MX2011013714A - Metodo y composicion para incrementar la viscosidad de fluidos de polimero entrelazado. - Google Patents
Metodo y composicion para incrementar la viscosidad de fluidos de polimero entrelazado.Info
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Abstract
La invención describe una composición para tratamiento de pozos, para usarse en una formación subterránea que comprende: un fluido portador; y un agente tensoactivo viscoelástico que está presente en una concentración menor que aproximadamente 1.5% en peso. Opcionalmente, el fluido comprende un polímero entrelazado en una cantidad espesante en el fluido portador. La invención también describe un método para incrementar la viscosidad de un fluido, el método comprendiendo: proveer un fluido que comprende una cantidad espesante de un polímero entrelazado; añadir un agente tensoactivo viscoelástico a una concentración dada al fluido; llevar el fluido a una temperatura dada; definir un perfil de viscosidad del fluido dependiendo de la concentración y la temperatura; comparar dicho perfil de viscosidad con un perfil de viscosidad del fluido de polímero entrelazado solo; y definir una concentración óptima del agente tensoactivo viscoelástico para cada temperatura.
Description
MÉTODO Y COMPOSICIÓN PARA INCREMENTAR LA VISCOSIDAD DE FLUIDOS DE POLÍMERO ENTRELAZADO
Campo de la invención
Esta invención se refiere a composiciones y métodos para tratar formaciones subterráneas penetradas por agujeros de pozo. En forma más particular, la invención se refiere a incrementar la producción de aceite o gas usando un agente viscosificante basado en fluido de polímero entrelazado que muestra viscosidad incrementada.
Antecedentes
Los enunciados en esta sección simplemente proveen información de antecedente relacionada con la presente descripción y pueden no constituir técnica anterior.
Los polímeros se usan en una amplia variedad de formas para incrementar la producción de aceite o gas de formaciones subterráneas. Usualmente, la función del polímero es controlar la viscosidad de los fluidos acuosos que son inyectados en la formación. Por ejemplo, en inundación con agua, la eficiencia de la inundación con agua es mejorada al añadir un polímero soluble en agua a la fase acuosa y por lo tanto disminuir la diferencia de movilidad entre el argua inyectada y el aceite en su lugar. Los polímeros también se usan en acidificación y/o acidificación por fractura en la cual se usan composiciones ácidas para estimular la producción de hidrocarburo de formaciones subterráneas al incrementar la porosidad de formación. Un polímero soluble en o dispersable en agua se incorpora para incrementar la viscosidad del fluido, de modo que se pueden desarrollar fracturas más amplias y el ácido vivo se puede forzar más lejos dentro de las formaciones. Esto incrementa la capacidad de carga del agente de sostén de las soluciones ácidas y permite mejor control de pérdida de fluido.
Generalmente, polímeros de peso molecular alto o polímeros con varios agentes gelificantes o entrelazadores se usan para este propósito. Los viscosificantes más comercialmente disponibles, sin embargo, son degradados por el ambiente de depósito hostil incluyendo altas temperaturas, acidez y condiciones de esfuerzo cortante extremas, así como por los electrolitos que se encuentran en el procedimiento de recuperación de aceite. Por ejemplo, las peliacrilamidas hidrolizadas fallan en solución de agua de mar a temperaturas elevadas debido a precipitación del polímero en presencia de iones de calcio en el agua de mar. Los polímeros de xantano son insensibles a iones de calcio, pero estos polímeros se degradan a altas temperaturas y pierden su eficiencia de viscosificación.
También, los fluidos de fractura de polímeros entrelazados convencionales tienen varias características inherentes. La viscosidad de un fluido de polímero entrelazado con una concentración de polímero dado disminuye con el tiempo y/o temperatura. Por lo tanto la concentración del polímero es incrementada a fin de mantener una viscosidad dada o requerida por un período más largo o para lograr la viscosidad requerida a temperaturas más altas. El control de pérdida de fluido del fluido de polímero entrelazado en una formación con una permeabilidad dada depende en gran medida de la concentración del polímero. Al ' incrementar la concentración del polímero en general mejorará el control de pérdida de fluido ya que el polímero crea una torta de filtro sobre la cara de la formación. Al incrementar las concentraciones de polímero en el fluido se produce conductividad de fractura más baja y permeabilidad retenida en las caras de la fractura. Ambas disminuyen la productividad de la fractura sostenida final. La exposición a esfuerzo cortante alto tiende a degradar las propiedades del fluido de polímero entrelazado: a un menor o mayor grado, la viscosidad del fluido entrelazado es reducida después de haber sido expuesto a esfuerzo cortante alto (1000/s) que es común cuando se desplaza el fluido en una sarta de tubos a las perforaciones. El tiempo para que el fluido recupere viscosidad después de ser expuesto a esfuerzo cortante alto puede llevar minutos y es durante este tiempo que el fluido/agente de sostén entra a la fractura hidráulica. La viscosidad reducida del fluido da por resultado una fractura hidráulica más estrecha y por lo tanto incrementa el riesgo de que el agente de sostén se filtre al agujero de pozo.
Para combatir estos problemas asociados con agentes gelificantes poliméricos, algunos agentes tensoactivos se han usado como agentes gelificantes. En casos particulares, algunos agentes tensoactivos, cuando se mezclan con un fluido acuoso que tiene una cierta concentración iónica, son capaces de formar un fluido viscoso que tiene ciertas propiedades elásticas, una de las cuales puede ser adelgazamiento de esfuerzo cortante. Las moléculas de agente tensoactivo (o iones) en condiciones especificas pueden formar micelas (v.gr., micelas en forma de gusano, micelas en forma de barra, etc.) en un fluido acuoso. Dependiendo, entre otras cosas, de la concentración de agente tensoactivo, y la concentración iónica del fluido, etc., estas micelas pueden impartir viscosidad incrementada al fluido acuoso, de tal manera que el fluido presente comportamiento viscoelástico debido, por lo menos en parte, a la asociación de las moléculas de agente tensoactivo contenidas en el mismo.
Como resultado, estos fluidos de tratamiento que presentan comportamiento viscoelástico se pueden 'usar en una variedad de tratamientos subterráneos en donde puede ser útil un fluido de tratamiento viscosificado . Debido a que las micelas pueden ser sensibles al pH e hidrocarburos, la viscosidad de estos fluidos de tratamiento pueden ser reducidos después de la introducción en la formación subterránea sin la necesidad de rompedores de gel convencionales (v.gr., oxidizantes) . Esto puede permitir que una porción sustancial del fluido de tratamiento sea producido de regreso de la formación sin necesidad de tratamientos de remedio costosos.
