MX2012002519A - Metodos para disminuir la velocidad de sedimentacion de solidos en un fluido de tratamiento. - Google Patents
Metodos para disminuir la velocidad de sedimentacion de solidos en un fluido de tratamiento.Info
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Abstract
La invención describe un método de tratamiento de una formación subterránea de un agujero de pozo que consiste en: proporcionar un fluido de tratamiento preparado a partir de: un fluido; un material particulado y un material viscosificador; en donde el material viscosificador sea inactivo en un primer estado y pueda aumentar la viscosidad del fluido de tratamiento cuando pase a un segundo estado; introducir el fluido de tratamiento en el agujero; y proporcionar un activador capaz de activar el material viscosificador para que pase del primer estado al segundo estado.
Description
MÉTODOS PARA DISMINUIR LA VELOCIDAD DE SEDIMENTACIÓN DE SÓLIDOS EN UN FLUIDO DE TRATAMIENTO
Campo de la invención
La invención se refiere a métodos para el tratamiento de formaciones subterráneas. Más particularmente, la invención se refiere a métodos para disminuir la velocidad de sedimentación de material particulado en un fluido.
Antecedente
La información de esta sección solamente proporciona los antecedentes relacionados con la presente descripción y puede no constituir la técnica anterior.
Los hidrocarburos (petróleo, condensado y gas) comúnmente se producen en pozos que se perforan en las formaciones que los contienen. Por una variedad de razones, como puede ser baja permeabilidad inherente de los depósitos o daño a la formación- provocada por la perforación y completación del pozo, el flujo de hidrocarburos hacia el pozo es indeseablemente bajo. En este caso, el pozo es "estimulado" utilizando por ejemplo fracturación hidráulica, estimulación química (generalmente ácidos) , o una combinación de las dos (llamada fracturación ácida o acidificación de fracturas) .
En la fracturación hidráulica y ácida, un primer fluido viscoso llamado el colchón comúnmente se inyecta en la formación para iniciar y propagar la fractura. Esto es seguido por un fluido que contiene un agente sustentante para conservar abierta la fractura después de que la presión bombeada se libera. Los materiales agentes sustentantes granulados pueden incluir arena, perlas cerámicas u otros materiales. En la fracturación "ácida", el segundo fluido contiene un ácido u otra sustancia química como puede ser un agente quelante que puede disolver parte de la roca, provocando ataque químico irregular de la cara de la fractura y separando algo de mineral, dando como resultado que la fractura no cierre completamente cuando se detiene el bombeo. Ocasionalmente, la fracturación hidráulica se puede hacer sin un fluido altamente viscoso (es decir, agua con manchas oleosas) para llevar al mínimo el daño causado por los polímero o el costo de otros viscosificadores .
En el relleno de grava, la grava se coloca en el anillo del tamiz y la formación/recubrimiento para controlar la producción de arena. Se utiliza un fluido portador para transportar grava desde la superficie a la formación donde la grava tiene que colocarse. Comúnmente se utilizan dos tipos de fluidos portadores. El primero es una salmuera con una baja concentración de grava (1 libra por galón de salmuera) y el segundo es un fluido viscoso con alta concentración de grava (5 libras por galón de salmuera) . Se utilizan varios tipos de viscosificadores para aumentar la viscosidad del fluido. Estos incluyen polímeros como puede ser HEC, Xantano, guar, etc. y tensoactivos viscoelásticos .
El transporte de sólidos (agente sustentante, grava u otro material particulado) desde la superficie hasta la profundidad requerida en el pozo juega una función importante en las estimulaciones del pozo. Un problema común que ocurre durante el transporte de sólidos es la sedimentación de los sólidos debido a la diferencia en las densidades del fluido y las partículas sólidas. Si los sólidos empiezan a ' sedimentarse antes de que el fluido alcance su destino, pueden ocurrir varios problemas incluyendo el tamizado, paquetes de grava incompletos, bloqueo del agujero del pozo, herramientas atascadas, etc. Para disminuir . la velocidad de sedimentación, el fluido portador comúnmente se viscosifica utilizando polímeros o tensoactivos. Sin embargo, aumentar la viscosidad del fluido en la superficie puede aumentar la presión de fricción de manera importante.
Los métodos descritos en la presente ofrecen una nueva forma de viscosificar el fluido mientras se encuentra en condiciones pozo abajo.
Compendio
En un primer aspecto, se describe un método para tratar una formación subterránea de un agujero de pozo: proporcionar un fluido de tratamiento preparado a partir de: un fluido; un material particulado y un material viscosificador ; en donde el material viscosificador sea inactivo en un primer estado y pueda aumentar la viscosidad del fluido de tratamiento cuando pase a un segundo estado; introducir el fluido de tratamiento en el agujero; y proporcionar un activador capaz de activar el material viscosificador para que pase del primer estado al segundo estado. El fluido de tratamiento puede tener además un material particulado degradable.
En un segundo aspecto, se describe un método para disminuir la velocidad de sedimentación de un fluido de tratamiento con un material particulado: proporcionar el fluido de tratamiento preparado del material particulado; proporcionar un material viscosificador en el fluido de tratamiento; proporcionar un activador capaz de activar el material viscosificador para aumentar la viscosidad del fluido de tratamiento de modo que disminuye la velocidad de sedimentación del material particulado en el fluido de tratamiento. El fluido de tratamiento puede tener además un material particulado degradable.
En un tercer aspecto, se describe un método para evitar la velocidad de sedimentación de un fluido de tratamiento con un material particulado y un material degradable: proporcionar el fluido de tratamiento preparado a partir del material particulado y el material degradable; proporcionar un material viscosificador en el fluido de tratamiento; proporcionar un activador capaz de activar el material viscosificador para aumentar la viscosidad del fluido de tratamiento cuando el material degradable se disuelva en el fluido de tratamiento, de modo que la velocidad de sedimentación del material particulado en el fluido de tratamiento no cambia. En ciertas modalidades, el fluido es un fluido portador y/o el material particulado es un agente sustentante.
El fluido de tratamiento puede además tener un material particulado degradable. En una modalidad, el material particulado tiene un primer tamaño de partícula promedio y el material particulado degradable tiene un segundo tamaño de partícula promedio, en donde el segundo tamaño de partícula promedio es entre tres y veinte veces más pequeño que el primer tamaño de partícula promedio. El segundo tamaño de partícula promedio puede ser entre cinco y diez veces más pequeño que el primer tamaño de partícula promedio. En una segunda modalidad, el material particulado degradable tiene además una cantidad de particulados con un tercer tamaño de partícula promedio, en donde el tercer tamaño de partícula promedio es entre tres y veinte veces más pequeño que el segundo tamaño de partícula promedio. El tercer tamaño de partícula promedio puede ser entre cinco y diez veces más pequeño que el segundo tamaño de partícula promedio.
