MX2011013540A - Aplicacion de fibras degradables en fluidos en emulsion inversa para pildoras de eliminacion. - Google Patents

Abstract

Un método para tratar un yacimiento subterráneo incluye bombear dentro de un sondeo perforado, entubado que entrecruza al yacimiento un fluido de eliminación de emulsión inversa, el fluido de eliminación de emulsión inversa comprende: una fase continua oleaginosa; una fase discontinua no oleaginosa; un emulsionante; por lo menos un material degradable; y por lo menos un material de puenteo; poniendo en contacto al yacimiento con el fluido de eliminación; y permitir que el material degradable se degrade por lo menos parcialmente.

Description

APLICACIÓN DE FIBRAS DEGRADABLES EN FLUIDOS EN EMULSIÓN INVERSA PARA PILDORAS DE ELIMINACIÓN ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Campo de la Invención Las modalidades descritas en la presente s relacionan generalmente con fluidos de eliminación utilizado en la terminación de pozos de petróleo y de gas .

Antecedentes de la Invención Los fluidos de eliminación se colocan comúnmente en un sondeo durante las operaciones de sondeo del campo petrolífero, tal como terminaciones del sondeo, para matar el pozo, es decir, evitar la entrada de fluidos en el yacimiento dentro del sondeo y la pérdida de fluidos del sondeo al yacimiento mientras se abre el pozo. El fluido de eliminación se mantiene a menudo en el sondeo para la duración completa de la operación.

Fluidos de eliminación convencionales conocidos en la técnica son líquidos típicamente acuosos, los cuales contienen un agente de ponderación, tal como sólidos inorgánicos inertes en solución o suspensión, para incrementar la densidad del fluido. El fluido de eliminación ponderado aplica una presión hidrostática contra el fluido del yacimiento, el cual es mayor que la presión ejercida por el fluido del yacimiento al intentar invadir el sondeo. Esta presión hidrostática preponderada evita el ingreso de fluidos del yacimiento dentro del sondeo durante el rendimiento de la operación de sondeo del campo petrolífero determinado, el cual es necesario desde un punto de vista operacional para evitar la interferencia a partir de fluidos de yacimientos, así como a partir de un punto de vista de seguridad para evitar estallidos y rebotes en el pozo.

Los espesantes están a menudo incluidos en fluidos de eliminación ponderados que proporcionan una inhibición de regreso. El regreso de fluidos puede resultar indeseable en daño al yacimiento, es decir, reducción de permeabilidad, resultando en la recuperación reducida de hidrocarburos o la función inyectiva reducida dentro del yacimiento.

En particular, fluidos de eliminación ventajosos son aquellos que no únicamente evitan la entrada de fluidos en el yacimiento dentro del sondeo, aunque también evitan el regreso apreciable de fluidos al sondeo dentro del yacimiento. Los fluidos de eliminación logran su control de pérdida de fluidos a partir de la presencia de sólidos específicos que se basan en la acumulación de la torta de filtro en el frente del yacimiento para inhibir flujo dentro y a través del yacimiento. Sin embargo, estos materiales aditivos pueden causar severo daño a las áreas cercanas al sondeo del yacimiento después de su aplicación. Este daño puede reducir significativamente niveles de producción si la permeabilidad del yacimiento no se restaura a su nivel original. Además, en un punto adecuado en la operación de terminación, la torta de filtro debe removerse para restaurar la permeabilidad del yacimiento, de preferencia a su nivel original .

Después que se han logrado cualesquiera operaciones de terminación, puede ser necesaria la remoción de la torta de filtro formada a partir del fluido de eliminación que queda en las paredes laterales del sondeo. Aunque un fluido de eliminación puede ser esencial para operaciones de terminación, las barreras pueden ser un impedimento significativo para la producción de hidrocarburo u otros fluidos a partir del pozo si, por ejemplo, el yacimiento rocoso se bloquea aún por la barrera. Debido a que la torta de filtro es compacta, a menudo se adhiere fuertemente al yacimiento y no puede extraerse fácil o completamente del yacimiento mediante acción de fluidos por sí sola.

Por consiguiente, existe una necesidad para un fluido de eliminación que pueda reducir efectivamente el ingreso y egreso de fluidos entre el yacimiento y el sondeo durante una operación de terminación aunque también minimiza el daño al yacimiento.

COMPENDIO DE LA INVENCIÓN En un aspecto, las modalidades descritas en la presente se relacionan con un método para tratar un yacimiento subterráneo que incluye bombear dentro de un sondeo perforado, entubado que entrecruza al yacimiento un fluido de eliminación de emulsión inversa, el fluido de eliminación de emulsión inversa comprende: una fase continua oleaginosa; una fase discontinua no oleaginosa; un emulsionante; por lo menos un material degradable; y por lo menos un material de puenteo; poniendo en contacto el yacimiento con el fluido de eliminación; y permitiendo que el material degradable se degrade por lo menos parcialmente.

En otro aspecto, las modalidades descritas en la presente se relacionan con un método que incluye formar un fluido de eliminación de emulsión inversa, el fluido de eliminación de emulsión inversa comprende: una fase continua oleaginosa; una fase discontinua no oleaginosa; un emulsionante; por lo menos un material degradable; y por lo menos un material de puenteo; bombeando el fluido de eliminación dentro de un sondeo perforado, entubado que entrecruza un yacimiento subterráneo; formar una torta de filtro; y romper la torta de filtro al permitir que el material degradable se degrade.

