallas Estadounidenses Estándar. Un agente de soporte típico tiene tamaño de arena, la cual se define geológicamente al tener la dimensión más grande dentro de un margen de 0.0625 milímetros hasta 2 milímetros. (La siguiente clase de tamaño de partícula más pequeña después de la arena es el limo, el cual se define como teniendo una dimensión más grande que oscila de menos de 0.0625 mm a 0.004 mm) . La siguiente clase de tamaño de partícula más grande después de la arena es la grava, la cual se define como teniendo una dimensión más grande que oscila de más de 2 mm hasta 64 mm. En una modalidad preferida de la invención, el agente de soporte tiene un margen de distribución de tamaño de partícula de manera que por lo menos 90% del agente de soporte tiene un tamaño de 0.0625 mm a 64 mm.

El agente de soporte es suficientemente fuerte, es decir, tiene una resistencia a la compresión o a la deformación, para mantener la fractura abierta sin deformarse o comprimirse por la tensión de cierre de la fractura en el yacimiento subterráneo. Para un material de agente de soporte que se comprime bajo tensión de cierre, el agente de soporte de preferencia tiene una resistencia a la compresión API de por lo menos 281.294 kg/cm2 (4,000 psi) de tensión al cierre basado en 10% de finos de compresión. Este rendimiento es de un agente de soporte de resistencia media, donde una resistencia a la compresión muy alta puede ser de 703.235 kg/cm2 (10, 000 psi) .

Además , un agente de soporte adecuado no debe disolverse en fluidos comúnmente encontrados en un pozo. De preferencia, se selecciona un material que no se disolverá más de un gramo de agente de soporte por litro de líquido.

Por supuesto, el "agente de soporte" no significa o se refiere a sólidos disueltos.

Materiales de agente de soporte adecuados incluyen, pero no se limitan a, dióxido de silicio, cáscara de nuez, bauxita sinterizada, vidrio, plásticos, materiales de cerámica y una combinación de los mismos en cualquier proporción.

Parte o todo el agente de soporte puede revestirse y pre-curarse con una resina curable para mejorar la resistencia del agente de soporte y las características superficiales tales como la humectabilidad.

Parte o todo el agente de soporte puede revestirse con una resina curable no curada. La resina no curada puede curarse en el yacimiento subterráneo para consolidar el agente de soporte del filtro de agente de soporte para formar una "matriz de agente de soporte" . Después de curar, la resina mejora la resistencia, la capacidad de aglomeración, y las características de contraflujo de la matriz de agente de soporte con respecto a un filtro de agente de soporte similar sin tal resina curable. Las resinas curables adecuadas incluyen, pero no se limitan a, alcoholes epoxis, furanos, fenólicos, furfurílieos , y cualquier combinación de los mismos en cualquier proporción.

Una matriz de agente de soporte también puede formarse al incorporar un agente de pegajosidad en por lo menos una porción del agente de soporte. El agente de pegajosidad puede utilizarse además de o en lugar de una resina curable.

El filtro de agente de soporte o matriz de agente de soporte en la fractura proporciona una trayectoria de flujo de mayor permeabilidad para que el petróleo o gas alcance el sondeo en comparación con la permeabilidad del yacimiento subterráneo circundante, lo cual incrementa la producción de petróleo y gas del pozo.

La concentración de agente de soporte en el fluido de tratamiento de preferencia se encuentra en el margen de aproximadamente 0.03 kilogramos a aproximadamente 3 kilogramos de agente de soporte agregado por litro de fase líquida (0.25 lb/gal - 25 lb/gal) .

Agente de Incremento de Viscosidad para Ayudar a Suspender el Agente de Soporte El agente de soporte típicamente tiene una densidad mucho mayor que el agua. Por ejemplo, la arena tiene una gravedad específica de aproximadamente 2.7. Cualquier agente de soporte suspendido en el agua tenderá a separarse rápidamente y a establecerse fuera del agua muy rápido. Para ayudar a suspender el agente de soporte en un fluido de fracturación basado en agua, es común utilizar un agente de incremento de viscosidad con el propósito de incrementar la viscosidad del agua. El agente de incremento de viscosidad algunas veces se conoce en la técnica como "espesante" .

Un agente de incremento de viscosidad es un aditivo químico que altera las propiedades reologicas del fluido para incrementar la viscosidad del fluido. Un agente de incremento de viscosidad puede utilizarse para incrementar la viscosidad, cuya viscosidad incrementada puede utilizarse, por ejemplo, para ayudar a suspender un material de agente de soporte en el fluido de tratamiento.

Debido al alto volumen del fluido de fracturación típicamente utilizado en la fracturación, es deseable incrementar la viscosidad en los fluidos de fracturación de manera eficiente en proporción a la concentración del agente de incremento de viscosidad. Al ser capaz de utilizar sólo una pequeña concentración del agente de incremento de viscosidad, se requiere menos cantidad total, del agente de incremento de viscosidad para lograr la viscosidad de fluido deseada en un gran volumen de fluido de fracturación. Agentes de incremento de viscosidad eficientes y económicos incluyen polímeros solubles en agua, tales como goma guar. Otros tipos de agentes de incremento de viscosidad, tales como tensoactivos viscoelásticos , también pueden utilizarse por diversas razones, por ejemplo, en aplicaciones de alta temperatura .