En una alternativa, el activador puede ser la temperatura. El material viscosificador puede ser un polímero polisacárido.
En una segunda alternativa, el activador es el pH, activado por la condición ácida o básica. El material viscosificador puede ser un polímero soluble ácido que aumenta la viscosidad del fluido de tratamiento cuando se encuentra en pH ácido. El polímero soluble ácido puede ser chitosana, derivados de chitosana, poliimida, copolímero de vinil piridina, copolímero de ácido acrílico y/o metacrílico o una mezcla de éstos. El fluido de tratamiento puede además tener un precursor ácido y el paso para proporcionar el activador se hace liberando ácido del precursor ácido. El precursor ácido puede estar encapsulado. El fluido del tratamiento puede además tener un ácido y el paso para proporcionar el activador se hace liberando ácido. El ácido puede estar encapsulado. El fluido de tratamiento puede además tener un material particulado degradable y el precursor ácido sería el material particulado degradable. El material viscosificador puede ser un polímero soluble en la base que aumenta la viscosidad del fluido de tratamiento cuando se encuentra en pH básico. El polímero soluble base puede ser copolímero que contenga anhídrido maléico, látex hinchable en álcali o una mezcla de estos. El fluido de tratamiento puede además tener un precursor base y el paso para proporcionar el activado se hace liberando la base del precursor base. El precursor base puede estar encapsulado. El fluido de tratamiento puede además tener una base y el paso para proporcionar el activador se hace liberando la base. La base puede estar encapsulada.
En un cuarto aspecto, se describe una composición para utilizarse en una formación subterránea de un agujero de pozo. La composición consiste en: un fluido; un material particulado y un material viscosificador ; en donde el material viscosificador sea inactivo en un primer estado y pueda aumentar la viscosidad de la composición cuando pase a un segundo estado estimulado por un activador.
La composición puede además consistir en un material particulado degradable. En una modalidad, el material particulado tiene un primer tamaño de partícula promedio y el material particulado degradable tiene un segundo tamaño de partícula promedio, en donde el segundo tamaño de partícula promedio es entre tres y veinte meces más pequeño que el primer tamaño de partícula promedio. El segundo tamaño de partícula promedio puede ser entre cinco y diez veces más pequeño que el primer tamaño de partícula promedio. En una segunda modalidad, el material particulado degradable tiene además una cantidad de particulados con un tercer tamaño de partícula promedio, en donde el tercer tamaño de partícula promedio es entre tres y veinte veces más pequeño que el segundo tamaño de partícula promedio. El tercer tamaño de partícula promedio puede ser entre cinco y diez veces más pequeño que el segundo tamaño de partícula promedio.
En una alternativa, el activador puede ser la temperatura. El material viscosificador puede ser un polímero polisacárido.
En una segunda alternativa, el activador es el pH, activado por la condición ácida o básica. El material viscosificador puede ser un polímero soluble ácido que aumenta la viscosidad de la composición cuando se encuentra en pH ácido. El polímero soluble ácido puede ser chitosana, derivados de chitosana, poliimida, copolímero de vinil piridina, copolímero de ácido acrílico y/o metacrílico o una mezcla de éstos. La composición puede además tener un precursor ácido o un ácido. El precursor ácido o ácido puede estar encapsulado. La composición puede además tener un material particulado degradable y el precursor ácido sería el material particulado degradable. El material viscosificador puede ser un polímero soluble en la base que aumenta la viscosidad de la composición cuando se encuentra en pH básico. El polímero soluble base puede ser copolímero que contenta anhídrido maléico, látex hinchable en álcali o una mezcla de estos. La composición puede además tener un precursor base o una base. El precursor base o base puede estar encapsulado.
Breve descripción de los dibujos
La Figura 1 muestra una ilustración de algunas modalidades .
La Figura 2 muestra el fluido de tratamiento para utilizarse en algunas modalidades.
La Figura 3A muestra un fluido de fracción de sólidos alta. La Figura 3B muestra un fluido de fracción de sólidos baja.
La Figura 4A muestra un fluido sólido alto con un pH/temperatura del material viscosificador en el primer estado. La Figura 4B muestra el material viscosificador en el segundo estado.
La Figura 5 muestra el perfil de viscosidad del material viscosificador en el segundo estado para diferentes temperaturas .
Descripción detallada
Las siguientes definiciones se proporcionan con el fin de ayudar a los expertos en la técnica a entender la descripción detallada.
El término "tratamiento", o "para tratar", se refiere a cualquier operación subterránea que utilice un fluido junto con una función deseada y/o para un propósito deseado. El término "tratamiento", o "para tratar", no implica ninguna acción particular mediante el fluido.
El término " fracturación" se refiere al proceso y métodos para romper una formación geológica y crear una fractura, es decir la formación rocosa alrededor de un agujero de pozo, bombeando fluido a presiones muy altas, con el fin de aumentar las velocidades de producción de un depósito de hidrocarburo. Los métodos de fracturación de otro modo utilizan técnicas convencionales conocidas en la técnica.
La Figura 1 es un diagrama esquemático de un sistema 100 utilizado en un método para disminuir la velocidad de sedimentación de un fluido con alto contenido sólido. El sistema 100 incluye un agujero de pozo 102 en comunicación fluida con una formación de interés 104. La formación de interés 104 puede ser cualquier formación en donde es deseable la comunicación fluida entre un agujero de pozo y la formación, incluyendo una formación portadora de hidrocarburo, una formación portadora de agua, una formación que acepta fluido inyectado para desecho, presurización, u otros propósitos, o cualquier otra formación como se entiende en la técnica.