De la misma manera, los fluidos de fracturación con agentes tensoactivos viscoelásticos también tienen varias características inherentes. Como un fluido libre de sólidos, pueden no crear daño residual en cualquier paquete de agente de sostén o las caras de las fracturas. Como un fluido libre de sólidos, pueden tener control de pérdida de fluido limitado en formaciones de alta permeabilidad. No se forma torta de filtro, por lo que la pérdida de fluido puede ser una función de la viscosidad del fluido, permeabilidad de la formación y propiedades de los fluidos de depósito. Un fluido puede desplazar fácilmente al otro en el medio poroso bajo condiciones de depósito. Se requieren altas concentraciones de agente tensoactivo para crear un fluido con suficiente viscosidad para crear una fractura hidráulica en cualquier formación con permeabilidad mayor que unas cuantas milidarcy. La viscosidad de un fluido con una concentración dada es muy sensible a cualquier cambio en temperatura por arriba de 65.5°C y en casi todos los casos cae drásticamente. La compatibilidad con crudo de la formación como la viscosidad VES es muy sensible a la presencia de agentes tensoactivos o demulsionantes .
El objetivo es crear un fluido híbrido que combina una baja concentración de VES y un fluido de polímero entrelazado. El fluido final superará hasta cierto grado las desventajas técnicas y económicas de polímero entrelazado y fluidos VES tomados por separado.
Sumario
En una modalidad, una composición de tratamiento de pozo para usarse en una formación subterránea incluye un fluido portador, y un agente tensoactivo viscoelástico que está presente en una concentración menor que aproximadamente 1.5% en peso. De manera opcional, el fluido comprende un polímero entrelazado en una cantidad espesante en el fluido portador .
En otra modalidad, el agente tensoactivo viscoelástico está presente en una concentración menor que aproximadamente 1% o menor que aproximadamente 0.8% en peso.
En una modalidad adicional, el polímero entrelazado puede ser uno de polisacáridos , galactomananos sustituidos, gomas guar, polisacáridos de peso molecular alto compuestos de azúcares mañosa y galactosa, derivados de goma guar, goma guar hidroxipropílica (HPG) , goma guar carboximetilhidroxipropílica (CMHPG) , goma guar carboximetílica (CMG) , gomas guar hidrofilicamente modificadas, compuestos que contienen goma guar, polímeros sintéticos y mezclas de los mismos. La composición además puede contener un co-agente tensoactivo. El agente tensoactivo viscoelástico puede ser un agente tensoactivo zwitteriónico . En una modalidad, el agente tensoactivo viscoelástico es betaína. El fluido portador puede ser cualquier medio adecuado, tal como, pero sin limitarse .a, un fluido a base de agua.
En un aspecto adicional, un método de tratamiento de una formación subterránea desde un pozo incluye proveer un fluido portador que comprende un agente tensoactivo viscoelástico en una concentración menor que aproximadamente 1.5% en peso con base en el peso de fluido total, e introducir el fluido en el pozo. Opcionalmente, el fluido comprende un polímero entrelazado en una cantidad espesante en el fluido portador.
En una modalidad, el método además implica poner en contacto el fluido y la formación subterránea. En una segunda modalidad, el método además incluye fracturar la formación subterránea .
El fluido puede tener agente de sostén. En otra modalidad, el agente tensoactivo viscoelástico está presente en una concentración menor que aproximadamente 1% o menor que aproximadamente 0.8% en peso, con base en el peso de fluido total .
En un aspecto adicional, un método para incrementar la viscosidad de un fluido incluye proveer un fluido que comprende una cantidad espesante de un polímero entrelazado, añadir un agente tensoactivo viscoelástico a una concentración dada al fluido, ajustar el fluido a una temperatura dada, definir un perfil de viscosidad del fluido dependiendo de la concentración y la temperatura, comparar el perfil de viscosidad con un perfil de viscosidad del fluido de polímero entrelazado solo, y definir una concentración óptima del agente tensoactivo viscoelástico para cada temperatura .
En una modalidad, la temperatura dada es entre 45°C y 95°C.
Breve descripción de los dibujos
Las siguientes figuras forman parte de la presente especificación y se incluyen para demostrar además ciertos aspectos de la presente invención. La invención se puede entender mejor por referencia a una o más de estas figuras en combinación con la descripción detallada de modalidades específicas presentadas en la presente. Los componentes en las figuras no son necesariamente a escala, poniendo énfasis más bien en ilustrar claramente los principios de la presente invención .
La figura 1 muestra una gráfica que compara la viscosidad del fluido de polímero entrelazado solo y el fluido de polímero entrelazado y VES a 54.4°C.
La figura 2 muestra una gráfica que compara la viscosidad del fluido de polímero entrelazado solo y el fluido de polímero entrelazado y VES a 54.4°C con esfuerzo cortante 2 minutos a 1000/s.
La figura 3 muestra una gráfica que compara la viscosidad del fluido de polímero entrelazado solo y el fluido de polímero entrelazado y VES a 71.1°C.
La figura 4 muestra una gráfica que compara la viscosidad del fluido de polímero entrelazado solo y el fluido de polímero entrelazado y VES para una concentración diferente a 71.1°C.
La figura 5 muestra una gráfica de la viscosidad del fluido de polímero entrelazado and VES para una concentración diferente a 71.1°C.
La figura 6 muestra una gráfica de la viscosidad del fluido de polímero entrelazado y VES a 82.2°C.
La figura 7 muestra una gráfica de la viscosidad del fluido de polímero entrelazado y VES para una concentración diferente a 82.2°C.
La figura 8 muestra la pérdida de fluido de la composición de conformidad con una modalidad de la invención a 71.1°C.
La figura 9, figura 10 y figura 11 muestran la comparación del control de pérdida de fluido entre composición de fluido de polímero entrelazado solo y dos composiciones de fluido de polímero entrelazado con concentración diferente de VES a 71.1°C.
Descripción detallada de la invención
Las siguientes definiciones se proveen para ayudar a los expertos en la técnica a entender la descripción detallada de la invención.
El término "fracturación" se refiere al proceso y métodos para romper una formación geológica y crear una fractura, es decir, la formación de roca alrededor de un agujero de pozo, al bombear fluido a cualesquiera presiones altas, a fin de incrementar las tasas de producción desde un yacimiento de hidrocarburos. Los métodos de fracturación de otra manera usan técnicas convencionales conocidas en el campo .
El término "agente tensoactivo" se refiere a un compuesto soluble o parcialmente soluble que reduce la tensión superficial de líquidos, o reduce la tensión interfacial entre dos líquidos, o un líquido y un sólido al congregarse y orientarse en estas interfaces.
El término "viscoelástico" se refiere a aquellos fluidos viscosos que tienen propiedades elásticas, es decir, el líquido por lo menos regresa parcialmente a su forma original cuando se libera un esfuerzo aplicado.