La viscosidad de una solución de una concentración determinada de goma guar u otro agente de incremento de viscosidad puede mejorarse mayormente al reticular el agente de incremento de viscosidad. Un ejemplo de un agente de reticulación es ácido bórico. Un agente de reticulación puede ayudar a incrementar la viscosidad de un fluido para una concentración determinada de un agente de incremento de viscosidad. Un "gel base" es un fluido que incluye un agente de incremento de viscosidad, tal como goma guar, pero que excluye, por ejemplo, fluidos que típicamente se denominan como "geles reticulados" y "geles tensoactivos".

De este modo, una de las propiedades más importantes de un fluido de fracturacion es la viscosidad que tiene un tiempo específico y temperatura específica durante el tratamiento. La viscosidad es la resistencia de un fluido al flujo, definida como la relación de tensión de cizalla al límite de cizalla. La unidad de viscosidad es Poise, equivalente a dinas-segundo/cm2. Esta unidad centipoise ("cP"), la cual es 1/100 Poises, normalmente se utiliza con respecto al fluido de tratamiento de pozos . La viscosidad debe tener un índice de cizalla establecido o entendido para que sea importante. La temperatura de medición también debe establecerse o entenderse. Como se utiliza en la presente, si no se establece específicamente de otra manera, la viscosidad de un fluido se mide con un viscometro tipo Fann Modelo 50 en un índice de cizalla de 40/1 s y a 25°C (77°F) .

Para referencia, la viscosidad del agua es de aproximadamente 1 cP, mientras la viscosidad de la miel se encuentra en el margen de 2,000 - 10,000 cP, y la cátsup se encuentra en el margen de aproximadamente 50,000-100,000 cP. Dependiendo del tipo de equipo de bombeo, un fluido puede bombearse si tiene una viscosidad de menos de 50,000 cP.

Existen numerosas formas para medir y modelar propiedades viscosas y continúan realizándose nuevos desarrollos. Un método típico para propósitos de QA/QC utiliza un dispositivo de Coutte que mide la viscosidad como función de tiempo y temperatura. Los fluidos de prueba contienen todos los componentes de fluido a partir de agua, polímero, reticuladores , control de pH, tensoactivos , fracturadores y otras cosas similares, excepto por el agente de soporte. Debido a la geometría de los dispositivos de medición de viscosidad más comunes, el agente de soporte interfiere con la medición, por lo tanto, la viscosidad del fluido de fracturación se mide de manera rutinaria sin el agente de soporte añadido. Si se mide con un Dispositivo de Medición de Transporte de Agente de Soporte (PTMD) , el cual permite la medición de la viscosidad de un fluido que contiene un agente de soporte, el instrumento se calibra de preferencia por ejemplo contra un viscometro tipo Fann Modelo 50. Cualquiera que sea el tipo específico, el instrumento de medición de viscosidad puede calibrarse utilizando aceites y fluido de silicona de viscosidad estándar.

Agregado, Triturado, Tensoactivo y Otros Aditivos.

Opcionalmente, uno o más aditivos adicionales pueden incluirse para formar un fluido de tratamiento para suministrarse en un sondeo para varios propósitos.

Los fluidos utilizados en la invención también incluyen comúnmente un "fracturador" . Un fracturador es un químico utilizado para el propósito de disminuir o "triturar" la viscosidad de un fluido de manera que el fluido pueda recuperarse de manera más fácil del yacimiento. Con respecto a la viscosidad de rompimiento, oxidizantes, enzimas o ácidos pueden utilizarse, incluyendo f acturadores de liberación retardada o encapsulados . Los fracturadores reducen el peso molecular del agente de incremento de viscosidad (el cual puede ser reticulado) por la acción de un ácido, un oxidante, una enzima o una combinación de éstos.

En el caso de geles reticulados con borato, que incrementan el pH, y por lo tanto, la concentración efectiva de reticulador activo, el anión de borato, crea de manera reversible las reticulaciones de borato. Bajar el pH puede eliminar los enlaces de borato/polímero. En un pH elevado por encima de 8, el ion de borato existe y se encuentra disponible para reticular y provocar gelificación. En un pH más bajo, el borato se une por el hidrógeno y no se encuentra disponible para articulación, de este modo un incremento en la viscosidad debido a la reticulación con borato es reversible.

El fluido de tratamiento utilizado en la invención también puede incluir un tensoactivo. Por ejemplo, un tensoactivo puede utilizarse por su capacidad para ayudar en la dispersión y/o estabilización de un componente de gas en el fluido. Los tensoactivos viscoelásticos también son adecuados para su uso en los fluidos de tratamiento.