El sistema 100 además tiene un fluido de tratamiento 106 que de forma optativa incluye un fluido con una cantidad baja de un viscosificador . El fluido de tratamiento se puede incorporar como una lechada de fracturación en donde el fluido es un fluido portador. El fluido portador tiene cualquier fluido de fracturación base como se entiende en la técnica. Algunos ejemplos no limitantes de fluidos portadores incluyen geles hidratables (por ejemplo, guar, polisacáridos , xantano, hidroxi-etil-celulosa, etc. ) , un gel hidratable reticulado, un ácido viscosificado (por ejemplo base de gel) , un ácido emulsificado (por ejemplo la fase externa oleosa) , un fluido energizado (por ejemplo una espuma con base en N2 o C02) y un fluido con base en aceite incluyendo un aceite en gel, en espuma o de otro modo viscosificado. Adicionalmente , el fluido portador puede ser una salmuera y/o puede incluir una salmuera. Aunque el fluido de tratamiento 106 descrita en la presente incluye particulados, el sistema 100 puede además incluir ciertas etapas de fluidos de fracturación con mezclas de particulados alternos.
Una baja cantidad de viscosificador específicamente indica una cantidad inferior de viscosificador que convencionalmente se incluye para un tratamiento de fractura. La carga del viscosificador, por ejemplo descrito en libras de gel por 1000 galones de fluido portador, se selecciona de acuerdo con el tamaño de particulado (debido a los efectos de la velocidad de sedimentación) y carga que la lechada de fracturación debe portar, de acuerdo con la viscosidad requerida para generar una geometría deseada de la fractura 109, de acuerdo con la velocidad de bombeado y configuración de revestimiento 110 o tubería de producción 112 del agujero del pozo 102, de acuerdo con la temperatura de la formación de interés 104 y de acuerdo con otros factores como se entiende en la técnica. En ciertas modalidades, la baja cantidad del viscosificador incluye un agente gelificante hidratable en el fluido portador en menos de 20 libras por 1, 000 galones de fluido portador donde la cantidad de particulados en la lechada de fracturación es mayor de 16 libras por galón de fluido portador. En ciertas modalidades, la baja cantidad del viscosificador incluye un agente gelificante hidratable en el fluido portador en menos de 20 libras por 1,000 galones de fluido portador donde la cantidad de particulados en la lechada de fracturación es mayor de 23 libras por galón de fluido portador. En ciertas · modalidades, una baja cantidad del viscosificador incluye un tensoactivo visco elástico en una concentración debajo de 1% en volumen de fluido portador. En ciertas modalidades, una baja cantidad del viscosificador incluye valores mayores de los ejemplos listados, debido a las circunstancias de que el sistema 100 convencionalmente utiliza cantidades de viscosificador mucho más grandes que los ejemplos. Por ejemplo, en una aplicación de alta temperatura con una carga de agente sustentante alto, el fluido portador convencionalmente puede indicar el viscosificador en 50 lbs de agente gelificante por 1,000 galones de fluido portador, en donde. 40 lbs de agente gelificante, por ejemplo, puede ser una cantidad baja de viscosificador . Un experto en la técnica puede realizar pruebas rutinarias de las lechadas de fracturación 106 con base en ciertas mezclas de particulado 111 en vista de las descripciones en la presente para determinar las cantidades de viscosificador aceptables para una modalidad particular del sistema 100.
En ciertas modalidades, el fluido portador incluye un ácido. La fractura 108 se muestra como una fractura de doble ala, hidráulica, tradicional, pero en ciertas modalidades puede ser una fractura por ataque químico y/o agujeros de gusano como la desarrollada por un tratamiento ácido. El fluido portador puede incluir ácido clorhídrico, ácido fluorhídrico, bifluoruro de amonio, ácido fórmico, ácido acético, ácido láctico, ácido glicólico, ácido maléico, ácido tartárico, ácido sulfámico, ácido málico, ácido cítrico, ácido metil-sulfámico, ácido cloro-acético, un ácido amino-poli-carboxílico, ácido 3-hidroxipropionico, un ácido poli-amino-poli-carboxílico, y/o una sal de cualquier ácido. En ciertas modalidades, el fluido portador incluye un ácido poli-amino-poli-carboxílico y es un triacetato de sodio hidroxil-etil-etilen-diamina, sales de monoamonio de triacetato de hidroxil-etil-etilen-diamina y/o sales de mono-sodio de tetra-acetato de hidroxil-etil-etilen-diamina. La selección de cualquier ácido como un fluido portador depende del propósito del ácido - por ejemplo ataque químico de la formación, limpieza del daño, eliminación de las partículas reactivas con ácido, etc., y además tras la compatibilidad con la formación 104, compatibilidad con los fluidos en la formación y compatibilidad con otros componentes de la lechada de fracturación y con fluidos separadores u otros fluidos que pueden estar presente en el agujero de pozo 102.
En ciertas modalidades , la lechada de fracturación incluye materiales particulados generalmente llamados agentes sustentantes. El agente sustentante implica muchos compromisos impuestos por las consideraciones económicas y prácticas. Los criterios para seleccionar el tipo, tamaño y concentración del agente sustentante se basan en la conductividad adimensional necesaria y puede ser seleccionada por un experto en la técnica. Esos agentes sustentantes pueden ser naturales o sintéticos (incluyendo pero no limitado a perlas vitreas, perlas cerámicas, arena y bauxita) , recubiertos, o que contienen sustancias químicas; se puede utilizar más de uno en forma consecutiva o en mezclas de diferentes tamaños o diferentes materiales. El agente sustentante puede ser resina recubierta, o resina recubierta pre-curada. Los agentes sustentantes y gravas en el mismo pozo o tratamiento o en diferentes pozos y tratamientos pueden ser el mismo material y/o el mismo tamaño entre sí y se intenta que el término agente sustentante incluya grava en esta descripción. En general el agente sustentante utilizado tendrá un tamaño de partícula promedio desde aproximadamente 0.15 mm hasta aproximadamente 2.39 mm (aproximadamente 8 hasta aproximadamente malla 100 U.S.), más particularmente, pero no limitado materiales dimensionados a 0.25 hasta 0.43 mm (40/60 malla), 0.43 hasta 0.84 mm (20/40 malla), 0.84 hasta 1.19 mm (16/20), 0.84 hasta 1.68 mm (12/20 malla) y 0.84 hasta 2.39 mm (8/20 malla) . Normalmente el agente sustentante estará presente en la lechada en una concentración desde aproximadamente 0.12 hasta aproximadamente 0.96 kg/L, o desde aproximadamente 0.12 hasta aproximadamente 0.72 kg/L, o desde aproximadamente 0.12 hasta aproximadamente 0.54 kg/L.