La frase "agente tensoactivo viscoelástico" o "VES" se refiere a aquella clase de compuestos que pueden formar micelas (esferulíticas, anisométricas, lamelares o de cristal líquido) en presencia de contraiones en soluciones acuosas, impartiendo así viscosidad al fluido. Las micelas anisométricas se pueden usar, ya que su comportamiento en solución se asemeja muy estrechamente a la de un polímero.
Una modalidad es dirigida hacia una composición de tratamiento de pozo para usarse en una formación subterránea que comprende un fluido portador; un polímero entrelazado; y un agente tensoactivo viscoelástico que está presente en una concentración menor que aproximadamente 1.5% en peso.
El fluido portador generalmente puede ser cualquier vehículo líquido adecuado para usarse en pozos productores de petróleo y gas. Un vehículo líquido de este tipo es el agua. El vehículo líquido puede comprender agua, puede consistir esencialmente de agua, o puede consistir de agua. El agua típicamente será un componente principal en el peso del fluido. El agua puede ser agua potable o agua no potable. El agua puede ser salobre o contener otros materiales típicos de Fuentes de agua encontrados en o cerca de los campos petrolíferos.
Una sal puede estar presente en el vehículo de fluido. La sal puede estar presente naturalmente si se usa salmuera, o se puede añadir al vehículo de fluido. Por ejemplo, es posible añadir al agua, cualquier sal, tal como una sal de metal alcalino o metal alcalinotérreo (NaC03, NaCl, KC1, etc.) La sal está generalmente presente en una concentración en por ciento en peso entre aproximadamente 0,1% a aproximadamente 5%, de aproximadamente 1% a aproximadamente' 3% en peso. Una · concentración útil es de aproximadamente 2% en peso.
El polímero entrelazado generalmente puede ser cualquier polímero entrelazado. El viscosificante de polímero puede ser un polímero entrelazado a metal. Los polímeros adecuados para hacer viscosificantes entrelazados de polímero a metal incluyen, por ejemplo, polisacáridos tales como galactomananos sustituidos, tales como gomas guar, polisacáridos de peso molecular alto compuestos de azúcares de mañosa y la galactosa, o derivados de goma guar tales como goma guar hidroxipropílica (HPG) , goma guar carboximetilhidroxipropílica (CMHPG) y goma guar carboximetílica (CMG) , goma guar hidrofóbicamente modificada, compuestos que contienen goma guar, y polímeros sintéticos. Los agentes entrelazadores basados en complejos de boro, titanio, zirconio o aluminio se usan típicamente para incrementar el peso molecular efectivo del polímero y hacerlos mejor adecuados para usarse en pozos de alta temperatura .
Otras clases adecuadas de polímeros efectivas como viscosificantes incluyen polímeros de polivinilo, polimetacrilamidas, éteres de celulosa, lignosulfonatos y sales de amonio, metal alcalino y metal alcalinotérreos de los mismos. Ejemplos más específicos de otros polímeros solubles en agua típicos son copolímeros de ácido acrílico-acrilamida, copolímeros de ácido acrílico-metacrilamida, poliacrilamidas, poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas, polimetacrilamidas parcialmente hidrolizadas, alcohol polivinílico, óxidos de polialquileno, otros galactomananos, heteropolisacáridos obtenidos por la fermentación de azúcar derivados de almidón y sales de amonio metal alcalino de los mismos .
Los derivados de celulosa se usan a un grado más pequeño, tal como hidrox'ietilcelulosa (HEC) o hidroxipropilcelulosa (HPC) , carboximetilhidroxietilcelulosa (CMHEC) y carboximetilcelulosa (CMC) , con o sin entrelazadores . Xantano, diután y escleroglucano, tres biopolímeros , se ha mostrado que tienen excelente capacidad de suspensión de soporte aun cuando son más costosos que los derivados de goma guar y por lo tanto se han usado menos frecuentemente, a menos que se puede usar a concentraciones más bajas.
En otras modalidades, el polímero entrelazado está hecho de polímero hidratable, entrelazable y un agente entrelazador retardado, en donde el agente entrelazador comprende un complejo que comprende un metal y un primer ligando seleccionado del grupo que consiste de aminoácidos, fosfono ácidos, y sales o derivados de los mismos. También el polimercán entrelazado se puede hacer de un polímero que comprende porciones iónicas colgantes, un agente tensoactivo que comprende porciones opuestamente cargadas, un estabilizador de arcilla, una fuente de borato, y un entrelazador de metal. Estas modalidades se describen en las publicaciones de patente de E.U.A. US2008-0280790 y US2008-0280788, respectivamente.
Se pueden usar sistemas de polímero lineales (no entrelazados) Sin embargo, en algunos casos, pueden no lograr los beneficios completos debido a- que pueden requerir más concentración, y pueden requerir un rompedor. Se puede usar cualquier sistema de polímero entrelazado adecuado, incluyendo, por ejemplo, aquellos que sean retardados, optimizados para alta temperatura, optimizado para usarse con agua de mar, regulados en su pH a varios pH, y optimizados para temperatura baja. Se puede usar cualquier entrelazador, por ejemplo, boro, titanio zirconio aluminio y similares. Los sistemas de polímero entrelazado de boro adecuados incluyen por ejemplo no limitante, goma guar y gomas guar sustituidas entrelazadas con ácido bórico, tetraborato de sodio, y boratos encapsulados ; entrelazadores de borato se puede usar con reguladores de pH y agentes de control de pH, tales como hidróxido de sodio, óxido de magnesio, sesquicarbonato de sodio, y carbonato de sodio, aminas (tales como, hidroxialquil aminas, anilinas, piridinas, pirimidinas, quinolinas, y pirrolidinas , y carboxilatos tales como acetatos y oxalatos) y con agentes retardadores tales como sorbitol, aldehidos y gluconato de sodio. Los sistemas de polímero entrelazado de zirconio adecuados incluyen como ejemplos no limitantes, aquellos entrelazados por lactatos de zirconio (por ejemplo lactato de sodio-zirconio) , trietanolaminas, 2, 2' -iminodietanol, y con mezclas de estos ligandos, incluyendo cuando se ajustan con bicarbonato. Los titanatos adecuados incluyen como ejemplos no limitantes, lactatos y trietanolaminas, y mezclas, por ejemplo retardado con ácido hidroxiacético . Se pueden usar o incluir cualesquiera otros aditivos químicos, siempre que sean probados para compatibilidad con agente tensoactivo viscoelástico . Por ejemplo, algunos de los entrelazadores estándares o polímeros como concentrados usualmente contienen materiales como el isopropanol, n-propanol, metanol o aceite de diesel.