Los fluidos de tratamiento utilizados en la invención además pueden contener otros aditivos y químicos que se sabe se utilizan comúnmente en aplicaciones de campo petrolífero por aquellos con experiencia en la técnica. Éstos incluyen, pero no se limitan necesariamente a, auxiliares de fracturación, co-tensoactivos , depuradores de oxígeno, alcoholes, inhibidores de incrustaciones, inhibidores de corrosión, aditivos de pérdida de fluido, oxidantes, bactericidas, biocidas, y similares. Debe entenderse que durante el transcurso de un tratamiento, varios fluidos de tratamiento diferente pueden utilizarse. Algunas razones comunes del por qué los fluidos de tratamiento de un tratamiento pueden variarse durante el transcurso de un tratamiento incluyen acomodar: cambios en las concentraciones del agente de soporte deseados para llevarse a cabo en el yacimiento subterráneo desde la filtración inicial de la fractura hasta la filtración final; cambios esperados en la temperatura; o la mayor duración que el primer fluido de tratamiento puede necesitar mantener la viscosidad antes de la fracturación en comparación con la duración más corta posterior que un fluido de tratamiento introducido puede necesitar para mantener la viscosidad. Estos cambios pueden hacerse en cambios graduados de concentraciones o cambios incrementados de concentraciones. Además, ciertos componentes de los fluidos de tratamiento pueden cambiarse, por ejemplo, un catalizador o concentración de un catalizador para el fracturador pueden cambiarse para controlar los diferentes tiempos de fracturación requeridos del primer fluido de tratamiento en comparación con los fluidos de tratamiento introducidos posteriormente. Uno o más fluidos de tratamiento pueden utilizarse en un tratamiento.

Modalidades Preferidas de Acuerdo con Métodos de la Invención En general, se proporcionan métodos para tratar por lo menos una porción de un yacimiento subterráneo. Los métodos incluyen las etapas de: (a) introducir un fluido de tratamiento en el yacimiento subterráneo, en donde el fluido de tratamiento comprende un agente de soporte y una partícula dilatable; (b) dilatar la partícula dilatable, en donde la etapa de dilatar se realiza antes, durante, o después de la etapa de introducir el fluido de tratamiento; y (c) degradar la partícula dilatable en el yacimiento subterráneo, en donde la etapa de degradar se realiza después de las etapas de introducir y dilatar.

Los métodos de la presente invención pueden utilizarse, por ejemplo, para mejorar o estimular la producción de petróleo y gas del pozo. Más particularmente, los métodos pueden utilizarse para mejorar la permeabilidad de un filtro de agente de soporte o una matriz de agente de soporte formada dentro de una fractura de manera que los fluidos del yacimiento subterráneo puedan fluir de manera más libre hacia el sondeo.

Como se utiliza en la presente, las palabras "comprende", "tiene" e "incluye" y todas las variaciones gramaticales de las mismas se pretenden cada una para tener un significado abierto no limitante que no excluye elementos o etapas adicionales.

El fluido de tratamiento incluye un agente de soporte. El agente de soporte puede seleccionarse para ser capaz de mantener una fractura en el yacimiento subterráneo en una condición abierta soportada basándose en un tamaño de agente de soporte y resistencia a la deformación. En una modalidad preferida, el agente de soporte tiene un margen de distribución de tamaño de partículas de manera que por lo menos 90% del agente de soporte tiene un tamaño de 0 . 0625 mm a 64 mm. De preferencia, si se comprime el agente de soporte, el agente de soporte tiene una resistencia a la deformación API de por lo menos 282 . 294 kg/cm2 ( 4 , 000 psi) de tensión de cierre basada en 10% de finos de compresión. El agente de soporte debe ser insoluble en los fluidos típicamente encontrados en un ambiente de pozos, tal como agua o petróleo. En una modalidad preferible de la invención, el agente de soporte se selecciona del grupo que consiste de dióxido de silicio, cáscaras de nuez, bauxita sinterizada, vidrio, plástico, materiales cerámicos, o cualquier combinación de los mismos en cualquier proporción. El agente de soporte no es capaz de dilatarse.

El fluido de tratamiento incluye una partícula dilatable. De preferencia, el coeficiente de compresión para la partícula dilatable se encuentra en el mismo orden de magnitud que aquella para el agua. De preferencia, la partícula dilatable es capaz de dilatarse por lo menos a 200% del volumen de la partícula dilatable completamente no dilatada. La partícula dilatable de preferencia es capaz de dilatarse por lo menos a 400% de volumen de la partícula dilatable completamente no dilatada. De este modo, la partícula dilatable puede ser capaz de dilatarse a una forma dilatada que ayuda a bajar la compresión. Esto significa que la densidad de la partícula dilatada debe permanecer sustancialmente constante para cambios de presión isotérmica, es decir, el coeficiente de compresión para la partícula dilatable de preferencia es bajo.

