MX2012011586A - Fluido de fracturamiento y empaque de base de agua de mar de bajo daño. - Google Patents

Abstract

Un método comprende proporcionar un fluido de tratamiento que comprende un fluido acuoso, y un material particulado de baja pérdida, poner en contacto una formación subterránea con el fluido de tratamiento, y permitir que el material particulado de baja pérdida se desenlace de modo que por lo menos una porción del material particulado de baja pérdida entra a la fase líquida.

Description

FLUIDO DE FRACTURAMIENTO Y EMPAQUE DE BASE DE AGUA DE MAR DE BAJO DAÑO CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere a métodos y composiciones para tratar formaciones subterráneas. De manera más particular, la presente invención se refiere a fluidos de tratamiento que comprenden materiales particulados de baja pérdida que comprenden polímeros y agentes reticuladores , y métodos de uso en operaciones subterráneas.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Los fluidos de tratamiento se pueden usar en una variedad de tratamientos subterráneos, incluyendo, pero no limitado a, tratamientos de estimulación y tratamientos de control de arenas. Como se usa en este documento, el término "tratamiento" o "que trata", se refiere a cualquier operación subterránea que use un fluido en conjunción con una función deseada y/o para un propósito deseado. El término "tratamiento" o "que trata", no implica ninguna acción particular por el fluido o ningún componente particular del mismo.

Una operación de estimulación de producción común que emplea un fluido de tratamiento es la fracturación hidráulica. Las operaciones de fracturacion hidráulica implican en general bombear un fluido de tratamiento (por ejemplo, un fluido de fracturacion) en un pozo de perforación que penetra una formación subterránea a una presión hidráulica suficiente para crear una o más grietas, o "fracturas", en la .formación subterránea. En algunos casos, la fracturación hidráulica se puede usar para aumentar una o más fracturas existentes. "Aumento" de una o más fracturas en una formación subterránea, como ese término se usa en este documento, se define para incluir la extensión o agrandamiento de una o más fracturas naturales o creadas previamente en la formación subterránea. El fluido de fracturación puede comprender materiales particulados, frecuentemente referidos como "materiales particulados apuntalantes", que se pueden depositar en las fracturas. Los materiales particulados apuntalantes funcionan, ínter alia, para evitar que las fracturas se cierren completamente en la liberación de la presión hidráulica, formando canales conductivos a través de los cuales los fluidos pueden fluir al pozo de perforación. Una vez que por lo menos una fractura se crea y los materiales particulados apuntalantes están sustancialmente en su lugar, el fluido de fracturación se puede "degradar" (es 'decir, la viscosidad del fluido se reduce) , y el fluido de fracturación se puede recuperar de la formación.

Los fluidos de tratamiento también se usan en tratamientos de control de arena, tal como el empaque de grava. En los tratamientos de empaque de grava, un fluido de tratamiento suspende los materiales particulados (comúnmente referidos como "materiales particulados de grava") que se depositan en un área deseada en un pozo de perforación, por ejemplo, cerca de zonas dé formación no consolidadas o débilmente consolidadas, para formar un empaque de grava para mejorar el control de arenas. Un tipo común de operación de empaque de grava implica colocar una criba de control de arena en el pozo de perforación y empacar el anillo entre la criba y el pozo de perforación con los materiales particulados de grava de un tamaño específico diseñado para evitar el pasaje de la arena de formación. Los materiales particulados de grava actúan, ínter alia, para evitar que los materiales particulados de formación obstruyan la criba o migren con los hidrocarburos producidos, y la criba, inter alia, para evitar que los materiales particulados entren a la tubería de producción. Una vez que el empaque de grava está sustancialmente en su ' lugar, la viscosidad del fluido de tratamiento se puede reducir para permitirle que se recupere. En algunas situaciones, los tratamientos de fracturación y empaque de grava se combinan en un solo tratamiento. En tales operaciones de "fracturamiento y empaque", los tratamientos se completan generalmente con un ensamblaje de criba de empaque de grava en su lugar con el tratamiento de fracturación hidráulica que se bombea a través del espacio anular entre el tubo de revestimiento y. la criba. En esta situación, el tratamiento de fracturación hidráulica termina en una condición de criba de salida, creando un empaque de grava anular entre la criba y el tubo de revestimiento. En otros casos, el tratamiento de fracturación se puede llevar a cabo antes de instalar la criba y colocar un empaque de grava.

El mantenimiento de viscosidad suficiente es importante en los tratamientos de fracturación y control de arena para el transporte particulado y/o para crear o aumentar el ancho de la fractura. También, el mantenimiento de suficiente viscosidad puede ser importante para controlar y/o reducir la pérdida de fluido en la formación. Al mismo tiempo, el manteniendo de suficiente viscosidad del fluido de tratamiento es frecuentemente deseable, también puede ser deseable para mantener la viscosidad del fluido de tratamiento de tal manera que la viscosidad también se puede reducir fácilmente en un tiempo particular, ínter alia, para recuperación subsecuente del fluido de la formación.

Para proporcionar la viscosidad deseada, se agregan comúnmente agentes gelificantes a los fluidos de tratamiento.