El agente tensoactivo viscoelástico generalmente puede ser cualquier agente tensoactivo viscoelástico. El agente tensoactivo está presente en una concentración en por ciento en peso bajo. Algunas concentraciones adecuadas de agente . tensoactivo son aproximadamente 0.0'01% a aproximadamente 1.5% en peso, de aproximadamente 0.01% a aproximadamente 0.75% en peso, o incluso aproximadamente 0.25% a aproximadamente 0.5% o aproximadamente 0.75% en peso.
El VES se puede seleccionar del grupo que consiste de catiónicos, aniónicos, zwitteriónicos, anfotéricos, no iónicos y combinaciones de los mismos. Algunos ejemplos no limitantes son aquellos citados en las patentes de E.U.A. 6,435,277 (Qu et al.) Y 6, 703, 352 (Dahayanake et al.). Los agentes tensoactivos viscoelásticos, cuando se usan solos o en combinación, son capaces de formar micelas que forman una estructura en un ambiente acuoso que contribuye a la viscosidad incrementada del fluido (también referidas como "micelas viscosificantes" ) . Estos fluidos normalmente se preparan mezclando en cantidades apropiadas de VES adecuado para lograr la viscosidad deseada. La viscosidad de fluidos de VES se pueden atribuir a la estructura tridimensional formada por los componentes en los fluidos. Cuando la concentración de agentes tensoactivos en un fluido viscoelástico excede significativamente una concentración critica, y en la mayoría de los casos, en la presencia de un electrolito, las moléculas de agente tensoactivo se agregan en especies tales como micelas, que pueden interactuar para formar una red que presenta comportamiento viscoso y elástico .
Ejemplos no limitantes de agentes tensoactivos viscoelástico adecuados útiles para viscosificación de algunos fluidos incluyen agentes tensoactivos catiónicos, agentes tensoactivos aniónicos, agentes tensoactivos zwitteriónicos, agentes tensoactivos anfotéricos, agentes tensoactivos no iónicos, y combinaciones de los mismos.
En general, los agentes tensoactivos zwitteriónicos particularmente adecuados tienen la fórmula:
RCONH- (CH2) a (CH2CH20)m (CH2)b~N+ (CH3) 2- (CH2) a- (CH2CH20) m- (CH2) b-COO" en la cual R es un grupo alquilo que contiene aproximadamente 11 a aproximadamente 23 átomos de carbono que pueden ser de cadena ramificada o recta y que pueden ser saturados o insaturados; a, b, a' y b' son cada uno de 0 a 10 y m y m' son cada uno de 0 a 13; a y b son cada uno 1 o 2, si m no es 0 y (a + b) es de 2 a 10 si m es 0; a' y b' son cada uno 1 ó 2 cuando m' no es 0 y (a' + b' ) es 1 a 5 si m es 0; (m + m' ) es de 0 a 14,' y CH2CH20 también puede ser OCH2CH2.
En una modalidad de la invención, se usan agentes tensoactivos zwitteriónicos de la familia de betaina. Dos ejemplos adecuados de betainas son BET-0 y BET-E. El agente tensoactivo en BET-O-30 se muestra más adelante; un nombre químico es oleilamidopropilbetaína . Se designa BET-O-30, porque se obtiene del proveedor (Rhodia, Inc. Cranbury, Nueva
Jersey, E.U.A.) se denomina irataine BET-O-30, por que contiene un grupo amida de ácido oleico (incluyendo un grupo de cola de alqueno de Ci7H33) y contiene aproximadamente 30% de agente tensoactivo activo; y el resto es sustancialmente agua, cloruro de sodio, y propilenglicol . Un material análogo, BET-E-40, también está disponible de Rhodia y contiene un grupo amida de ácido erúcico (incluyendo un grupo de cola de alqueno C21H41) y es aproximadamente 40% de ingrediente activo, el resto siendo sustancialmente agua, cloruro de sodio, e isopropanol. Los sistemas VES, en particular, BET-E-40, opcionalmente contienen aproximadamente 1% de producto de condensación de un ácido naftalen-sulfónico, por ejemplo de polinaftalen sulfonato de sodio, como un modificador de reologia, como se describe en la publicación de solicitud de Patente de E. U. A. No. 2003-0134751. El agente tensoactivo en BET-E-40 también se muestra más adelante; un nombre químico es erucilamidopropilbetaína . Concentrados como se reciben de BET-E-40 se usaron en los experimentos reportados más adelante, en donde se referirán como un "VES". Agentes tensoactivos BET, y otros VES que son adecuados para las modalidades de conformidad con la invención, se describen en la Patente de E.U.A. No. 6,258,859. De conformidad con esta patente, agentes tensoactivos (SDBS) hacen geles viscoelásticos cuando están en presencia de ciertos ácidos orgánicos, sales de ácidos orgánicos o sales inorgánicas; en esa patente, las sales inorgánicas están presentes a una concentración en peso de aproximadamente 30%, los co-agentes tensoactivos pueden ser útiles para extender la tolerancia de la salmuera, y para incrementar la resistencia del gel y para reducir la sensibilidad de esfuerzo cortante del fluido de VES, en particular para agente tensoactivos de tipo BET-O. Un ejemplo dado en la patente de E.U.A. No. 6,258,859 es dodecilbencensulfonato de sodio (SDB), también mostrado más adelante. Otros co-agente tensoactivos adecuados incluyen, por ejemplo aquellos que tienen la estructura de tipo SDBS en la cual x = 5 - 15; otros co-agente tensoactivos son aquellos en los cuales x = 7 -15; otros co-agente tensoactivos adecuados adicionales para BET-O-30 son ciertos agentes quelatadores tales como hidroxietiletilenediaminotriacetato de trisodio. Los incrementadores de reología de las modalidades de conformidad con la invención se puede usar con sistemas de fluido de agente tensoactivo viscoelásticos que contienen dichos aditivos como co-agentes tensoactivos, ácidos orgánicos, sales de ácidos orgánicos y/o sales inorgánicas .
Agente tensoactivo en BET-O-30 (cuando
Agente tensoactivo en BET-E-40 (cuando n = 3 y p = 1)
SDBS (cuando x = 11 y el contra-ión es Na +) Algunas modalidades usan betainas; por ejemplo BET-E-40. Aunque no se han realizado experimentos, se cree que las mezclas de betainas, especialmente BET-E-40, con otros agentes tensoactivos también son adecuadas. Dichas mezclas están dentro del alcance de las modalidades de la invención.