En una modalidad, el fluido de tratamiento 106 tiene materiales particulados con la distribución del tamaño de partícula definida. Un ejemplo de la ejecución se describe en la publicación U.S. Número 2009-0025934, para un fluido de tratamiento que es una lechada de fracturación . La lechada de fracturación puede incluir una primera cantidad de particulados con un primer tamaño de partícula promedio de entre aproximadamente 100 y 2000 µp?. En ciertas modalidades, la primera cantidad de particulados puede ser un agente sustentante, por ejemplo arena, cerámica u otras partículas como se entiende en la técnica para mantener abierta una fractura 108 después de completar un tratamiento. En ciertas modalidades la primera cantidad de particulados puede ser un agente de pérdida de fluido, por ejemplo partículas de carbonato de calcio y otros agentes de pérdida de fluido conocidos en la técnica. La lechada de fracturación puede además incluir una segunda cantidad de particulados con un segundo tamaño de partícula promedio entre aproximadamente tres veces y aproximadamente diez veces más pequeño que el primer tamaño de partícula promedio. Por ejemplo, donde el primer tamaño de partícula promedio es de aproximadamente 100 µ?? (un diámetro e partícula promedio, por ejemplo) , el segundo tamaño de partícula promedio puede ser entre aproximadamente 5 µp? y aproximadamente 33 µp?. En ciertas modalidades, el segundo tamaño de partícula promedio puede ser entre aproximadamente siete y veinte veces más pequeño que el primer tamaño de partícula promedio.
En una segunda modalidad, la selección del tamaño de la segunda cantidad de particulados depende de la maximización la fracción de volumen empacada (PVF) de la mezcla de la primera cantidad de particulados y la segunda cantidad de particulados. Un segundo tamaño de partícula promedio de entre aproximadamente cinco a diez veces más pequeño que la primera cantidad de particulados contribuye a maximizar la PVF de la mezcla, pero un tamaño entre aproximadamente tres y diez veces más pequeño y en ciertas modalidades entre aproximadamente tres y veinte veces más pequeño, proporcionará una suficiente PVF para la mayor parte de sistemas. Además, la selección del tamaño de la segunda cantidad de particulados depende de la composición y disponibilidad comercial de particulados del tipo que contiene la segunda cantidad de particulados. Por ejemplo, donde la segunda cantidad de particulados consiste en perlas cerosas, un segundo tamaño de partícula promedio de cuatro veces (4X) más pequeño que el primer tamaño de partícula promedio en lugar de siete veces (7X) más pequeño que el primer tamaño de partícula promedio se puede utilizar si la modalidad 4X es más económica o se encuentra más fácilmente disponible y la PVF de la mezcla aún es suficiente para suspender los particulados de forma aceptable en el fluido portador.
En una tercera modalidad, la lechada de fracturación además incluye una tercera cantidad de particulados con un tamaño de partícula promedio que es más pequeño que el segundo tamaño de partícula promedio. En esta tercera modalidad la PVF de la mezcla de la primera cantidad de particulados, la segunda cantidad de particulados y la tercera cantidad de particulados se puede optimizar o maximizar. Un tercer tamaño de partícula promedio de entre aproximadamente cinco y diez veces más pequeño que la segunda cantidad de particulados contribuye a maximizar la PVF de la mezcla, pero un tamaño de entre tres a diez veces más pequeño y en ciertas modalidades de entre aproximadamente tres y veinte veces más pequeño, proporcionará una PVF suficiente para la mayor parte de los sistemas. En ciertas otras modalidades, la lechada de fracturación 106 puede tener una cuarta o quinta cantidad de partículas. Para los propósitos de optimización de la PVF de la lechada de fracturación 106, más de tres o cuatro tamaños de partícula comúnmente no se requerirán. Se pueden adicionar partículas adicionales por otras razones, como puede ser la composición química de las partículas adicionales, la facilidad de fabricación de ciertos materiales hacia las mismas partículas contra hacia partículas separadas, la disponibilidad comercial de las partículas que tienen ciertas propiedades y otras razones como se entiende en la técnica.
En ciertas modalidades, el sistema 100 incluye un dispositivo de bombeo 112 estructurado para crear una fractura 108 en la formación de interés 104 con la lechada 106. El sistema 100 en ciertas modalidades además incluye dispositivos periféricos como puede ser un mezclador 114, un transportador de particulados 116, tanques de almacenamiento del fluido 118 y otros dispositivos como se entiende en la técnica. En ciertas modalidades, el fluido portador se puede almacenar en el tanque de almacenamiento del fluido 118 o puede sr un fluido creado por los aditivos mezclados con un fluido base en el tanque de almacenamiento del fluido 118 para crear el fluido portador. Los particulados se deben adicionar desde un. transportador 120 en el mezclador 114, pueden ser adicionados por el mezclador 114 y/o se pueden adicionar por medio de otros dispositivos (no se muestra) . En ciertas modalidades, uno o más tamaños de particulados pueden estar pre-mezclados en la mezcla de particulado 111. Por ejemplo, si el sistema 100 incluye una primera cantidad, segunda cantidad y tercera cantidad de particulados, una mezcla de particulado 111 se puede pre mezclar e incluye la primera cantidad, segunda cantidad y tercera cantidad de particulados. En ciertas modalidades, uno o más tamaños de particulado se pueden adicionar en el mezclador 114 u otro dispositivo. Por ejemplo, si el sistema 100 incluye una primera cantidad, segunda cantidad y tercera cantidad de particulados, una mezcla de particulado 111 se puede pre-mezclar e incluye la primera cantidad y la segunda cantidad de particulados, con la tercera cantidad de particulados adicionada en el mezclador 114.
En ciertas modalidades, el fluido de tratamiento 106 incluye un material degradable. En ciertas modalidades, el material degradable se prepara al menos en parte de la segunda cantidad de particulados. Por ejemplo, la segunda cantidad de particulados se puede preparar completamente de material degradable y después del tratamiento de fractura la segunda cantidad de particulados se degrada y fluye desde la fractura 108 en una fase fluida. En otro ejemplo, la segunda cantidad de particulados incluye una parte que es material degradable y después el tratamiento de fractura el material degradable se degrada y las partículas se rompen en partículas suficientemente pequeñas para fluir desde la fractura ^108. En ciertas modalidades, la segunda cantidad de particulados sale de la fractura mediante disolución hacia una fase fluida o por disolución hacia partículas pequeñas y fluye fuera de la fractura.
El fluido de tratamiento 106 incluye un material viscosificador , inactivo en un primer estado y capaz de aumentar la viscosidad de la lechada de fracturación 106 en un segundo estado. La activación para que pase del primer estado al segundo estado se hace mediante un activador. En ciertas modalidades, el activador es el pH o la temperatura. En otras modalidades, el activador puede ser la salinidad, presión u otra modificación mecánica .