En aún otro aspecto, las modalidades descritas en la presente se relacionan con un método que incluye formar un fluido de eliminación de emulsión inversa que comprende: una fase continua oleaginosa; una fase discontinua no oleaginosa ; un emulsionante; por lo menos un material degradable; y por lo menos un material de puenteo; emplazando el fluido de eliminación dentro de un sondeo perforado, entubado; formar una torta de filtro; y romper la torta de filtro, en donde la hidrólisis del material degradable rompe la torta de filtro.

Otros aspectos y ventajas de la invención serán aparentes a partir de la siguiente descripción y reivindicaciones anexas.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La FIGURA 1 es un diagrama esquemático de la torta de filtro depositada en los túneles del yacimiento de una tubería de revestimiento perforada después de detectar una pildora de eliminación de acuerdo con una modalidad de la presente descripción.

La FIGURA 2 muestra una fotografía de un fluido de emulsión inversa mezclada con fibras degradables de acuerdo con una modalidad.

La FIGURA 3 muestra una fotografía de la mezcla mostrada en la FIGURA 2 después de 100 horas a 93°C.

La FIGURA 4 muestra una fotografía de un fluido de emulsión inversa mezclada con fibras degradables en un disco de Aloxi a de acuerdo con una modalidad.

La FIGURA 5 muestra una fotografía de la mezcla mostrada en la FIGURA 4 después de 168 horas a 79°C.

DESCRIPCIÓN DETALLADA Al principio, se debe observar que en el desarrollo de cualquier modalidad actual, deben hacerse numerosas decisiones específicas de implementación para lograr los propósitos específicos del desarrollador , tal como el cumplimiento con restricciones relacionadas con el sistema y relacionadas con el negocio, las cuales variarán de una implementación a otra. Además, se apreciará que tal esfuerzo de desarrollo podría ser complejo y lento aunque no obstante podría ser una tarea de rutina para aquellos con experiencia ordinaria en la técnica que tienen el beneficio de esta descripción. La descripción y ejemplos se presentan únicamente con el propósito de ilustrar las modalidades preferidas de la invención y no deben interpretarse como una limitación con el alcance y la aplicabilidad de la invención. Aunque las composiciones de la presente invención se describen en la presente como que comprenden ciertos materiales, se debe entender que la composición podría comprender opcionalmente dos o más materiales químicamente diferentes. Además, la composición puede también comprender algunos componentes aparte de aquellos ya citados.

En el compendio de la invención y esta descripción, cada valor numérico debe leerse una vez como modificado por el término "aproximadamente" (a menos que se exprese ya modificado) , y luego leerse de nuevo como no modificado a menos que se indique de otra manera en el contexto. También, en el compendio de la invención y esta descripción detallada, se debe entender que un margen de concentración listado o descrito como siendo útil, adecuado o similar, se pretende de manera que todas y cada una de las concentraciones dentro del margen, incluyendo los puntos finales, se consideren como que se han establecido. Por ejemplo, "un margen de 1 a 10" va a leerse como indicando todos y cada posible número a lo largo de una secuencia entre aproximadamente 1 y aproximadamente 10. De este modo, incluso si cada uno de los puntos de datos específicos dentro del margen, o incluso sin puntos de datos dentro del margen, se identifican o se refieren explícitamente como sólo unos pocos, se entenderá que los inventores aprecian y entienden que todos y cada uno de los puntos de datos dentro del margen van a considerarse como que han sido especificados, y que la invención se ha descrito y permitido todo el margen y todos los puntos dentro del margen.

En un aspecto, las modalidades descritas en la presente se relacionan con tratamientos de fluidos de eliminación utilizados en operaciones de terminación para reducir o evitar el ingreso y egreso de fluidos entre un yacimiento y un sondeo perforado, entubado. En particular, las modalidades descritas en la presente se relacionan con fluidos de eliminación de emulsión inversa que tienen fibras degradables y un material de puenteo en la presente que puede puentear y sellar efectivamente (a través de la formación de una torta de filtro) perforaciones formadas en una zona de producción de un sondeo entubado y perforado de manera que pueden realizarse otras operaciones de terminación. Debido a que las fibras son degradables, el tratamiento puede ser temporal, permitiendo a la torta de filtro romperse y removerse fácilmente del sondeo sin o con daño mínimo al yacimiento. De este modo, los fluidos de eliminación de la presente descripción pueden incluir una fase continua oleaginosa, una fase discontinua no oleaginosa, fibras degradables, un agente de puenteo, y por lo menos un tensioactivo/emulsionante para estabilizar las fases oleaginosas y no oleaginosas como una emulsión no inversa. Cada uno de los componentes fluidos será discutido a su vez.

Materiales Degradables Los materiales degradables pueden incluir materiales sólidos, tales como fibras, que son solubles e hidrolizables en una base, tal como dímeros cíclicos sólidos o polímeros sólidos de ciertos ácidos orgánicos que hidrolizan en productos solubles fácilmente en la presencia de la base. Por ejemplo, tales fibras degradables pueden formarse de láctido, glicólido, ácido poliláctico, ácido poliglicólico, copolímeros de ácido poliláctico y ácido poliglicólico, copolímeros de ácido glicólico con otras porciones que contienen hidroxi, ácido carboxílico o ácido hidroxicarboxílico, copolímeros de ácido láctico con otras porciones que contienen hidroxi, acido carboxílico o ácido hidroxicarboxílico o mezclas de los mismos.