La partícula dilatable es capaz de dilatarse con el contacto con un agente de dilatación para la partícula dilatable. El agente de dilatación para la partícula dilatable puede ser cualquier agente que provoque que la partícula dilatable se dilate mediante la absorción del agente de dilatación. En una modalidad preferida, la partícula dilatable es "dilatable en agua", significando que el agente de dilatación es agua. Las fuentes adecuadas de agua para su uso como el agente de dilatación incluyen, pero no se limitan a, agua dulce, agua salobre, agua de mar, salmuera y cualquier combinación de las mismas en cualquier proporción. En otra modalidad de la invención, la partícula dilatable es "dilatable en aceite", significando que el agente de dilatación para la partícula dilatable es un fluido orgánico. Ejemplos de agentes de dilatación orgánicos incluyen, pero no se limitan a, diesel, queroseno, petróleo crudo, o cualquier combinación de los mismos en cualquier proporción.

De preferencia, la partícula dilatable, cuando se encuentra en una forma sustancialmente no dilatada, tiene un margen de distribución del tamaño de partícula tal que por lo menos 90% de la partícula dilatable tiene un tamaño de 0.01 mm a 5 mm. De mayor preferencia, la partícula dilatable en una forma sustancialmente no dilatada, tiene un margen de distribución de tamaño de partícula tal que por lo menos 90% de la partícula dilatable que tiene un tamaño de 0.2 mm a 1 mm. Como se utiliza en la presente, el término "sustancialmente dilatada" significa que la partícula dilatable no se dilata a más del 10% de su capacidad de dilatación.

De preferencia, la partícula dilatable, cuando se encuentra en una forma sustancialmente dilatada, se selecciona para tener un tamaño y forma similares al tamaño y forma del agente de soporte. Es preferible que el agente de soporte y la partícula dilatable no se segreguen dentro del fluido de tratamiento mientras que permanecen dispersas. De preferencia, la forma física de la partícula dilatable, especialmente cuando se encuentra en una forma sustancialmente dilatada, debe seleccionarse para mejorar la forma deseada y la composición relativa de las cavidades resultantes dentro de un filtro de agente de soporte o matriz de agente de soporte. Por ejemplo, una forma de partícula tipo bastón puede ser adecuada en aplicaciones donde cavidades tipo canal en la matriz de agente de soporte se desean. Como se utiliza en la presente, el término "sustancialmente dilatada" significa que la partícula dilatable se dilata por lo menos al 50% de su capacidad de dilatación.

La partícula dilatable es capaz de degradarse. De preferencia, la partícula dilatable es capaz de degradarse lo suficiente para que después de degradarse, la mayor parte de la partícula dilatable pueda fluir con un fluido, como un fluido, o disolverse en otro fluido fuera del filtro de agente de soporte o matriz de agente de soporte. En una modalidad preferida, la partícula dilatable es capaz de degradarse para volverse soluble en agua. Debe entenderse que, en ciertas modalidades de la invención, la partícula dilatable puede ser capaz de degradarse para volverse soluble en otro fluido de disolución para la partícula dilatable degradada, tal como petróleo.

De preferencia, la partícula dilatable es capaz de degradarse con el contacto con un agente de degradación para la partícula dilatable, mientras el agente de soporte no es capaz de degradarse con el contacto con tal agente de degradación. El agente de degradación puede ser cualquier agente que degrada la partícula dilatable. El agente de degradación de preferencia degrada la partícula dilatable al romper químicamente el material orgánico de la partícula. Ejemplos de agentes de degradación adecuados incluyen, pero no se limitan a, ácidos, perborato de sodio, hipocloruro de sodio, oxidantes fuertes y cualquier combinación de lo antes mencionado, en cualquier combinación. En una modalidad de la invención, la partícula dilatable, el agente de dilatación y el agente de degradación deben seleccionarse para cooperar operativamente de acuerdo con los métodos de la invención.

Al seleccionar una partícula dilatable para su uso de acuerdo con los métodos de la invención, debe tomarse consideración en cuanto a los productos de degradación que pueden resultar. El agente de degradación y los productos de degradación esperados no deben afectar adversamente la productividad del pozo. La elección de la partícula dilatable también puede depender, por lo menos en parte, de las condiciones del pozo y el yacimiento subterráneo, por ejemplo, la temperatura. La partícula dilatable debe ser estable en un ambiente de pozos, que incluye temperatura, hasta que se desee degradar.

De preferencia, la partícula dilatable es un material orgánico. De mayor preferencia, la partícula dilatable es un material polimérico o una sal de un material polimérico. Ejemplos típicos de materiales poliméricos incluyen, pero no se limitan a, poliacrilamida reticulada, poliacrilato reticulado, copolímeros reticulados de acrilamida y monómeros de acrilato, almidón injertado con acrilonitrilo y acrilato, polímeros reticulados de dos o más de alquilsulfonato, ácido 2-acrilamida-2-metil-l-propanosulfónico, ácido 3-aliloxi-2-hidroxi-l-propanosulfónico, acrilamida, monómeros de ácido acrílico, y cualquier combinación de los mismos en cualquier proporción.