La Figura 2 es una ilustración de un fluido de tratamiento 106. El fluido de tratamiento 106 incluye un fluido 202, al menos una primera cantidad de material particulado 204 y al menos una segunda cantidad de material viscosificador 208. En ciertas otras modalidades el fluido de tratamiento 106 además incluye al menos una tercera cantidad de particulados degradables 206. De manera optativa, los particulados se combinan para optimizar la PVF. En ciertas modalidades, los particulados 204, 206, 208 se combinan para tener una PVF superior a 0.70 o superior a 0.80. En ciertas otras modalidades los particulados 204, 206, 208 pueden tener una PVF más alta aproximándose a 0.95.
El material degradable 206 en ciertas modalidades consiste en una cera, una resina soluble en aceite y/o material soluble en hidrocarburos. En ciertas modalidades, el material degradable 206 incluye al menos una lactida, una glicolida, un poliéster alifático, una poli (lactida) , una poli ( glicolida ) , una poli (e-caprolactona) , un poli (ortoester) , un poli (hidroxibutirato) , un policarbonato alifático, un poli ( fosfazeno) y un poli (anhídrido) . En ciertas modalidades, el material degradable incluye al menos uno de: un poli ( sacárido) , dextrano, celulosa, quitina, chitosana, una proteína, un poli ( aminoácido) , un poli (óxido de etileno) y un copolímero que tienen poli (ácido láctico) y poli (ácido glicólico) . En ciertas modalidades, el material degradable tiene un copolímero que incluye una primera porción que tiene al menos un grupo funcional de un grupo hidroxilo, un grupo ácido carboxílico y un grupo ácido hidrocarboxílico, el copolímero además tiene una segunda porción que contiene al menos un ácido glicólico y ácido láctico.
El fluido de tratamiento comúnmente contiene arena y partículas degradables de diferentes tamaños, de forma optativa tiene PVF optimizado. La Figura 3a es una muestra del fluido de tratamiento de acuerdo con una modalidad con una fracción de sólidos alta. La arena está suspendida en la solución debido a la sedimentación impedida. La velocidad de sedimentación de la arena es una función de la fracción de sólidos en la lechada. Para que la arena esté suspendida durante un periodo de tiempo grande es esencial que tenga un volumen de fase sólida en la lechada. La Figura 3B es una muestra del fluido de tratamiento de acuerdo con una segunda modalidad con una fracción de sólido baja. Esta lechada que se muestra se sedimentará a una velocidad mucho mayor que la lechada de la modalidad anterior.
Un ejemplo de un fluido con alto contenido de sólido para el fluido de tratamiento es: arena, ácido poliglicólico (PGA) en agua. La arena tiene un tamaño de partícula promedio de 800 µ?? y está presente en 48% en volumen. El PGA está en dos tamaños de partícula: un primer tamaño de partícula promedio de 150 µ?? y un segundo tamaño de partícula promedio de 8 µ??. El primer tamaño de partícula está presente en 8% en volumen y el segundo tamaño de partícula está presente en 16% en volumen. El agua de-ionizada está presente en 29% en volumen. El PVF de este fluido de tratamiento es de 0.71.
La Figura 4A y 4B son una muestra del mecanismo del método del tratamiento de acuerdo con ciertas modalidades. Después de que el fluido de tratamiento o lechada 400 se coloca en el fondo del agujero, las partículas degradables 411 pasan al estado líquido. Esto disminuye la fracción de sólidos en la lechada acelerando con esto la velocidad de sedimentación de la arena. Para disminuir la velocidad de sedimentación de la arena 413 una vez que la lechada se coloca en el fondo del agujero, la solución se viscosifica utilizando un material viscosificador activado por pH o por temperatura 412. Como se muestra en la Figura 4A, las partículas activadas por pH o temperatura que aumentan la viscosidad cuando se disuelven se adicionan al fluido de tratamiento. Después de que el fluido de tratamiento se coloca en el fondo del agujero, el aumento en la velocidad de sedimentación debido a la disminución en la fracción de volumen sólido se compensa por el aumento en viscosidad de la solución a partir de la disolución del material viscosificador activador por pH o temperatura. El material viscosificador pasa de un primer estado sólido 413 a un segundo estado liquido 414. El material viscosificador accionado por pH se disuelve en agua cuando el PGA se hidroliza y libera ácido. Si se utiliza un viscosificador activado por temperatura, la viscosidad de la fase liquida aumenta tan pronto como el fluido de tratamiento se coloca en el fondo del agujero, gracias al aumento de temperatura entre la superficie y el fondo del agujero.
En una primera modalidad, el material viscosificador es un polímero soluble en ácido que se adiciona al fluido de tratamiento junto con un precursor ácido. El precursor ácido puede ser una de las partículas degradables en la lechada. El polímero soluble en ácido está en la forma de una partícula sólida en las condiciones de la superficie. Como los polímeros solubles en ácido tienen un tamaño de partícula promedio, pueden estar incluidas en el proceso de optimización de PVF. Después de que la lechada se coloca en el fondo del agujero, el precursor ácido libera ácido y cambia el pH de la solución. Las partículas de polímero solubles en ácido se disuelven en el fluido aumentando la viscosidad del fluido. Ejemplos de polímeros solubles en ácido incluyen chitosana o derivados de chitosana como pueden ser N-carboxibutil chitosana o la N-carboximetil chitosana, poliimidas como pueden ser los ejemplos descritos en las patentes U.S. números 6,379,865 o 6,559,245, copolímeros de vinil piridina como los descritos en la patente U.S. Número 7,294,347, o copolímeros de ácido acrílico y/o metacrílico o mezclas de estos polímeros.