Ejemplos adicionales de otros materiales degradables incluyen aquellos descritos en la publicación de Advances in Polymer Science, vol . 157, "Degradable Aliphatic Polyesters", editado por A. C. Albertson (2001) . Ejemplos específicos incluyen homopolímeros , poliésteres alifáticos, aleatorios, de bloque, de injerto y principales e hiper-ramificados. Los poliésteres pueden prepararse por ejemplo, mediante reacciones por policondensación, polimerización de abertura de anillo, polimerizaciones de radical libre, polimerizaciones de abertura de anillo coordinadas, y cualesquiera otros procesos adecuados. Ejemplos específicos de polímeros adecuados incluyen poliésteres alifáticos; poli (láctidos) ; poli (glicólidos) ; poli (e-caprolactonas) ; poli (hidroxibutiratos) ; poli (anhídridos) ; policarbonatos alifáticos; poli (ortoésteres) ; poli (aminoácidos ) ; polifosfacenos y similares.

Los materiales degradables mencionados anteriormente pueden comprenderse únicamente de partículas de poliéster, por ejemplo, la pildora puede estar libre o esencialmente libre de sólidos sin poliéster, o el poliéster puede mezclarse o combinarse alternativamente con otros sólidos degradables o disolubles, por ejemplo, sólidos que reaccionan con los productos de hidrólisis, tal como hidróxido de magnesio, carbonato de magnesio, dolomita (carbonato de magnesio-calcio) , carbonato de calcio, hidróxido de aluminio, oxalato de calcio, fosfato de calcio, metafosfato de aluminio, vidrio de polifosfato de sodio-zinc-potasio, y vidrio de sodio-calcio-magnesio-polifosfato . Además, ejemplos de sólidos reactivos que pueden mezclarse incluyen cuarzo molido (o harina de sílice) , resinas solubles en aceite, sales gema degradables, arcillas tales como caolinita, ilita, clorita, bentonita o montmorillonita, zeolitas tales como chabacita, clinoptilolita, heulandita o cualquier zeolita sintéticamente disponible o mezclas de las mismas. Los materiales degradables pueden también incluir ceras, resinas solubles en aceite, y otros materiales que degradan o se vuelven solubles cuando se ponen en contacto con hidrocarburos. Los materiales degradables se consideran que se degradan cuando por lo menos una propiedad física o química del material se altera desde su estado original. Por ejemplo, el material puede experimentar hidrólisis u otro cambio físico o químico con el tiempo el cual altera una o más de sus propiedades físicas o químicas observables.

El material degradable puede estar en la forma de cordones, plaquetas, fibras, hojuelas o cualquier otra forma con una relación de aspecto igual a o mayor de una. Los materiales degradables pueden incluir partículas que tienen una relación de aspecto mayor de 10 , mayor de 100 , mayor de 200 , mayor de 250 o similares, tal como plaquetas o fibras o similares. Además, los materiales combinados pueden tener cualquier forma de compuestos, por ejemplo, recubrimientos o andamios de material biodegradable con otros materiales dispersados en la presente. Además, las partículas degradables pueden ser estructuras nano, micro o meso-porosas que son fractales o no fractales.

Fibras ejemplares incluyen, aunque no se limitan a, fibras de poliéster del ácido poliláctico, fibras de poliéster del ácido poliglicólico , fibras de alcohol polivinílico y similares. Fibras ejemplares adicionales incluyen fibras de poliéster recubiertas que son altamente hidrofílicas , tal como, aunque sin limitarse a fibras de tereftalato de polietileno (PET) DACRON™, disponibles de Invista Corp. Wichita, KS, USA, 67220 . Cuando se utiliza en fluidos de la presente descripción, el componente fibroso puede estar incluido en concentraciones de aproximadamente 5 a aproximadamente 29 kg/m3 de la fase líquida del fluido, y más particularmente, la concentración de fibras puede estar de aproximadamente 11 a aproximadamente 23 kg/m3. Sin embargo, un experto en la técnica apreciará que pueden utilizarse otras cantidades.

Información adicional relacionada con materiales degradables relevantes pueden obtenerse de las Patentes Estadounidenses Números 7,265,079, 7,350,573 y 7,066,260, las cuales se incorporan para referencia en la presente en su totalidad.

Materiales de Puenteo Ejemplos de materiales de puenteo adecuados para uso en la presente descripción incluyen carbonato de calcio, dolomita (MgC03-CaC03 ) , sulfato de bario (barita), ilmenita, hematita, olivina, siderita, galena, óxido de manganeso, óxidos de hierro, sulfato de estroncio, celulosas, micas, materiales de agente sustentante tales como arenas o partículas cerámicas y combinaciones de las mismas.