Otras betainas que son adecuadas incluyen aquellas en las cuales la cadena lateral de alqueno (grupo de cola) contiene 1-23 átomos de carbono (sin contar el átomo de carbono del carbonilo) , que puede ser de cadena ramificada o recta y que puede ser saturada o insaturada, n = 2 - 10, y p = 1 - 5, y mezclas de estos compuestos. Algunas betainas son aquellas en las cuales la cadena lateral de alqueno contiene 17-21 átomos de carbono (sin contar el átomo de carbono del carbonilo) , que pueden ser de cadena ramificada o encadenados recta y que puede ser saturada o insaturada, n = 3-5, y p = 1 3, y mezclas de estos compuestos. Estos agentes tensoactivos se usan a una concentración de aproximadamente 0.5 a aproximadamente 10%, o de aproximadamente 1 a aproximadamente 5%, o incluso de aproximadamente 1.5 a aproximadamente 4.5%.
Agentes tensoactivos viscoelásticos catiónicos ilustrativos incluyen sales de amina y sales de amina cuaternarias descritas en la patente de E.U.A. No 5,979,557 y 6,435,277 que tienen un cesionario común como la presente solicitud. Ejemplos de agentes tensoactivos viscoelásticos catiónicos adecuados incluyen tensoactivos catiónicos que tiene la estructura:
RiN+(R2) (R3) (R<) X"
en la cual Ri tiene de 14 a aproximadamente 26 átomos de carbono y puede ser de cadena ramificada o recta, aromática, saturada o insaturada, y pueden contener un carbonilo, una amida, una retroamida, una imida, una urea, o una amina , R2, R3 y R son cada uno independientemente hidrógeno o un grupo alifáticos de Ci a aproximadamente C6, que puede ser el mismo o diferente, de cadena ramificada o recta, saturada o insaturada y uno o más de uno de los cuales puede ser sustituido con un grupo que hace al grupo R2, R3 y R4 más hidrofílico; los grupos R2, R3 y R4 pueden ser incorporados a la estructura de anillo de 5 ó 6 miembros heterociclico, que incluye un átomo de nitrógeno; los grupos R2, R3 y R4 pueden ser los mismos o diferentes, Rx, R2, R3 y/o R4 puede contener una o más unidades de óxido de etileno y/o unidades de óxido de propileno; . y X'es un anión. Mezclas de dichos compuestos también son adecuadas. Como un ejemplo adicional, Ri es de aproximadamente 18 a aproximadamente 22 átomos de carbono y puede contener un carbonilo, una amida, o una amina, y R2, R3 y R4 son los unos que otros y contienen de l a aproximadamente 3 átomos de carbono.
Los agentes tensoactivos catiónicos que tiene la estructura RiN+(R2) (R3) (R«j) X" pueden contener opcionalmente aminas que tienen la estructura RiN(R2) (R3) . Es bien sabido que los agentes tensoactivos de amina cuaternaria catiónicos comercialmente disponibles a menudo contienen las correspondientes aminas (en donde Ri, R2 y R3 en el agente tensoactivo catiónico y en la amina tienen la misma estructura) . Formulaciones de concentrado de agente tensoactivo comercialmente disponibles como se recibieron, por ejemplo formulaciones de agente tensoactivo de VES catiónico, también pueden contener opcionalmente uno o más miembros del grupo que consiste de alcoholes, glicoles, sales orgánicas, agentes quelatadores, solventes, solventes mutuos, ácidos orgánicos, sales de ácidos orgánicos, sales inorgánicas, oligómeros, polímeros, copolímeros y mezclas de estos miembros. También pueden contener incrementadores de rendimiento, tales como incrementadores de viscosidad, por ejemplo polisulfonatos, por ejemplo, ácidos polisulfónicos, como se describe en la patente de E.U.A. No. 7,084,095.
Otro VES catiónico adecuado es cloruro de erucil-bis (2-hidroxietil) metilamonio, también conocido como cloruro de ( Z ) -13-docosenil-N-N-bis- (2-hidroxietil ) metilamonio .
Comúnmente se obtiene de fabricantes como una mezcla que contiene aproximadamente 60 por ciento en peso de agente tensoactivo en mezcla de isopropanol, etilenglicol y agua. Otras sales de amina adecuadas y sales de amina cuaternarias incluyen (ya sea solas o en combinación, de conformidad con la invención) , cloruro de eruciltrimetilamonio, cloruro de N-metil-N, -bis (2-hidroxietil) semilla de colza-amonio; cloruro de oleilmetil-bis (hidroxietil ) amonio; cloruro de erucilamidopropiltrimetilamina, bromuro de octadecilmetil-bis (hidroxietil ) amonio; bromuro de octadecil-tris
(hidroxietil) amonio; bromuro de octadecildimetilhidroxietil-amonio; bromuro de cetil-dimetilhidroxietilamonio; salicilato de cetilmetil-bis (hidroxietil) amonio; 3, 4-diclorobenzoato de cetilmetil-bis (hidroxietil ) amonio; yoduro de cetil-tris (hidroxietil) amonio; bromuro de cosil-dimetilhidroxietil-amonio; cloruro de cosilmetil-bis (hidroxietil) amonio; bromuro de cosil-tris (hidroxietil ) amonio; bromuro dedicosil-dimetil hidroxietilamonio; cloruro de dicosil-metil-bis (hidroxietil) amonio; bromuro de dicosil-tris (hidroxietil ) amonio; cloruro de hexadeciletil-bis (hidroxietil) amonio; ioduro dehexadecil-isopropil-bis
(hidroxietil) amonio; y cetilamino, cloruro de N-octadecil-piridinio .
Muchos fluidos hechos con sistemas de agente tensoactivo viscoelástico, por ejemplo, aquellos que contienen agentes tensoactivos catiónicos que tienen estructuras similares a la de cloruro erucil-bis (2-hidroxietil ) metilamonio, inherentemente tienen tiempos de recuperación cortos y los incrementadores de reologia de las modalidades de conformidad con la invención pueden no ser necesarios excepto bajo circunstancias especial.es, por ejemplo, a temperatura muy baja.
Los agentes tensoactivos viscoelásticos anfotéricos también son adecuados. Sistemas de agente tensoactivo viscoelásticos anfotéricos ilustrativos incluyen aquellos descritos en la patente de E.U.A. No 6,703,352, por ejemplo óxidos de amina. Otros sistemas de agentes tensoactivos viscoelásticos ilustrativos incluyen aquellos descritos en las patentes de E.U.A. Nos. 6,239,183; 6,506,710; 7,060,661; 7,303,018; y 7,510,009; por ejemplo, óxidos de amidoamina. mezclas de agentes tensoactivos zwitteriónicos y agentes tensoactivos anfotéricos son adecuados. Un ejemplo es una mezcla de aproximadamente 13% de isopropanol, aproximadamente 5% de 1-butanol, aproximadamente 15% de éter monobutílico de etilenglicol, aproximadamente 4% de cloruro de sodio, aproximadamente 30% de agua, aproximadamente 30% cocoamidopropilbetaína, y aproximadamente 2% de óxido de cocoamidopropilamina .