En una segunda modalidad, el material viscosificador es un polímero soluble en ácido que se adiciona al fluido del tratamiento junto con un ácido encapsulado o precursores ácidos. El polímero soluble en ácido es del tipo que se describe en la primera modalidad. El ácido que se necesita para activar la disolución del polímero soluble en ácido se adiciona a la mezcla como el ácido encapsulado o precursores ácidos. El ácido encapsulado o precursores ácidos liberan ácido una vez que la lechada alcanza el fondo del agujero. Los ejemplos incluyen PLA encapsulado, otros hidroxi ácidos PGA, cítrico, glicólico, ácido maléico/anhídrido, etc. El material encapsulado puede ser un precursor ácido de polímero sólido. Ejemplos de precursores ácidos de polímero sólido que se pueden utilizar incluyen homopolímeros de ácido láctico, ácido glicólico, hidroxibutirato, hidroxivalerato y épsilon caprolactona, copolímeros aleatorios de al menos dos de ácido láctico, ácido glicólico, hidroxibutirato, hidroxivalerato, épsilon caprolactona, L-serina, L-treonina, L-tirosina, copolímeros en bloque de al menos dos de ácido poliglicólico, ácido poliláctico, hidroxibutirato, hidroxivaletaro , épsilon caprolactona, L-serina, L-treonina, L-tirosina, homopolímeros de etilentereftalato (PET), butilentereftalato (PBT) y etilennaftalato ( PEN) , copolímeros aleatorios de al menos dos de etilentereftalato, butilentereftalato y etilennaftalato, copolímeros en bloque de al menos dos de etilentereftalato, butilentereftalato, etilennaftalato y combinaciones de estos. Algunos de los materiales encapsulados pueden incluir acrílicos, halocarburos, alcohol polivinílico, dispersiones acuosas Aquacoat®, resinas de hidrocarburos, policloruro de vinilo, recubrimientos entéricos Aquateric®, hidroxipropil celulosa (HPC) , ftalato de polivinilacetato, hidroxipropil metil celulosa (HP C) , policloruro de vinilideno, hidroxipropil metil celulosa ptalato (HPMCP) , proteínas, Kynard®, fluoroplásticos , caucho (natural o sintético, caseinatos, maltodextrinas, shellac, caucho clorado, silicona, recubrimientos de poli acetato ftalato de vinilo (por ejemplo Coateric®) , cera microcristalina, mantequillas para recubrimiento, sólidos de leche, estearinas, látex de polidicloruro de vinilo (Darán®), molasas, sacarosa, dextrinas, nailon, tensoactivos, sistemas de recubrimiento Opadry®, sistemas de recubrimiento Surelease®, entéricos, cera de parafina, fluorocarbonos Teflon®, polimetacrilatos Eudragits®, fenólicos, ceras, alcohol vinílico etoxilado, copolímeros de alcohol vinílico, polilactidas , zeina, grasas, poliaminoácidos , ácidos grasos, gelatina de polietileno, polietilen glicol, glicéridos, poli acetato vinílico, gomas vegetales y polivinil pirrolidona.
En una tercera modalidad, el material viscosificador es un polímero soluble en la base que se adiciona al fluido de tratamiento junto con un precursor base o una base débil. La lechada que contiene arena y partículas de polímero soluble en la base y el precursor base se inyectan a la formación. El polímero soluble en la base se disuelven en el fluido porque el aumento en el pH del precursor base aumenta la viscosidad de la lechada. La velocidad de sedimentación de la arena disminuye y después del tratamiento las partículas de polímero disueltas crean espacios huecos en el paquete. Ejemplos de polímeros solubles en la base incluyen copolímeros que contienen anhídrido maléico. Un ejemplo de eso es un copolímero de anhídrido maléico e isobutileno que es fabricado por Kuraray Company y se vende con el nombre de ISOBAM. Otros ejemplos incluyen látex hinchable con álcali como se describe en la publicación U.S. número 2008/0190615. Ejemplos de agentes que aumentan el pH incluyen urea y sus derivados, bases débiles, hidróxidos y óxidos de metales alcalinos y alcalinotérreos , bases encapsuladas que se pueden liberar hacia el fluido en el fondo del agujero.
En una cuarta modalidad, el material viscosificador son partículas de polímero que se disuelven a altas temperaturas. El fluido de tratamiento consiste en arena, agua/salmuera y partículas de polímero que se disuelven a altas temperaturas. La lechada se utiliza para portar arena desde la superficie hasta una formación subterránea. Después de que la arena llega a su destino, su velocidad de sedimentación se hace lenta aumentando la viscosidad que resulta de la disolución de partículas de polímero en la salmuera a temperaturas altas. Ejemplos de polímeros solubles a temperaturas altas son los polisacáridos , como puede ser algarrobilla, celulosa, carboximetil celulosa de sodio, almidón, Konjac, agaroide y cualquier derivado de estos materiales.
En algunas modalidades, los fluidos de tratamiento de forma optativa pueden contener aditivos adicionales, que incluyen, pero no se limitan a, ácidos, aditivos de control de pérdida de fluido, gas, inhibidores de corrosión, inhibidores de incrustación, catalizadores, agentes de control de arcilla, insecticidas, reductores de fricción, combinaciones de estos y similares. Por ejemplo, en algunas modalidades, se puede desear espumar el fluido de tratamiento utilizando un gas, como puede ser aire, nitrógeno o dióxido de carbono. En una cierta modalidad, los fluidos de tratamiento pueden contener un aditivo particulado, como puede ser un inhibidor de incrustación .
Los fluidos de tratamiento se pueden utilizar para transportar una variedad de tratamientos subterráneos, que incluyen, pero no se limitan a, operaciones de perforación, tratamientos de fracturación y operaciones de completación (por ejemplo, relleno de grava) . En algunas modalidades, los fluidos de tratamiento se pueden utilizar para tratar una parte de una formación subterránea. En ciertas modalidades, un fluido de tratamiento se puede introducir hacia un agujero del pozo que penetra la formación subterránea. De manera optativa, el fluido de tratamiento además puede contener particulados y otros aditivos adecuados para tratar la formación subterránea. Por ejemplo, al fluido de tratamiento se le puede permitir estar en contacto con la formación subterránea durante un periodo de tiempo. En algunas modalidades, al fluido de tratamiento se le puede permitir estar en contacto con hidrocarburos, fluidos de la formación y/o de forma subsiguiente inyectar los fluidos de tratamiento. Después de un tiempo seleccionado, el fluido de tratamiento se puede recuperar a través del agujero del pozo. En ciertas modalidades, los fluidos de tratamiento se pueden utilizar en tratamientos de fracturación .
El método también es adecuado para el relleno de grava, o para fracturación y relleno de grava en una operación (llamada por ejemplo frac and pack, frac-n-pack, frac-pack, tratamientos StimPac u otros nombres) , los cuales también se utilizan extensamente para estimular la producción de hidrocarburos, agua y otros fluidos de las formaciones subterráneas. Estas operaciones implican bombear una lechada de una fracturación hidráulica o grava en el relleno de grava. En formaciones de baja permeabilidad, la meta de la fracturación hidráulica generalmente es formar fracturas de áreas superficiales altas, largas que generalmente aumentan la magnitud de la vía de flujo de fluido desde la formación hasta el agujero. En formaciones de alta permeabilidad, la meta de un tratamiento de fracturación hidráulico comúnmente es crear una fractura altamente conductora, ancha, corta, con el fin de derivar el daño cerca del agujero hecho durante la perforación y/o completación, para asegurar buena comunicación fluida entre la roca y el agujero y también para aumentar el área superficial disponible para que los fluidos fluyan hacia el agujero.