Ejemplos típicos de sales adecuadas de material polimérico incluyen, pero no se limitan a, sales de almidón de carboxialquilo, sales de almidón de carboximetilo, sales de carboximetilcelulosa, sales de polisacárido de carboxialquilo reticulado, almidón injertado con monómeros de acrilonitrilo y acrilato, y cualquier combinación de los mismos en cualquier proporción. Características específicas de la partícula dilatable pueden seleccionarse y modificarse para proporcionar un filtro o matriz de agente de soporte con una permeabilidad deseada mientras mantenga la capacidad adecuada de agente de soporte y filtración.

De preferencia, la concentración del agente de soporte se encuentra presente en el fluido de tratamiento en el margen de 0,12 - 2,996 kg/litros (0.1 - 25 lb/galones), y de mayor preferencia de 0,12 - 0,959 kg/litros (1 a 8 lb/galones) . De preferencia, la partícula dilatable se encuentra presente en el fluido de tratamiento de una cantidad de aproximadamente 0.1% a 50% en peso del agente de soporte. De acuerdo con una ventaja de la presente invención, la partícula dilatable puede encontrarse presente en el fluido de tratamiento en una cantidad de aproximadamente 30% a 50% en peso del agente de soporte. Después de degradarse de manera subsiguiente, esta alta concentración de partícula dilatable puede proporcionar una permeabilidad muy elevada a un filtro de agente de soporte o matriz de agente de soporte.

El fluido de tratamiento puede incluir la partícula dilatable en una forma sustancialmente no dilatada, en cuyo caso el fluido de tratamiento además también incluye de preferencia el agente de dilatación para la partícula dilatable. El fluido de tratamiento puede incluir la partícula dilatable en una forma sustancialmente pre-dilatada sin un agente de dilatación.

En algunas modalidades preferidas de acuerdo con la invención, el fluido de tratamiento además incluye un agente de degradación para la partícula dilatable. Cuando el fluido de tratamiento incluye el agente de degradación, el agente de degradación de preferencia no degrada la partícula dilatable hasta después de que se ha formado un filtro de agente de soporte o una matriz de agente de soporte con la partícula dilatable. Por ejemplo, el agente de degradación puede ser de activación lenta o en una cápsula de liberación de tiempo retardo .

El fluido de tratamiento además puede incluir un agente de incremento de viscosidad. De preferencia, el fluido de tratamiento además comprende un fracturador para romper la viscosidad del fluido de tratamiento. En algunas modalidades, el fracturador de preferencia es una forma de tiempo retardado de manera que el fracturador se retarda para romper la viscosidad del fluido de tratamiento. Como se discute en lo anterior, otros aditivos también pueden incluirse en el fluido de tratamiento.

De preferencia, el fluido de tratamiento puede ser un fluido cuando se somete a prueba a una temperatura de 25°C (77°F) y una presión de una atmósfera. De mayor preferencia, la viscosidad del fluido de tratamiento es tal que el fluido de tratamiento se puede bombear cuando se introduce en el yacimiento subterráneo.

El método para tratar el yacimiento subterráneo puede incluir la etapa de formar el fluido de tratamiento. Por ejemplo, el fluido de tratamiento puede pre-mezclarse y después transportarse al sitio de pozo o puede prepararse sobre la marcha así como en el sitio de pozo y después introducirse en el fondo de la perforación. De preferencia, el fluido de tratamiento debe tener una mezcla bien dispersada del agente de soporte y la partícula dilatable en el fluido de tratamiento.

De acuerdo con algunas modalidades de la invención, el método además incluye la etapa de crear o extender por lo menos una fractura en el yacimiento subterráneo antes de la etapa de introducir el fluido de tratamiento. De preferencia, el margen de distribución de tamaño de partícula de cada uno del agente de soporte y de la partícula dilatable cuando se encuentra en una forma sustancialmente dilatada es suficiente para que por lo menos una porción de cada uno de ellos pueda esperarse que sea capaz de entrar a la fractura.

En general, los métodos para tratar un yacimiento subterráneo de acuerdo con la invención incluyen las etapas de: (a) introducir un fluido de tratamiento en el yacimiento subterráneo, en donde el fluido de tratamiento comprende un agente de soporte y una partícula dilatable; (b) dilatar la partícula dilatable, en donde la etapa de dilatar se realiza antes, durante, o después de la etapa de introducir el fluido de tratamiento; y (c) degradar la partícula dilatable en el yacimiento subterráneo, en donde la etapa de degradar se realiza después de las etapas de introducir y dilatar.

De preferencia, el fluido de tratamiento se bombea hacia el yacimiento subterráneo. Dependiendo de la viscosidad en la temperatura del fluido de tratamiento cuando se introduce en el sondeo, la etapa de introducir debe encontrarse a una velocidad suficiente para ayudar a mantener el agente de soporte y la partícula dilatable en suspensión por lo menos hasta que el fluido de tratamiento se coloque en una fractura en el yacimiento subterráneo.