Con el fin de lograr la obstrucción o puenteo de la perforación, puede seleccionarse un tratamiento con partículas (tipos de partículas, geometrías de partículas, concentraciones y distribuciones del tamaño de partículas) pueden seleccionarse de manera que los materiales de puenteo se obstruyan o puenteen la boca de la perforación y partículas más finas puedan formar entonces una torta de filtro estrecha detrás de las partículas de puenteo, formar así un sello y un control de pérdida de fluido. Los tamaños de partículas pueden seleccionarse también de manera que el material de puenteo entra y se deposita en la perforación mediante un proceso de deshidratación como fase fluida de los retornos de fluido de eliminación en el yacimiento. Discusión adicional de selección de tamaños de partículas requerida para iniciar un puenteo puede encontrarse en SPE 58793 la cual se incorpora en la presente mediante referencia en su totalidad.

La concentración del material de puenteo puede variar dependiendo por ejemplo, del sondeo/yacimiento en el cual se utilizan los materiales de puenteo, y en particular en las características de las perforaciones, así como el índice de pérdida de fluido. Sin embargo, la concentración debe ser por lo menos suficientemente grande para que el material de puenteo cruce u obstruya las perforaciones en la pared del sondeo, aunque no debe ser tan alto como para realizar la colocación del fluido poco práctico.

La dimensión del material de puenteo puede también seleccionarse con base en el tamaño de las perforaciones en un sondeo determinado y/o el tamaño de orificio de poro del yacimiento. En una modalidad, el material de puenteo tiene un diámetro de partícula promedio en el margen de 50 a 1500 mieras, y de 250 a 1000 mieras en otra modalidad. En otras modalidades, sin embargo, pueden utilizarse partículas que tienen un diámetro de partículas promedio de menos de 50 mieras. Por ejemplo, en modalidades particulares, pueden utilizarse las partículas micronizadas que tienen un dgo variando de 1 a 25 mieras y un d50 variando de 0.5 a 10 mieras, tal como las partículas descritas en las Patentes Estadounidenses Nos. 6,586,372, 7,267,291 y 7,449,431 y las Publicaciones de Patentes Estadounidenses Nos. 2007/08184987, 2006/0188651, y 2005/0101492, las cuales se incorporan en la presente mediante referencia en su totalidad. La expresión dgo y dso representan diámetros de partículas cuando el porcentaje por volumen o por peso de las partículas de ese diámetro se comparan con el volumen o peso total de la muestra es 90%, y 50%, respectivamente. Está también dentro del alcance de la presente descripción que cualquiera de los materiales de puenteo pueden recubrirse opcionalmente con un material dispersante, similar a aquel descrito en las Patentes Estadounidenses Nos. 6,586,372, 7,267,291 y 7,449,431, y las Publicaciones de Patentes Es adounidenses Nos. 2007/0184987, 2006/0188651 y 2005/0101492.

El material de puenteo puede comprender partículas sustancialmente esféricas; sin embargo, se considera que el material de puenteo puede comprender partículas alargadas, por ejemplo, barras, hojuelas, hojas o fibras. En el caso en donde el material de puenteo comprende partículas alargadas, la longitud promedio de las partículas alargadas deben ser tal que las partículas alargadas son capaces de cruzar u obstruir las fracturas inducidas en o cerca de la boca de las mismas. Típicamente, las partículas alargadas pueden tener una longitud promedio en el margen de 25 a 2000 mieras, de preferencia 50 a 1500 mieras, más preferiblemente, 250 a 1000 mieras. El material de puenteo puede ser de un tamaño de manera que pueda formar fácilmente un puente o cierre en o cerca de la boca de las perforaciones. Además, en algunas modalidades, el material de puenteo puede tener una distribución de tamaño de partículas amplia (polidispersa) ; sin embargo, pueden utilizarse alternativamente otras distribuciones .

Emulsión Inversa Como se discute anteriormente, los fluidos de eliminación de la presente descripción pueden ser una emulsión inversa, es decir, emulsiones en las cuales el fluido no oleaginoso es la fase discontinua y el fluido oleaginoso es la fase continua.

El fluido oleaginoso puede ser un líquido y más preferiblemente es un aceite natural o sintético y más preferiblemente el fluido oleaginoso se selecciona del grupo que incluye gasóleo; aceite mineral; un aceite sintético, tal como olefinas hidrogenadas y no hidrogenadas incluyendo olefinas de polialfa, olefinas lineales y ramificadas y similares; polidiorganosiloxanos , siloxanos u órganosiloxanos , ésteres de ácidos grasos, específicamente alquiléteres de cadena lineal, ramificada y cíclica de ácidos grasos, mezclas de los mismos y compuestos similares conocidos por aquellos expertos en la técnica; y mezclas de los mismos . La concentración del fluido oleaginoso debe ser suficiente de manera que se forma una emulsión inversa, y la concentración del fluido oleaginoso puede ser menor de aproximadamente 99% en volumen de la emulsión inversa. En una modalidad, la cantidad de fluido oleaginoso es de aproximadamente 30% a aproximadamente 95% en volumen del fluido de emulsión inversa y de mayor preferencia aproximadamente 40% a aproximadamente 90% en volumen del fluido de emulsión inversa. El fluido oleaginoso en una modalidad puede incluir por lo menos 5% en volumen de un material seleccionado del grupo que incluye ésteres, éteres, acétales, dialquilcarbonatos , hidrocarburos, y combinaciones de los mismos.