En ciertas modalidades, los fluidos de tratamiento se pueden utilizar para proporcionar algún grado de control de arena en una parte de la formación subterránea. En las modalidades de control de arena, el fluido de tratamiento se introduce hacia el agujero de pozo que penetra la formación subterránea, de modo que los particulados forman un relleno de grava en o adyacente a una parte de la formación subterránea.
Para facilitar el mejor entendimiento de la invención, se dan los siguientes ejemplos de las modalidades. En ninguna forma los siguientes ejemplos se deben leer para limitar, o definir, el alcance de la invención.
EJEMPLOS
Se realizó una serie de experimentos para demostrar el método de tratamiento de acuerdo con la invención.
Ejemplo 1
Se prepararon dos mezclan que contenían 80 mL de agua de-ionizada (DI) y 0.64g de partículas de polímero de chitosana de peso molecular alto. El pH de una de las mezclas se ajustó a pH = 2.28 utilizando ácido glicólico. Las botellas se calentaron en el horno a 65.5°C (150°F) durante 45 min. Las dos mezclas se analizaron después de calentarlas bajo condiciones estáticas. Se puede ver que las partículas de chitosana en la mezcla de pH ajustado se disolvieron completamente considerando que las partículas de chitosana en la mezcla de agua DI se había sedimentado en el fondo. La viscosidad de la muestra de pH ajustado se muestra en la Figura 5. Se puede ver que la viscosidad de la solución final es mucho mayor que la viscosidad del agua (DI de la mezcla inicial es lcp) como la chitosana disuelta en agua DI en pH bajo.
Ejemplo 2
Se prepararon tres lechadas utilizando arena (800µ??), ácido poliláctico (PLA, 150µp?) , polvo de sílice (3µ??) , partículas de chitosana y agua DI. La composición de las lechadas se muestra en la Tabla 1.
Tabla 1
Las lechadas se envejecieron en el horno a 121.1°C (250°F) durante 24 horas. La lechada Al tiene tres fases después de 24h; una capa en el fondo que contiene una mezcla de arena, PLA y polvo de sílice sedimentados, una capa media de fluido que contiene las 3 µ?? de polvo de sílice y una capa superior de agua libre. En las lechadas A2 y A3, no se observó mucha sedimentación debido al aumento en la viscosidad de la solución, que resulta de la disolución de las partículas de chitosana a media que el PLA se hidroliza y disminuye el pH.
La cantidad de agua libre en la parte superior de la mezcla sedimentada después de 24h a 121.1°C (250°F) se medió para comparar la velocidad de sedimentación de cada una de las lechadas y los resultados se muestran en la Tabla 2 abajo.
Tabla 2
Los datos en la Tabla 2 muestran que la adición de partículas de chitosana a la lechada ayuda a disminuir la velocidad de sedimentación de sólidos.
Ejemplo 3
Se prepararon dos lechadas que contenían PLA, sílice y agua DI de acuerdo con la composición de la Tabla 3. En la lechada B2, las partículas de polímero de chitosana se adicionaron para reducir la velocidad de sedimentación de sílice. Las partículas de PLA se adicionaron para disminuir el pH de la solución a temperatura alta de modo que las partículas de chitosana se pueden disolver en el fluido y aumentar la viscosidad. Se analizó la sedimentación del sílice en las dos lechadas después de calentarlas durante 24 horas a 93.3°C (200°F) . La sílice en la lechada B2 se sedimentó a una velocidad mucho más inferior que la sílice en la lechada Bl.
Tabla 3
La cantidad de agua libre en la parte superior de la mezcla de sedimentación se muestra en la Tabla 4 abajo.
Tabla 4
Ejemplo 4
Un gramo de partículas de ISOBAM se adicionó al agua DI y el pH del fluido se aumento a 12 utilizando NaOH. Las partículas de ISOBAM se disolvieron completamente después de 94h a temperatura ambiente aumentando la viscosidad de la solución. Se analizó la mezcla de 1 gm de partículas de ISOBAM en 25mL de agua DI en pH = 12 antes y después de la disolución de las partículas de ISOBAM. Después de 94h las partículas de ISOBAM se disolvieron completamente .
Ejemplo 5
Se preparó una lechada utilizando arena (800µp?), PGA (150µ?), PGA (8µ?), un precursor base o un amortiguador de pH como puede ser MgO, látex hinchable en álcali y agua. La lechada se colocó en el fondo del agujero y el pH de la lechada aumentó a medida que el precursor base liberó la base en la solución. El látex hinchable con álcali viscosíficó la solución tan pronto como el agua se volvió alcalina. El aumento en viscosidad disminuye la velocidad de sedimentación de la arena.
Claims (51)
1. Un método para tratar una formación subterránea de un agujero de pozo, que consiste en: a. proporcionar un fluido de tratamiento que consiste en un fluido; un material particulado y un material viscosificador, en donde el material viscosificador sea inactivo en un primer estado y pueda aumentar la viscosidad del fluido de tratamiento cuando pase a un segundo estado; b. introducir el fluido de tratamiento en el agujero; y c. proporcionar un activador capaz de activar el material viscosificador para que pase del primer estado al segundo estado.
2. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde el fluido es un fluido portador.
3. El método de acuerdo con la reivindicación 1 o 2, en donde el material particulado es un agente sustentante.
4. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 3, en donde el tratamiento fluido además tiene un material particulado degradable.
5. El método de acuerdo con la reivindicación 4, en donde el material particulado tiene un primer tamaño de partícula y el material particulado degradable tiene un segundo tamaño de partícula promedio, en donde el segundo tamaño de partícula promedio es entre tres y veinte veces más pequeño que el primer tamaño de partícula promedio.
6. El método de acuerdo con la reivindicación 5, en donde el segundo tamaño de partícula promedio es entre cinco y diez veces más pequeño que el primer tamaño de partícula promedio.
7. El método de acuerdo con la reivindicación 5 o 6, en donde el material particulado degradable tiene además una cantidad de particulados con un tercer tamaño de partícula promedio, en donde el tercer tamaño de partícula promedio es entre tres y veinte veces más pequeño que el segundo tamaño de partícula promedio.