El sistema agente tensoactivo viscoelástico también se puede basar en cualquier agente tensoactivo aniónico adecuado. En algunas modalidades, el agente tensoactivo aniónico es un alquilsarcosinato. El alquilsarcosinató generalmente puede tener cualquier número de átomos de carbono. Los alquilsarcosinatos pueden tener de aproximadamente 12 a aproximadamente 24 átomos de carbono. El alquilsarcosinato puede tener de aproximadamente 14. a aproximadamente 18 átomos de carbono. Ejemplos específicos del número de átomos de carbono incluyen 12, 14, 16, 18, 20, 22 y 24 átomos de carbono. El agente tensoactivo aniónico está representado por la fórmula química:
RiCON (R2) CH2X
en donde Ri es una cadena hidrofóbica que tiene aproximadamente 12 a aproximadamente 24 átomos de carbono, R2 es hidrógeno, metilo, etilo, propilo o butilo, y X es carboxilo o sulfonilo. La cadena hidrofóbica puede ser un grupo alquilo, un grupo alquenilo, un grupo alquilarilalquilo, o un grupo alcoxialquilo . Ejemplos específicos de la cadena hidrofóbica incluyen un grupo tetradecilo, un grupo hexadecilo, un grupo octadecentilo, un grupo octadecilo, y un grupo docosenoico.
Para proveer la concentración iónica de la formación de micelas deseada, en algunos casos, los fluidos de tratamiento de- las modalidades de conformidad con la invención puede comprender una sal soluble en agua. La adición de una sal puede ayudar a promover la formación de micélas de la viscosificación del fluido en algunos casos. En algunas modalidades, el fluido de base acuosa puede contener la sal soluble en agua, por ejemplo, en donde el agua salada, salada, una salmuera o agua de mar se usa como el fluido de base acuoso. Las sales solubles en agua adecuadas pueden comprender cationes de litio, amonio, sodio, potasio, el cesio, magnesio, calcio o zinc aniones de cloruro, bromuro, yoduro, formato, nitrato, acetato, cianato, o tiocianato. Ejemplos de sales solubles en agua adecuadas que comprenden los aniones y cationes anteriormente listados incluyen, pero no se limitan a, cloruro de amonio, bromuro de litio, cloruro de litio, formiato de litio, nitrato de litio, bromuro de calcio, cloruro de calcio, nitrato de calcio, formiato de calcio, bromuro de sodio, cloruro de sodio, formiato de sodio, nitrato de sodio, cloruro de potasio, bromuro de potasio, nitrato de potasio, formiato de potasio, nitrato de cesio, formiato de cesio, cloruro de cesio, bromuro de cesio, cloruro de magnesio, bromuro de magnesio, cloruro de zinc y bromuro de zinc.
La composición también típicamente contiene agentes de sostén. La selección de un agente de sostén implica muchos compromisos impuestos por consideraciones económicas y prácticas. Los criterios para seleccionar el tipo, tamaño y concentración de soporte se basan en la conductividad sin dimensión necesaria, y pueden ser seleccionados por un experto en la técnica. Dichos agentes de sostén pueden ser naturales o sintéticos (incluyendo pero sin limitarse a esferas de vidrio, esferas de cerámica, arena y bauxita) , revestidos, o contienen compuestos químicos, más de uno se puede usar secuencialmente o en mezclas de diferentes tamaños o diferentes materiales. El agente de sostén pueden ser revestido con resina, o revestido con resina pre-curada, siempre que la resina y cualesquiera otros compuestos químicos que puedan ser liberados del revestimiento o entrar en contacto con los otros compuestos químicos de la invención sean compatibles con los mismos. Los agentes de sostén y gravas en los mismos o diferentes pozos o tratamientos pueden ser el mismo material y/o el mismo tamaño unos que otros y el término "agente de sostén" pretende incluir grava en esta descripción. En general, el agente de sostén usado tendrá un tamaño medio de partícula promedio de aproximadamente 0.15 mm a aproximadamente 2.39 mm (aproximadamente malla de E.U.A. 8 a aproximadamente 100), particularmente, pero sin limitarse a materiales con tamaño de 0.25 a 0.43 mm (malla 40/60), de 0.43 a 0.84 mm (malla 20/40), 0.84 a 1.19 mm (16/20), 0.84 a 1.68 mm (malla 12/20) y 0.84 a '2.39 mm (malla 8/20). Normalmente, el agente de sostén estará presente en la suspensión en una concentración de aproximadamente 0.12 a aproximadamente 0.96 kg/L, o de aproximadamente 0.12 a aproximadamente 0.72 kg/L, o de aproximadamente 0.12 a aproximadamente 0.54 kg/L. El fluido también puede contener otros incrementadores o aditivos.
En otras modalidades, la composición además puede comprender un aditivo para mantener y/o ajustar el pH (v.gr., reguladores de pH, agentes ajustadores de pH, etc.) Por ejemplo, el aditivo para mantener y/o ajustar el pH se pueden incluir en el fluido de tratamiento para mantener el pH en o, ajustar el pH a, un intervalo deseado y por lo tanto mantener, o proveer, la concentración iónica necesaria para formar las estructuras micelares deseadas. Ejemplos de aditivos adecuados para mantener y/o el ajustar el pH incluyen, pero no se limitan a, acetato de sodio, ácido acético, carbonato de sodio, carbonato de potasio, bicarbonato de sodio, bicarbonato de potasio, diacetato de sodio o potasio, fosfato de sodio o potasio, fosfato ácido de sodio o potasio, fosfato diácido de sodio o potasio, hidróxido de sodio, hidróxido de potasio, hidróxido de litio, combinaciones de los mismos, derivados de los mismos, y similares. El aditivo para ajusfar y/o mantener el pH puede estar presente en los fluidos de tratamiento de las modalidades de conformidad con la invención en una cantidad suficiente para mantener y/o ajusfar el pH del fluido. Un experto en la técnica, con el beneficio de esta descripción, reconocerá el aditivo apropiado para mantener y/o ajusfar el pH y cantidad del mismo para usarse en una aplicación escogida.