El fluido no oleaginoso utilizado en la formulación del fluido de emulsión inversa descrito en la presente puede ser un líquido y de preferencia puede ser un líquido acuoso. Más preferiblemente, el líquido no oleaginoso puede seleccionarse del grupo que incluye agua de mar, una salmuera que contiene sales disueltas orgánicas y/o inorgánicas, líquidos que contienen compuestos orgánicos miscibles en agua y combinaciones de los mismos. La cantidad del fluido no oleaginoso es típicamente menor del límite teórico necesario para formar una emulsión inversa. De este modo, en una modalidad, la cantidad de fluido no oleaginoso es menor de aproximadamente 70% en volumen del fluido de emulsión inversa y de preferencia de aproximadamente 1% a aproximadamente 70% en volumen del fluido de emulsión inversa. En otra modalidad, el fluido no oleaginoso es de preferencia de aproximadamente 5% a aproximadamente 60% en volumen del fluido de emulsión inversa.

También, se incluyen típicamente emulsionantes y sistemas emulsionantes para estabilizar la emulsión. Como se utiliza en la presente, el emulsionante, agente emulsionante y tensioactivo se utilizan intercambiablemente. El agente emulsionante sirve para reducir la tensión interfacial de los líquidos de manera que el líquido no oleaginoso pueda formar una dispersión estable de gotas finas en el líquido oleaginoso. Una descripción completa de tales emulsiones inversas puede encontrarse en Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids, 5a edición, H. C. H. Darley, George R. Gray, Gulf Publishing Company, 1988, pp. 328-332, los contenidos de los cuales se incorporan en la presente para referencia.

Los emulsionantes que pueden utilizarse en los fluidos descritos en la presente incluyen, por ejemplo, ácidos grasos, jabones de ácidos grasos, amidoaminas , poliamidas, poliaminas, ésteres de oleato, tal como monooleato de sorbitán, dioleato de sorbitán, derivados de imidazolina o derivados de alcohol y combinaciones o derivados de los anteriores. Adicionalmente, el fluido puede también contener tensioactivos que pueden caracterizarse como agentes humectantes . Los agentes humectantes que pueden ser adecuados para uso en los fluidos descritos en la presente incluyen aceite de resina cruda, aceite de resina cruda oxidada, ésteres de fosfato orgánico, imidazolinas y amidoaminas modificadas, sulfatos y sulfonatos aromáticos de alquilo y similares, y combinaciones o derivados de éstos. Sin embargo, cuando se utilizan con el fluido de emulsión inversa, el uso de agentes humectantes de ácido graso deben minimizarse de manera que no afecten adversamente la reversibilidad de la emulsión inversa descrita en la presente. FAZE-WET®, VERSACOAT®, SUREWET®, VERSAWET® y VERSAWET® NS son ejemplos de agentes humectantes comercialmente disponibles fabricados y distribuidos por M-I L.L.C. de Houston, Texas que pueden utilizarse en los fluidos descritos en la presente.

En una modalidad particular, la emulsión inversa puede ser del tipo reversible, por lo que la emulsión inversa, por ejemplo, puede convertirse de una emulsión tipo agua en aceite a una emulsión tipo aceite en agua hasta la exposición al ácido. Tales fluidos basados en aceite reversible incluyen aquellos descritos en las Patentes Estadounidenses Nos. 6,806,233 y 6,790,811, por ejemplo, las cuales se incorporan en la presente para referencia en su totalidad.

Adicionalmente, pueden agregarse cal u otros materiales alcalinos al fluido de eliminación de emulsión inversa de la presente descripción para mantener la alcalinidad de reserva. El papel generalmente aceptado de la alcalinidad de reserva es ayudar a mantener la viscosidad y estabilidad de la emulsión inversa. Al estar ausente de reserva alcalina, los gases acídicos pueden debilitar la estabilidad de los fluidos de emulsión inversa al punto de falla. Esto significa que la emulsión inversa se vuelve tan inestable que la fase oleaginosa continua y la fase no oleaginosa discontinua se "voltea" irreversiblemente. Adicionalmente, la alcalinidad inversa puede también servir para ayudar en la solubilizacion y/o degradación del material degradable descrito anteriormente, de manera que puede hidrolizar y ayudar en la ruptura o degradación de la torta de filtro de emulsión inversa. En una modalidad particular, la cal (u otros materiales alcalinos adecuados) pueden agregarse de manera que la fase no oleaginosa puede tener un pH equivalente de por lo menos 8.3, o mayor de 10 u 11 en otras modalidades.

Pueden utilizarse métodos convencionales para preparar los fluidos de eliminación descritos en la presente en una manera análoga a aquellos normalmente utilizados para preparar fluidos basados en aceites convencionales. En una modalidad, una cantidad deseada de fluido oleaginoso tal como un aceite base y una cantidad adecuada de un tensioactivo se mezclan juntas y los componentes restantes se agregan secuencialmente con mezclado continuo. Una emulsión inversa puede también formarse agitando, mezclado o cortando vigorosamente el fluido oleaginoso y el fluido no oleaginoso.