8. El método de acuerdo con la reivindicación 7, en donde el tercer tamaño de partícula promedio es entre cinco y diez veces más pequeño que el segundo tamaño de partícula promedio.
9. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 8, en donde el activador es la temperatura .
10. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 9, en donde el activador es el pH.
11. El método de acuerdo con la reivindicación 10, en donde el material viscosificador es un polímero soluble ácido que aumenta la viscosidad del fluido de tratamiento cuando se encuentra en pH ácido.
12. El método de acuerdo con la reivindicación 11, en donde el polímero soluble ácido es chitosana, derivado de chitosana, poliimida, copolímero de vinil piridina, copolímero de ácido acrilico y/o metacrilico o una mezcla de estos.
13. El método de acuerdo con la reivindicación 11 o 12, en donde el fluido de tratamiento además tiene un ácido precursor y el paso para proporcionar el activador se hace liberando ácido del precursor ácido.
14. El método de acuerdo con la reivindicación 13, en donde el precursor ácido está encapsulado.
15. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 11 a 14, en donde el fluido de tratamiento además tiene un ácido y el paso para proporcionar el activador se hace liberando el ácido.
16. El método de acuerdo con la reivindicación 1, en donde el ácido está encapsulado.
17. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 13 a 16, en donde el fluido de tratamiento además tiene un material particulado degradable y el precursor ácidos es el material particulado degradable.
18. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 10 a 17, en donde el material viscosificador es un polímero soluble base que aumenta la viscosidad del fluido de tratamiento cuando se encuentra en pH básico.
19. El método de acuerdo con la reivindicación 18, en donde el polímero soluble base es copolímero que contiene anhídrido maléico, látex hinchable en álcali o una mezcla de estos.
20. El método de acuerdo con la reivindicación 18 o 19, en donde el fluido de tratamiento además tiene un precursor base y el paso para proporcionar el activador se hace liberando la base del precursor base.
21. El método de acuerdo con la reivindicación 20, en donde el precursor base está encapsulado.
22. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 18 a 21, en donde el fluido de tratamiento tiene una base y el paso para proporcionar el activador se hace liberando la base.
23. El método de acuerdo con la reivindicación 22, en donde la base está encapsulada.
24. Un método para disminuir la velocidad de sedimentación de un fluido de tratamiento con un material particulado que consiste en: a) proporcionar el fluido de tratamiento que consiste en el material particulado; b) proporcionar un material viscosificador en el fluido de tratamiento; c) proporcionar un activador capaz de activar el material viscosificador para aumentar la viscosidad del fluido de tratamiento de modo que disminuye la velocidad de sedimentación del material particulado en el fluido de tratamiento disminuya.
25. El método de acuerdo con la reivindicación 24, en donde el activador es la temperatura.
26. El método de acuerdo con la reivindicación 24 o 25, en donde el activador es el pH.
27. El método de acuerdo con la reivindicación 26, en donde el material viscosificador es un polímero soluble en ácido que aumenta la viscosidad del fluido de tratamiento cuando tiene pH ácido.
28. El método de acuerdo con la reivindicación 27, en donde el fluido de tratamiento además contiene un precursor ácido y el paso para proporcionar el activador se hace liberando el ácido del precursor ácido.
29. El método de acuerdo con la reivindicación 28, en donde el precursor ácido está encapsulado.
30. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 27 a 29, en donde el fluido de tratamiento además contiene un ácido y el paso para proporcionar el activador se hace liberando el ácido.
31. El método de acuerdo con la reivindicación 30, en donde el ácido está encapsulado.
32. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 26 a 31, en donde el material viscosificador es un polímero soluble en la base que aumenta la viscosidad del fluido de tratamiento cuando se encuentra en pH básico.
33. El método de acuerdo con la reivindicación 32, en donde el fluido de tratamiento además contiene un precursor base y el paso para proporcionar el activador se hace liberando la base del precursor base.
34. El método de acuerdo con la reivindicación 33, en donde el precursor base está encapsulado.
35. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 32 a 34, en donde el fluido de tratamiento además contiene una base y el paso para proporcionar el activador se hace liberando la base.
36. El método de acuerdo con la reivindicación 35, en donde la base está encapsulada.
37. Un método para evitar la velocidad de sedimentación de un fluido de tratamiento con un material particulado y un material degradable que consiste en: a) proporcionar el fluido de tratamiento que consiste en el material particulado y el material degradable; b) proporcionar un material viscosificador en el fluido de tratamiento; c) proporcionar un activador capaz de activar el material viscosificador para aumentar la viscosidad del fluido de tratamiento cuando el material degradable se disuelva en el fluido de tratamiento, de modo que la velocidad de sedimentación del material particulado en el fluido de tratamiento no cambia.
38. El método de acuerdo con la reivindicación 37, en donde el activador es la temperatura.
39. El método de acuerdo con la reivindicación 37 o 38, en donde el activador es el pH.
40. El método de acuerdo con la reivindicación 39, en donde el material viscosificador es un polímero soluble en ácido que aumenta la viscosidad del fluido del tratamiento cuando se encuentra en pH ácido.
41. El método de acuerdo con la reivindicación 40, en donde el fluido de tratamiento además consiste en un precursor ácido y el paso para proporcionar el activador se hace liberando ácido del precursor ácido.
42. El método de acuerdo con la reivindicación 41, en donde el precursor ácido está encapsulado.
43. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 40 a 42, en donde el fluido de tratamiento además contiene un ácido y el paso para proporcionar el activador se hace liberando el ácido.
44. El método de acuerdo con la reivindicación donde el ácido está encapsulado.
45. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 41 a 44, en donde el precursor ácido está incorporado en el material degradable.
46. El método de acuerdo con la reivindicación 45, en donde el material degradable es ácido poliláctico.
47. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 39 a 46, en donde el material viscosificador es un polímero soluble en la base que aumenta la viscosidad del fluido del tratamiento cuando se encuentra en pH básico.
48. El método de acuerdo con la reivindicación 47, en donde el fluido del tratamiento además contiene un precursor base y el paso para proporcionar el activador se hace liberando la base del precursor base.
49. El método de acuerdo con la reivindicación 48, en donde el precursor base está encapsulado.
50. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 47 a 49, en donde el fluido de tratamiento además contiene una base y el paso para proporcionar el activador se hace liberando la base.
51. El método de acuerdo con la reivindicación 50, en donde la base está encapsulada.
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