En algunas modalidades, la composición opcionalmente puede comprender aditivos adicionales, incluyendo pero sin limitarse a, ácidos, aditivos de control de pérdida de fluido, gas, inhibidores de corrosión, inhibidores de incrustaciones, catalizadores, agentes de control de arcilla, los biocidas, reductores de fricción, combinaciones de los mismos y similares. Por ejemplo, en algunas modalidades, puede ser deseado espumar la composición usando un gas, tal como aire, nitrógeno o dióxido de carbono. En cierta modalidad, la composición puede contener un aditivo en partículas, tal como un inhibidor de incrustaciones en partículas
De conformidad con la invención, la composición se puede usar para llevar a cabo una variedad de tratamientos subterráneos, en donde un fluido de tratamiento viscosificado se puede usar, incluyendo, pero sin limitarse a, operaciones de perforación, tratamientos de fracturación y operaciones de terminación (v.gr., empaque de grava). En algunas modalidades, los fluidos de tratamiento se .pueden usar en el tratamiento de una porción de una formación subterránea. En ciertas modalidades, la composición puede ser introducida en un agujero de pozo que penetra la formación subterránea. Opcionalmente, el fluido de tratamiento además puede comprender partículas y otros aditivos adecuados para tratar la formación subterránea. Por ejemplo, se puede dejar que el fluido de tratamiento haga contacto con la formación subterránea durante un período suficiente para reducir la viscosidad del fluido de tratamiento. En algunas modalidades, se puede dejar que el fluido de tratamiento haga contacto con hidrocarburos, fluidos de formaciones, y/o fluidos de tratamiento subsecuentemente inyectados, reduciendo así la viscosidad del fluido de tratamiento. Después de un tiempo escogido, el fluido de tratamiento puede ser recuperado a través del agujero de pozo.
En ciertas modalidades, los fluidos de tratamiento se pueden usar en tratamientos de fracturación. En las modalidades de fracturación, la composición puede ser introducida en un agujero de pozo que penetra una formación subterránea en o por arribe de una presión suficiente para crear o incrementar una o más fracturas en una porción de la formación subterránea. Generalmente, en las modalidades de fracturación, la composición puede presentar el comportamiento viscoelástico adecuado. Opcionalmente, el fluido de tratamiento además puede comprender materiales en partículas y otros aditivos adecuados para el tratamiento de fracturación . Después de un tiempo escogido, el fluido de tratamiento puede ser recuperado a través del agujero de pozo .
La composición de conformidad con la invención provee los siguientes' beneficios cuando se fracturan formaciones permeables en el intervalo de temperatura de 50 a 90°C, o incluso en el intervalo de temperatura de 54 a 82°C: viscosidad más alta a una temperatura dada con concentración de polímero más baja (71.1°C a una velocidad de esfuerzo cortante de 100 s/s y 25 minutos a temperatura - fluido de la técnica anterior 130 cp, fluido de conformidad con la invención 210 cp) , control de pérdida de fluido mejorado (prueba de fuga estática en un núcleo de 80 mD a 71.1°C -pérdida de incremento repentino de fluido de la técnica anterior 4.81, Cw=0.006088, fluido de conformidad con la invención pérdida de incremento repentino 2.61, Cw=0.001598 ) ; recuperación de esfuerzo cortante mejorado (viscosidad a 100/s después de 2 minutos de esfuerzo cortante a 100/s -fluido de la técnica anterior 100 cp, fluido de conformidad con la invención 175 cp) ; menos sensible a la presión de agentes tensoactivos y des-emulsionantes .
El método de la invención también es 'adecuado para empaque de grava, o para fracturación y empaque de grava en una operación (llamada, por ejemplo, frac and pack, frac-n-pack, frac-pack, tratamientos StimPac, u otros nombres), que también se utilizan extensivamente para estimular la producción de hidrocarburos, agua y otros fluidos de formaciones subterráneas. Estas operaciones implican bombeo de una suspensión de "agente de sostén" (materiales naturales o sintéticos que soportan una fractura después de que crea) en fracturación hidráulica, o "grava" en empaque de grava. En formulaciones de permeabilidad baja, la meta de fracturación hidráulica es generalmente para formar fracturas de área superficie a alta largas que incrementan en gran medida la magnitud de la vía de flujo de fluido desde la formación hasta agujero de pozo. En formaciones de permeabilidad alta, la meta de un tratamiento de fractura hidráulica es típicamente crear una fractura altamente conductora, ancha, corta, para derivar daño cercano a agujero de pozo hecho en la perforación y/o en la terminación, para asegurar una buena comunicación de fluido entre la roca y el agujero de pozo y también para incrementar el área de superficie disponible para los fluidos fluyan en el agujero de pozo.
La grava es también un · material natural o sintético, que puede ser idéntico a, o diferente de, el agente de sostén. El empaque de grava se usa para el control de "arena". La arena es el nombre dado a cualquier material partículas de la formación, tales como arcillas, que podrían ser portadas en el equipo de producción. El empaque de grava es un método de control de arena usado para evitar la producción de arena.de formación, en la cual por ejemplo, se coloca un tamiz de acero en el agujero de pozo y el anillo circundante es empacado con grava preparada de un tamaño específico diseñado para evitar el paso de arena de formación que pudiera ensuciar el equipo subterráneo o de superficie y reducir los flujos. El objetivo primario del empaque de grava es estabilizar la formación mientras causan alteración mínima a la productividad del pozo. Algunas veces el empaque de grava se hace sin un tamiz. Las formaciones de permeabilidad altas son con frecuencia pobremente consolidadas, por lo que el control de arena es necesario; también pueden ser dañadas, por lo que la fracturación también es necesaria. Por lo tanto, los tratamientos de fracturación hidráulica en los cuales se desean fracturas anchas, cortas, a menudo se combinan en una sola operación continua ("frac and pack") con empaque de grava. Para simplicidad, a continuación los inventores de la presente se refieren a cualquiera de fracturación hidráulica, fracturación y empaque de grava en una operación (frac and pack) , o empaque de grava, y se refieren a todos ellos.
Para facilitar un entendimiento mejor de la invención, se dan- los siguientes ejemplos de modalidades.
E emplos
Se realizaron una serie de experimentos para comparar viscosidad y control de pérdida de fluido de muestras de la técnica anterior hechas de fluido polímero entrelazado que comprende polímero de guar y de muestras de conformidad con la invención a diferentes temperaturas.
Experimentos de reología
Para ilustrar algunas modalidades de conformidad con la invención, se hace una comparación entre el fluido de la técnica anterior de polímero de guar y un fluido de conformidad con la invención que comprende además un VES hecho de amidopropildimetilbetaína erúcica (0.5% en peso), alcoholes lineales etoxilados (0.2% en peso) y agente no emulsionante (0.1% en peso).
La figura 1 muestra un perfil de viscosidad con el tiempo para un primer fluido hecho de polímero de guar y un segundo fluido hecho de polímero de guar con amidopropildimetil betaína erúcica (0.5% en peso), alcoholes lineales etoxilados (0.2% en peso) y agente no emulsionante (0.1% en peso). Se condujeron pruebas a temperaturas de 54.4°C. Se puede notar un pequeño incremento en viscosidad en comparación con el fluido de la técnica anterior.