Sin embargo, en una modalidad particular, el fluido de eliminación puede formularse mezclando junta una cantidad deseada de fluido oleaginoso tal como un aceite base y una cantidad adecuada de un tensioactivo. Pueden agregarse fibras degradables al fluido no oleaginoso antes de mezclarse con el fluido oleaginoso. Una vez que el fluido oleaginoso (con tensioactivo) y el fluido no oleaginoso (con fibras) se agregan juntos, la cal u otros materiales alcalinos similares pueden agregarse a la mezcla, seguida por los materiales de puenteo . La emulsión inversa puede formarse agitando, mezclando o cortando vigorosamente la mezcla.

Como se menciona anteriormente, los fluidos de eliminación de emulsión inversa de la presente descripción pueden detectarse o de otra manera colocarse en un sondeo perforado en la zona de producción, es decir, adyacente a las perforaciones. El fluido de eliminación tiene fibras degradables y materiales de puenteo en la presente que pueden cruzar y sellar efectivamente (a través de la formación de una torta de filtro) las perforaciones.

En la degradación/hidrólisis de las fibras degradables, se libera un ácido orgánico débil, el cual también puede ayudar en la disolución de los materiales de puenteo (dependiendo del tipo de material de puenteo seleccionado) . Incluso si existe una mínima disolución de los materiales de puenteo, la torta de filtro puede romperse (o degradarse) debido a la degradación de las fibras y la estera de fibras. Como se utiliza en la presente, la ruptura o degradación de una torta de filtro abarca reducir la cantidad de la torta de filtro o incrementar su permeabilidad al disolver por lo menos una porción de la torta de filtro. Dependiendo del tipo de fluido utilizado, el ácido liberado puede también invertir la emulsión (de inversa a directa) cuando se utiliza un fluido reversible, como se describe anteriormente. En tal caso, el fluido residual/torta de filtro puede existir como una emulsión directa (aceite en agua) en lugar de una emulsión inversa (agua en aceite) . Cuando el fluido no es reversible, el fluido restante/torta de filtro puede existir como dos fases.

Dependiendo del ambiente del fondo del pozo (frecuentemente 79-149°C) , las fibras de degradación pueden descomponerse dentro de los productos de hidrólisis soluble, facilitando la remoción de la torta de filtro incluso sin una etapa distinta de enjuagado. Una modalidad particular puede incluir el enjuagado de reflujo o el residuo de la torta de filtro con un fluido de enjuagado del fluido del depósito producido in situ a partir del yacimiento después que se forma la torta de filtro. En otra modalidad, el fluido del depósito puede producirse directamente a partir del yacimiento sin recirculación intermedia de un fluido de enjuagado en el pozo para remover un residuo de la torta de filtro.

La Figura 1 muestra una modalidad de una tubería de revestimiento 10 con túneles 14 de perforación en el intervalo 16 de producción, en donde una torta de filtro 17 se ha depositado en los túneles 14 de perforación para inhibir la entrada de fluido dentro del yacimiento durante el lavado de restos de la perforación y/o hasta que han ocurridos otras operaciones de terminación.

Ejemplos Los siguientes ejemplos se presentan para ilustrar la preparación y propiedades de sistemas de fluidos, y no deben interpretarse que limitan el alcance de la invención a menos que se indique expresamente de otra manera en las reivindicaciones anexas. Todos los porcentajes. concentraciones, relaciones, partes, etc., son en peso a menos que se observe de otra manera o sea aparente del contexto de su uso.

Se fabricaron y observaron diversos fluidos de eliminación de emulsión inversa.

El Fluido 1 contiene agua (73% v/v) , aceite mineral (27% v/v) , VERSACOAT™ (6 - 10 ppb (17.1 - 28.5 kg/m3)), el cual es un tensioactivo comercialmente disponible de M-l L.L.C de Houston, X, cal (11.4 - 17.1 kg/m3), 1.13 SG (1,130 kg/m3) CaCl2 (64% v/v), 2 mieras de tamaño de carbonato de calcio (28.5 - 85.6 kg/m3), 10 mieras de tamaño de carbonato de calcio (28.5 - 85.6 kg/m3) y fibras degradables (12 - 18 kg/m3) comercialmente disponibles de Schlumberger Technology Corporation of Sugar Land, TX. El fluido 1 contiene fibras en una concentración de 18 kg/m3 y el Fluido 2 contiene los mismos componentes que el Fluido 1, excepto que las fibras se presentan en una concentración de 12 kg/m3.

El Fluido 3 es un sistema de emulsión reversible que incluye agua (52% v/v) , aceite mineral (48% v/v) , VG-PLUS (2.9 - 8.6 kg/m3), una arcilla organofílica comercialmente disponible de M-I L.L.C. de Houston, TX como VG-Plus, FAZEMUL® (22.8 - 34.2 kg/m3), el cual es un tensioactivo comercialmente disponible de M-I L.L.C. de Houston, TX, cal (11.4 - 17.1 kg/m3), 1.28 SG (1,280 kg/m3) CaCl2 (41% v/v), 2 mieras de tamaño de carbonato de calcio (28.5 - 85.6 kg/m3) , 10 mieras de tamaño de carbonato de calcio (28.5 - 85.6 kg/m3) y fibras degradables (12 - 18 kg/m3) comercialmente disponibles de Schlumberger Technology Corporation de Sugar Land, TX.