En una modalidad preferida de la invención, el fluido de tratamiento se introduce en la porción del yacimiento subterráneo bajo condiciones para formar un filtro de agente de soporte que incluye la partícula dilatable. Como se utiliza en la presente, el término "filtro de agente de soporte" significa que el agente de soporte tiene una forma no consolidada.

De preferencia, el fluido de tratamiento se introduce bajo condiciones tales que la partícula dilatable se ha dilatado en un volumen de por lo menos 25% de su capacidad de dilatación antes de que la partícula dilatable alcance la porción del yacimiento subterráneo que va a tratarse. De mayor preferencia, el fluido de tratamiento se introduce bajo condiciones tales que la partícula dilatable se ha dilatado en volumen por lo menos al 75% de su capacidad de dilatación antes de que la partícula dilatable alcance la porción del yacimiento subterráneo que va a tratarse.

En algunas modalidades preferidas, la partícula dilatable se dilata al absorber un agente de dilatación para la partícula dilatable. Por consiguiente, en tales modalidades, la etapa de dilatar de preferencia incluye la etapa de poner en contacto la partícula dilatable con un agente de dilatación para la partícula dilatable. De preferencia, la partícula dilatable se pone en contacto con el agente de dilatación antes de introducirse en el yacimiento subterráneo o el agente de dilatación puede incluirse con el fluido de tratamiento. También se contempla, sin embargo, que el agente de dilatación pueda introducirse en el yacimiento subterráneo como una descarga, es decir, la partícula dilatable se introduce en el yacimiento subterráneo en una forma sustancialmente no dilatada y el agente de dilatación se introduce por consiguiente en el yacimiento subterráneo .

De preferencia, la etapa de dilatar la partícula dilatable se realiza antes de la etapa de introducir el fluido de tratamiento de manera que la partícula dilatable se dilata sustancial o completamente antes de formar un filtro de agente de soporte que incluye la partícula dilatable.

El agente de soporte, cuando se deposita en la fractura del yacimiento subterráneo, debe esperarse que forme un filtro de agente de soporte que incluya la partícula dilatable. Si por lo menos parte del agente de soporte en el fluido de tratamiento se reviste con una resina curable no curada, después, en tales modalidades el revestimiento de resina de preferencia se deja curar, la cual se consolida y enlaza por lo menos una porción del agente de soporte para formar una matriz de agente de soporte que incluye la partícula dilatable. Cualquier tipo de resina curable que permita que el agente de soporte se consolide dentro del yacimiento, es adecuada para su uso en la presente invención, por ejemplo, epoxis, furanos, fenólicos, aldehido furfurílico, alcohol furfurílico, y cualquier combinación de los mismos en cualquier proporción.

Si se utiliza una resina curable, la resina de preferencia se deja curar antes de que se degrade la partícula dilatable. De mayor preferencia, si se deja curar la resina en el yacimiento subterráneo bajo condiciones tales que por lo menos el agente de soporte revestido con resina no se mueva dentro de o fluya fuera de la porción del yacimiento subterráneo que va a tratarse.

Un agente espesante podría utilizarse en lugar de, o además de una resina curable. El agente espesante, entre otras cosas, ayuda a distribuir la partícula dilatable dentro del fluido de tratamiento, y evita que fluya fuera de la matriz de agente de soporte en el yacimiento subterráneo. Al utilizar un agente de pegajosidad, en comparación con una resina curable, podría ser especialmente útil si la partícula dilatable seleccionada tiene una baja densidad o una gravedad específica o tiene un tamaño de partícula sustancialmente diferente que el agente de soporte.

Si se utiliza, el agente de pegajosidad de preferencia aunque no necesariamente se reviste en el agente de soporte antes de que el agente de soporte se mezcle con la partícula dilatable. En una modalidad de la presente invención, el agente de pegajosidad se reviste sobre el agente de soporte antes de la fase de operación de fracturación del agente de soporte y después el agente de soporte revestido con resina se utiliza durante la fase final de la operación de fracturación. En otra modalidad, el agente de pegajosidad y la resina curable se revisten en las partículas de agente de soporte de manera intermitente.

Cualquier método adecuado puede utilizarse para consolidar el filtro de agente de soporte en una matriz, que incluye métodos mecánicos, por ejemplo, interbloquear el agente de soporte. En cualquier caso, para apreciar parte de los efectos benéficos de la presente invención, el agente de soporte debe consolidarse dentro de una fractura en el yacimiento para formar una matriz de agente de soporte que incluya la partícula dilatable. El término "matriz de agente de soporte" como se utiliza en la presente significa que el filtro de agente de soporte se consolida.

De preferencia, la etapa de degradar incluye la etapa de poner en contacto la partícula dilatable con un agente de degradación para la partícula dilatable. El agente de degradación para la partícula dilatable puede introducirse en el yacimiento subterráneo después de las etapas de introducir y dilatar y después de que se ha formado la matriz de agente de soporte. Un resultado preferible se logra si la partícula dilatable se degrada lentamente. Una degradación lenta de la partícula dilatable puede ayudar a mantener la estabilidad de la matriz de agente de soporte. Un resultado aún más preferible se obtiene cuando la partícula dilatable no comienza a degradar hasta después de que el agente de soporte ha desarrollado cierta resistencia a la compresión.