La figura 2 muestra la recuperación de esfuerzo cortante después de 2 min de esfuerzo cortante de 1000/s para un primer fluido hecho de polímero de guar y un segundo fluido hecho de polímero de guar con amidopropildimetil-betaína erúcica (0.5% en peso), alcoholes lineales etoxilados (0.2% en peso) y agente no emulsionantes. Las pruebas se condujeron a temperatura de 54.4°C. Claramente, se puede notar un incremento en la viscosidad en comparación con el fluido de la técnica anterior.
La figura 3 muestra un perfil de viscosidad con el tiempo para un primer fluido hecho de polímero de guar y un segundo fluido hecho de polímero de guar con amidopropil-dimetilbetaína erúcica (0.5% en peso), alcoholes lineales etoxilados (0.2% en peso) y agente no emulsionante (0.1% en peso). Las pruebas se condujeron a temperatura de 71.1°C. .Se puede notar un incremento en la viscosidad en comparación con un fluido de la técnica anterior y compararse con uno a 54.4°C.
La figura 4 muestra un perfil de viscosidad con el tiempo para un primer fluido hecho de polímero de guar y un segundo fluido hecho de polímero guar con amidopropildimetil-betaína erúcica (0.75% en peso), alcoholes lineales etoxilados (0.2% en peso) y agente no emulsionante (0.1% en peso). Las pruebas se condujeron a temperatura de 71.1°C. se puede notar un incremento en viscosidad en comparación con el fluido de la técnica anterior y resultados previos.
La Figura 5 muestra un perfil de viscosidad con el tiempo para un fluido hecho de polímero guar con amidopropil-dimetilbetaina erúcica (0.75% en peso) y agente no emulsionante (0,5% en peso). Las pruebas se condujeron a temperatura de 71.1°C. Se puede notar un incremento en la viscosidad para el fluido de conformidad con la invención.
La figura 6.muestra un perfil de viscosidad con el tiempo para un fluido hecho de polímero guar con amidopropil-dimetilbetaína erúcica (0.75% en peso). Las pruebas se condujeron a una temperatura de 82.2°C. Se puede notar un incremento en la viscosidad para fluido de conformidad con la invención .
La figura 7 muestra un perfil de viscosidad con el tiempo para un fluido hecho de polímero guar con amidopropil-dimetilbetaína erúcica (0.75% en peso) y agente no emulsionante (0.5% en peso). Las pruebas se condujeron a una temperatura de 82.2°C. Se puede notar un incremento en la viscosidad para el fluido de conformidad con la invención.
Control de pérdida de fluido
Para ilustrar algunas modalidades de conformidad con la invención, se realizaron pruebas a 71.1°C como sigue: se establece la permeabilidad de linea basal a 2% de KC1, se realiza prueba de fuga estática con fluido de fracturación (76.6 cm, 35.15 kg/cm2) y se mide la permeabilidad retenida a 2% KC1 a presión diferencial cada vez mayor hasta 17.57 kg/cm2. Una prueba se realizó con 0.25% en peso de VES en un núcleo con una permeabilidad efectiva de agua de 18 mD se mostrada en la figura 8. A pesar de la permeabilidad relativamente alta los valores de pérdida inicial de lodo y Cw fueron mucho más bajos que los reportados en la especificación para el fluido bajas que las reportadas en la especificación para el fluido de polímero entrelazado hecho de guar a 65.5°C en un núcleo 1 mD (véase tabla 1 siguiente).
Se realizaron una serie de pruebas en un núcleo de permeabilidad alta: 85 mD sin VES , y después con 0.1% en peso o 0.5% en peso de VES hecho de amidopropildimetilbetaína erúcica. Los resultados indican que el control de pérdida de fluido del fluido es mejorada con concentraciones .cada vez mayores de VES como se muestra en las figuras 9, 10 y 11.
Optimización
A 54.4°C hay poca diferencia en la reologia del fluido polímero entrelazado con o sin VES. Sin embargo, el control/eficiencia de pérdida de fluido del fluido es mejorada mucho (mostrada en la figura 8), ya que es la recuperación de esfuerzo cortante (mostrada en la figura 2). A cada temperatura hay una concentración óptima de VES: 0.25% en peso a 54.4°C (control de pérdida de fluido mejorados), 0.5% en peso a 65.5°C (reologia y control de pérdida de fluido mejorados), 0.75% en peso en 82.2°C (reologia y control de pérdida de fluido mejorados) .
Claims (13)
1. Un método para incrementar la viscosidad de un fluido, el método comprendiendo: a. proveer un fluido que comprende una cantidad espesante de un polímero entrelazado; b. añadir un agente tensoactivo viscoelástico a una concentración dada al fluido; c. llevar el fluido a una temperatura dada; d. definir un perfil de viscosidad del fluido dependiendo de la concentración y la temperatura; e. comparar el perfil de viscosidad con un perfil de viscosidad del fluido de polímero entrelazado solo; y f. definir una concentración óptima del agente tensoactivo viscoelástico para cada temperatura.
2. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde la temperatura dada es entre 45°C y 95°C.
3. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde el polímero entrelazado se toma del grupo que consiste de: polisacáridos , galactomananos sustituidos, gomas guar, polisacáridos de peso molecular alto compuestos de azúcares mañosa y galactosa, derivados de goma guar, goma guar hidroxipropílica (HPG) , goma guar carboximetilhidroxipropílica (CMHPG) , goma guar carboiximetílica (CMG) , gomas guar hidrofílicamente modificadas, compuestos que contienen goma guar, polímeros sintéticos y mezclas de los mismos.
4. El método de conformidad con la reivindicación, en donde el agente tensoactivo viscoelástico es agente tensoactivo zwitteriónico .
5. El método de conformidad con la reivindicación 4, en donde el agente tensoactivo viscoelástico es betaína.
6. El método de conformidad con la reivindicación 21, que además comprende poner en contacto el fluido y la formación subterránea.
7. El método de conformidad con la reivindicación 6, que además comprende fracturar la formación subterránea.
8. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde el fluido además comprende agente de sostén.
9. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde el fluido portador es agua.
10. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde el fluido además comprende un co-agente tensoactivo .
11. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde la concentración óptima del agente tensoactivo viscoelástico es menor que aproximadamente 1.5% en peso.
12. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde la concentración óptima del agente tensoactivo viscoelástico es menor que aproximadamente 1% en peso.
13. El método de conformidad con la reivindicación 1, en donde la concentración óptima del agente tensoactivo viscoelástico es menor que aproximadamente 0.8% en peso.
Applications Claiming Priority (2)
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| US12/459,042 US20100326658A1 (en) | 2009-06-25 | 2009-06-25 | Method and composition to increase viscosity of crosslinked polymer fluids |
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Publications (1)
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