El Fluido 1 se sometió a una prueba de frasco de disolución de fibras para determinar el tiempo para completar la disolución de fibras (tiempo de hidrólisis) . Los resultados mostraron que a 93 °C, las fibras se disuelven en aproximadamente 100 horas cuando se exponen al Fluido 1. Después de 100 horas a 93 °C, como se ilustra en la FIGURA 2 (antes) y la FIGURA 3 (después) , las fibras se disuelven en el sistema y pueden formarse las capas de aceite, carbonato de calcio residual y lactato de calcio.

Se determinó la reología de fluido en un Viscómetro Fann 35 disponible de Fann Instrument Company, y se midieron las propiedades de pérdida de fluido utilizando una prueba de pérdida de fluido a alta temperatura, a alta presión, realizada a 3447 kPa y a 79°C. La Tabla 1 compara las propiedades de reología de los tres fluidos incluyendo viscosidad de plástico (PV) , punto de rendimiento (YP) y estabilidad eléctrica (ES) .

Tabla 1 Reología (RPM) „; ^ (Fazepro) 600 101 123 68 300 65 80 43 200 51 62 33 100 34 39 22 6 8 7 9 3 7 6 8 Viscosidad de plástico 0.036 0.043 0.025 ( Pa . s ) Punto de Rendimiento 13.86 17.68 8.6 (Pa) Estabilidad Eléctrica 58 36 433 (voltios ) Tabla 2 ,¦ ,-fluido. ' ; FluidO Pérdida de Con Con . Sin fluido fibras fibras fibras Fibras (mis) Chorros 0.5 1.5 4 2.5 1 minuto 2 2.5 7 5.4 4 minutos 2.6 2.8 9 6.8 9 minutos 2.8 3 10.8 8.6 16 minutos 2.9 3.6 12 9.7 25 minutos 3 3.9 13.2 10.2 30 minutos 3.6 4.2 13.5 10.6 36 minutos 3.8 4.4 14.4 10.8 1 hr 4.4 5 15.5 13.2 Se condujeron pruebas a alta temperatura, a alta presión en una celda de pérdida de fluido utilizando discos de Aloxita de 3 mieras. Como se muestra en las FIGURAS 4 (antes) y la FIGURA 5 (después), después de 168 horas a 79°C, las fibras se descomponen y reaccionan con la mayoría de los carbonatos en la muestra, dejando el disco sin ninguna de las fibras residuales o partículas de puenteo de carbonato.

Las modalidades de la presente invención pueden proporcionar por lo menos una de las siguientes ventajas. Un fluido de emulsión inversa que tienen materiales basados en fibras degradables y materiales de puenteo puede servir como un fluido de eliminación (tratamiento temporal de pozo) en un sondeo perforado, entubado para minimizar temporalmente el ingreso y egreso de fluidos a través de las perforaciones mientras pueden realizarse operaciones de terminaciones. En la terminación de las operaciones de terminación, el fluido de eliminación puede auto-destruirse mediante la degradación de los materiales basados en fibras degradables en agua y a altas temperaturas, reduciendo cualesquiera sólidos que son dejados al lado. La hidrólisis de las fibras pueden también contribuir (en algún grado) a la disolución de los materiales de puenteo, así como la inversión de la emulsión cuando se utiliza una emulsión reversible.

Aunque la invención se ha descrito con respecto a un número limitado de modalidades, aquellos expertos en la técnica, que tienen el beneficio de esta descripción, apreciarán que pueden diseñarse otras modalidades las cuales no se apartan del alcance de la invención como se describe en la presente. Por consiguiente, el alcance de la invención debe limitarse sólo por las reivindicaciones anexas.

Claims (25)

REIVINDICACIONES

1. Un método para tratar un yacimiento subterráneo, que comprende: bombear dentro de un sondeo perforado, entubado que entrecruza el yacimiento un fluido de eliminación de emulsión inversa, el fluido de eliminación de emulsión inversa comprende : una fase continua oleaginosa; una fase discontinua no oleaginosa; un emulsionante; por lo menos un material degradable; y por lo menos un material de puenteo; poner en contacto el yacimiento con el fluido de eliminación; y permitir que el material degradable se degrade por lo menos parcialmente.

2. El método de la reivindicación 1, en donde el material degradable comprende por lo menos uno de láctido, glicólido, ácido poliláctico, ácido poliglicólico, copolímeros de ácido poliláctico y ácido poliglicólico, copolímeros de ácido glicólico con otras porciones que contienen hidroxi, ácido carbox lico o ácido hidroxicarboxílico, copolímeros de ácido láctico con otras porciones de hidroxi, ácido carboxílico o ácido hidroxicarboxílico, o mezclas de los mismos.

3. El método de la reivindicación 1, en donde el material degradable se hidroliza durante un periodo de tiempo.

4. El método de la reivindicación 3, en donde el material degradable se hidroliza para liberar un ácido orgánico .

5. El método de la reivindicación 4, en donde el ácido orgánico invierte el fluido de eliminación de manera que el fluido oleaginoso es la fase discontinua y el fluido no oleaginoso es la fase continua.

6. El método de la reivindicación 1, en donde el fluido de eliminación además comprende cal.

7. El método de la reivindicación 1, en donde los materiales de puenteo comprenden por lo menos uno de carbonato de calcio, dolomita, sulfato de bario, ilmenita, hematita, olivina, siderita, galena, óxido de manganeso, óxidos de hierro, sulfato de estroncio, celulosas, micas, materiales de agente sustentante o mezclas de los mismos.