De mayor preferencia, la etapa de degradar incrementa la permeabilidad del filtro de agente de soporte o la matriz de agente de soporte. La permeabilidad puede incrementarse al distribuir de manera uniforme la partícula dilatable en el filtro de agente de soporte y matriz de agente de soporte conforme se forma el filtro o matriz de agente de soporte. Después del periodo de tiempo requerido dictado por las características de la partícula dilatable particular utilizada, la partícula dilatable se degrada. Esta degradación, en efecto, provoca que la partícula dilatable se remueva sustancialmente del filtro de agente de soporte y matriz de agente de soporte. Como resultado, una pluralidad de poros interconectados se crea en el filtro de agente de soporte o matriz de agente de soporte. Estos poros interconectados incrementan la permeabilidad del filtro o matriz de agente de soporte. Una permeabilidad incrementada en la porción del yacimiento subterráneo que va a tratarse incrementa la productividad del pozo.

De mayor preferencia, los poros interconectados incrementan la permeabilidad del filtro de agente de soporte o matriz de agente de soporte por lo menos al 60%. En modalidades preferidas, la partícula dilatable no debe encontrarse en una proporción al filtro de agente de soporte o matriz de agente de soporte de tal forma que, cuando se degrade, poros interconectados indeseables resulten del filtro o matriz de agente de soporte que conviertan al filtro o matriz potencialmente inefectivos para mantener la integridad de la fractura.

De acuerdo con otra modalidad de la invención, el fluido de tratamiento puede incluir un agente de soporte de baja densidad y una partícula dilatable. El fluido de tratamiento puede introducirse en el yacimiento subterráneo bajo condiciones para formar por lo menos una monocapa parcial con la partícula dilatable. La partícula dilatable puede degradarse de manera subsiguiente para proporcionar una monocapa de permeabilidad muy elevada del agente de soporte.

Debe entenderse que numerosas modificaciones, alteraciones, subcombinaciones y cambios pueden hacerse en la invención sin apartarse del espíritu y el alcance de la invención como se establece en las reivindicaciones anexas. Es la intención cubrir todas las modalidades y formas de la invención dentro del alcance admisible de las reivindicaciones .

Claims

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN Habiendo descrito la presente invención se considera como novedad y por lo tanto se reclama como propiedad lo descrito en las siguientes: REIVINDICACIONES

1. Un método para tratar por lo menos una porción de yacimiento subterráneo, el método caracterizado porque comprende las etapas de: a. introducir un fluido de tratamiento de yacimiento subterráneo, en donde el fluido de tratamiento comprende un agente de soporte y una partícula dilatable; b. dilatar la partícula dilatable, en donde la etapa de dilatar se realiza antes, durante o después de la etapa de introducir el fluido de tratamiento; c. degradar la partícula dilatable en el yacimiento subterráneo, en donde la etapa de degradar se realiza después de las etapas de introducir y dilatar;

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, se caracteriza porque la partícula dilatable es capaz de dilatarse por lo menos al 200% del volumen de la partícula dilatable completamente no dilatada.

3. El método de conformidad con la reivindicación 1, se caracteriza porque la partícula dilatable es capaz de dilatarse con el contacto con un agente de dilatación para la partícula dilatable.

4. El método de conformidad con la reivindicación 3, se caracteriza porque el agente de dilatación es agua.

5. El método de conformidad con la reivindicación 1, se caracteriza porque la partícula dilatable cuando se encuentra en una forma sustancialmente no dilatada tiene un margen de distribución de tamaño de partícula tal que por lo menos el 90% de la partícula dilatable tiene un tamaño de 0.01 mm a 5 mm.

6. El método de conformidad con la reivindicación 1, se caracteriza porque la partícula dilatable es capaz de degradarse lo suficiente para que después de que se degrade, la mayor parte de la partícula dilatable pueda fluir con un fluido, como un fluido, o disolverse en otro fluido fuera de un filtro de agente de soporte o matriz de agente de soporte.

7. El método de conformidad con la reivindicación 1, se caracteriza porque la partícula dilatable es capaz de degradarse con el contacto con un agente de degradación.

8. El método de conformidad con la reivindicación 1, se caracteriza porque la partícula dilatable comprende material polimérico.

9. El método de conformidad con la reivindicación 8, se caracteriza porque el material polimérico se selecciona del grupo que consiste de poliacrilamida reticulada, poliacrilato reticulado, copolimeros reticulados de acrilamida y monómeros de acrilato, almidón injertado con acrilonitrilo y acrilato, polímeros reticulados de dos o más de alilsulfonato, ácido 2-acrilamida-2-metil-l-propanosulfónico, ácido 3-aliloxi-2-hidroxi-l-propanosulfónico , acrilamida, monómeros de ácido acrílico y cualquier combinación de los mismos en cualquier proporción.