8. El método de la reivindicación 1, en donde la fase oleaginosa comprende de aproximadamente 30% a 99% en volumen del fluido de eliminación.

9. El método de la reivindicación 1, en donde la fase oleaginosa se selecciona de gasóleo, aceite mineral, aceite sintético, aceites de éster, glicéridos de ácidos grasos, esteres alifáticos, éteres alifáticos, acétales alifáticos o combinaciones de los mismos.

10. El método de la reivindicación 1, en donde la fase no oleaginosa comprende de aproximadamente 1% a aproximadamente 70% en volumen del fluido de eliminación.

11. El método de la reivindicación 1, en donde la fase no oleaginosa se selecciona de agua dulce, agua de mar, salmuera, soluciones acuosas que contienen sales orgánicas solubles en agua, alcoholes solubles en agua o glicoles solubles en agua, o combinaciones de los mismos.

12. El método de la reivindicación 1, en donde el emulsionante comprende por lo menos uno de los ácidos grasos, jabones de ácidos grasos amidoaminas, poliamidas, poliaminas, ásteres de oleato, derivados de imidazolina o derivados de alcohol o combinaciones o derivados de los mismos.

13. Un método que comprende: formar un fluido de eliminación de emulsión inversa, el fluido de eliminación de emulsión inversa comprende : una fase continua oleaginosa; una fase discontinua no oleaginosa; un emulsionante; por lo menos un material degradable; y por lo menos un material de puenteo; bombear el fluido de eliminación en un sondeo perforado, entubado que entrecruza un yacimiento subterráneo; formar una torta de filtro; y romper la torta de filtro al permitir que se degrade el material degradable.

14 . El método de la reivindicación 13 , en donde el material degradable comprende por lo menos uno de láctido, glicólido, ácido poliláctico, ácido poliglicólico, copolímeros de ácido poliláctico y ácido poliglicólico, copolímeros de ácido glicólico con otras porciones que contienen hidroxi, ácido carboxílico o ácido hidroxicarboxílico , copolímeros de ácido láctico con otras porciones que contienen hidroxi, ácido carboxílico o ácido hidroxicarboxílico, o mezclas de los mismos.

15 . El método de la reivindicación 13 , en donde el material degradable se hidroliza durante un periodo de tiempo.

16 . El método de la reivindicación 15 , en donde el material degradable se hidroliza para liberar un ácido orgánico .

17 . El método de la reivindicación 16 , en donde el ácido orgánico invierte el fluido de eliminación de manera que la fase oleaginosa es la fase discontinua y la fase no oleaginosa es la fase continua.

18 . El método de la reivindicación 13 , en donde el fluido de eliminación además comprende cal.

19 . El método de la reivindicación 13 , en donde los materiales de puenteo comprenden por lo menos uno de carbonato de calcio, dolomita, sulfato de bario, ilmenita, hematita, olivina, siderita, galena, óxido de manganeso, óxidos de hierro, sulfato de estroncio, celulosas, micas, materiales de agente sustentante o mezclas de los mismos .

20. El método de la reivindicación 13, en donde la fase oleaginosa comprende de aproximadamente 30% a 99% en volumen del fluido de eliminación.

21. El método de la reivindicación 13, en donde la fase oleaginosa se selecciona de gasóleo, aceite mineral, aceite sintético, aceites de éster, glicéridos de ácidos grasos, esteres alifáticos, éteres alifáticos, acétales alifáticos, o combinaciones de los mismos.

22. El método de la reivindicación 13, en donde la fase no oleaginosa comprende de aproximadamente 1% a aproximadamente 70% en volumen del fluido de eliminación.

23. El método de la reivindicación 13, en donde la fase no oleaginosa se selecciona de agua dulce, agua de mar, salmuera, soluciones acuosas que contienen sales orgánicas solubles, alcoholes solubles en agua o glicoles solubles en agua o combinaciones de los mismos.

24. El método de la reivindicación 13, en donde el emulsionante comprende por lo menos uno de los ácidos grasos, jabones de ácidos grasos, amidoaminas, poliamidas, poliaminas, ésteres de oleato, derivados de imidazolina o derivados de alcohol o combinaciones o derivados de los mismos .

25. Un método, que comprende: formar un fluido de eliminación de emulsión inversa que comprende: una fase continua oleaginosa; una fase discontinua no oleaginosa; un emulsionante; por lo menos un material degradable; y por lo menos un material de puenteo; emplazar el fluido de eliminación dentro de un sondeo perforado, entubado; formar una torta de filtro; y romper la torta de filtro, en donde la hidrólisis del material degradable rompe la torta de filtro. RESUMEN DE LA INVENCIÓN Un método para tratar un yacimiento subterráneo incluye bombear dentro de un sondeo perforado, entubado que entrecruza al yacimiento un fluido de eliminación de emulsión inversa, el fluido de eliminación de emulsión inversa comprende: una fase continua oleaginosa; una fase discontinua no oleaginosa; un emulsionante; por lo menos un material degradable; y por lo menos un material de puenteo; poniendo en contacto al yacimiento con el fluido de eliminación; y permitir que el material degradable se degrade por lo menos parcialmente .