10. El método de conformidad con la reivindicación 1, se caracteriza porque la partícula dilatable comprende una sal de un material polimérico.

11. El método de conformidad con la reivindicación 10, se caracteriza porque la sal se selecciona del grupo que consiste de sales de almidón de carboxialquilo, sales de almidón de carboximetilo, sales de carboximetilcelulosa, sales de polisacárido de carboxialquilo reticulado, el almidón injertado con acrilonitrilo y monómeros de acrilato, en cualquier combinación de los mismos en cualquier proporción.

12. El método de conformidad con la reivindicación 1, se caracteriza porque la partícula dilatable se encuentra presente en el fluido de tratamiento en una cantidad de aproximadamen e 0 . 1% a 50% en peso del agente de soporte.

13 . El método de conformidad con la reivindicación 1 , se caracteriza porque la partícula dilatable se encuentra presente en el fluido de tratamiento en una cantidad de aproximadamente 30% a 50% en peso del agente de soporte.

14 . El método de conformidad con la reivindicación 1 , se caracteriza porque el fluido de tratamiento además comprende un agente de dilatación para la partícula dilatable .

15 . El método de conformidad con la reivindicación 1 , se caracteriza porque el fluido de tratamiento además comprende un agente de degradación para la partícula dilatable .

16 . El método de conformidad con la reivindicación 1 , se caracteriza porque el fluido de tratamiento además comprende un agente de incremento de viscosidad.

17 . El método de conformidad con la reivindicación 16 , se caracteriza porque el fluido de tratamiento además comprende un fracturador para romper la viscosidad del fluido de tratamiento.

18 . El método de conformidad con la reivindicación 1 , se caracteriza porque el método además comprende la etapa de crear por lo menos una fractura en el yacimiento subterráneo antes de la etapa de introducir.

19. El método de conformidad con la reivindicación 1, se caracteriza porque la etapa de introducir comprende condiciones tales que la partícula dilatable se ha dilatado en volumen por lo menos al 25% de su capacidad de dilatación antes de que la partícula dilatable alcance la porción de yacimiento subterráneo que va a tratarse.

20. El método de conformidad con la reivindicación 1, se caracteriza porque por lo menos una porción del agente de soporte se reviste con una resina curable, no curada.

21. El método de conformidad con la reivindicación 20, se caracteriza porque la resina se deja curar después de que el agente de soporte se ha introducido en el yacimiento subterráneo y antes de que la partícula dilatable se haya degradado .

22. El método de conformidad con la reivindicación 1, se caracteriza porque la etapa de degradar comprende introducir un agente de degradación en el yacimiento subterráneo subsiguiente a las etapas de introducir y dilatar .

23. El método de conformidad con la reivindicación 1, se caracteriza porque la etapa de degradar incrementa la permeabilidad de un filtro de agente de soporte o material de agente de soporte por lo menos al 60%.

24. Un método para tratar por lo menos una porción de yacimiento subterráneo, el método caracterizado porque comprende las etapas de: a. introducir un fluido de tratamiento en el yacimiento subterráneo, en donde el fluido de tratamiento comprende un agente de soporte y una partícula dilatable; b. dilatar la partícula dilatable, en donde: i. la etapa de dilatar es antes, durante, o después de la etapa de introducir el fluido de tratamiento; ii. la partícula dilatable es capaz de dilatarse con el contacto con un agente de dilatación para la partícula dilatable; iii. la partícula dilatable es capaz de degradarse con el contacto con un agente de degradación para la partícula dilatable; iv. la partícula dilatable es capaz de degradarse lo suficiente para que, después de degradarse, la mayor parte de la partícula pueda fluir con un fluido, como un fluido, o disolverse en otro fluido fuera de un filtro de agente de soporte o matriz de agente de soporte; y c. degradar la partícula dilatable en el yacimiento subterráneo, donde la etapa de degradar se realiza después de las etapas de introducir y dilatar.

25. Un método para tratar por lo menos una porción de yacimiento subterráneo, el método caracterizado porque comprende las etapas de: a. introducir un fluido de tratamiento en el yacimiento subterráneo, en doride el fluido de tratamiento comprende un agente de soporte y una partícula dilatable; b. dilatar la partícula dilatable, en donde: i. la etapa de dilatar se realiza, antes, durante o después de la etapa de introducir el fluido de tratamiento; ii. la partícula dilatable es capaz de dilatarse con el contacto con un agente de dilatación para la partícula dilatable; iii. la partícula dilatable es capaz de degradarse al contacto con un agente de degradación para la partícula dilatable; y c. degradar la partícula dilatable en el yacimiento subterráneo , en donde : i. la etapa de degradar se realiza después de las etapas de introducir y dilatar; ii. la etapa de degradar incrementa la permeabilidad de filtro de agente de soporte o matriz de agente de soporte por lo menos al 60%.