El término "agente gelificante" se define en este documento para incluir cualquier sustancia que sea capaz de incrementar la viscosidad de un fluido, por ejemplo, al formar un gel. Ejemplos de agentes gelificantes poliméricos comúnmente usados incluyen, pero no se limitan a, gomas de guar, derivados de las mismas y similares. Para incrementar adicionalmente l ' viscosidad de un fluido de tratamiento, frecuentemente el. agente gelificante se retícula con el uso de un agente reticulado. Agentes reticuladores convencionales comprenden usualmente un ion de metal que interactúa con por lo menos dos moléculas del agente gelificante para formar una reticulación entre ellas, formando en consecuencia un "agente gelificante reticulado". En algunas aplicaciones, los agentes reticuladores actúan un con intervalo de pH específico mediante lo cual la reticulación que se forma se puede revertir ya sea al elevar o al disminuir el pH. Cuando se usan en algunas aplicaciones tales como agua de mar, la modificación del pH puede dar por resultado la formación de compuestos adicionales que pueden ser perjudiciales a la formación tales como precipitados producidos debido a la presencia de varios iones en el agua de mar.

Además de esos componentes planteados en lo anterior, se pueden usar aditivos de pérdida de fluido convencionales para evitar o limitar la cantidad de pérdida de fluido a la formación, por ejemplo durante una operación de fracturación hidráulica. Los aditivos de control de pérdida de fluido típicos para estimulación de fluidos pueden comprender sólidos tales como sal molida, carbonato de calcio molido, almidón y similares. En algunos casos, un agente gelificante puede actuar como un aditivo de pérdida de fluido al evitar el flujo del fluido en la formación subterránea. Estos materiales pueden ser difíciles de remover de las fracturas, particularmente después de que la fractura sea puntal abierta por la introducción de materiales particulados apuntalantes. La presencia de aditivos de pérdida de fluido no removidos puede dar por resultado una reducción significativa en la capacidad de flujo de producción de la fractura. Además de la reducción en la capacidad de flujo, el uso de aditivos de pérdida del fluido convencionales puede incrementar la complejidad y costo de un fluido de tratamiento y/o una aplicación subterránea que usa ese fluido. Por otra parte, muchos aditivos de pérdida de fluido convencionales reducen permanentemente la permeabilidad de una formación subterránea, afectan la reología del fluido de tratamiento en el cual se usan, y/o reducen la velocidad en la cual el fluido se deja penetrar o fugar en la formación subterránea. En los términos de colocación del fluido de tratamiento en la formación subterránea, cualquier intento de incrementar la viscosidad del fluido de estimulación a un nivel mediante el cual la pérdida de fluido se puede controlar sin usar cantidades significativas de aditivos de pérdida de fluido particulados puede dar por resultado un incremento en las presiones de fricción que resultan del fluido de viscosidad más alta. Esto puede limitar la velocidad de bombeo y disminuir la capacidad de producir una longitud de fractura deseada.

En algunos casos, mientras que puede ser deseable controlar o evitar la pérdida de fluido durante un periodo de tiempo dado, puede ser deseable permitir que el fluido de tratamiento penetre o se fugue en la formación subterránea, o incremente la permeabilidad de la formación subterránea, en algún punto posterior en el tiempo. Pueden requerir operaciones costosas y consumidoras de tiempo para revertir los efectos de los aditivos de control de pérdida de fluidos convencionales en el fluido de tratamiento y/o de restaurar la permeabilidad para esas porciones de la formación subterránea afectadas por los aditivos de control de pérdida de fluido.

SUMARIO DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere a métodos y composiciones para tratar formaciones subterráneas. De manera más particular, la presente invención se refiere a fluidos de tratamiento que comprenden materiales particulados de baja pérdida que comprenden polímeros y agentes reticuladores , y métodos de uso en operaciones subterráneas.

En un aspecto de la presente invención, un método comprende proporcionar un fluido -de tratamiento que comprende un fluido acuoso, y un material particulado de baja pérdida; poner en contacto una formación subterránea con el fluido de tratamiento; y permitir que el material particulado de baja pérdida se desenlace de modo que por lo menos una porción del material particulado de baja pérdida entra a la fase liquida.

En otro aspecto de la presente invención, un método comprende proporcionar un fluido de tratamiento que comprende un fluido acuoso, un material particulado de baja pérdida, materiales particulados apuntalantes; poner en contacto una formación subterránea con el fluido de tratamiento en una presión suficiente para crear por lo menos una fractura en la misma; poner en contacto por lo menos una porción del fluido de tratamiento con un degradador en donde el material particulado de baja pérdida se desenlaza a que por lo menos una porción del material particulado de baja pérdida entra a la fase líquida; y recuperar por lo menos una porción del fluido de tratamiento.

En aún otro aspecto de la presente invención, un fluido de tratamiento comprende un fluido acuoso; y un material particulado de baja pérdida, en donde el material particulado de baja pérdida comprende un polímero de peso molecular bajo y un agente reticulado.

Las características y ventajas de la presente invención serán evidentes para aquellas personas expertas en la técnica. Aunque numerosos cambios se pueden hacer por esas personas expertas en la técnica, tales cambios están dentro del alcance de la invención.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS Estas figuras ilustran ciertos aspectos de algunas de las modalidades de la presente invención, y no deben usar para limitar o definir la invención.

La Figura 1 ilustra un perfil de permeabilidad recuperado para un fluido de tratamiento preparado de acuerdo con una modalidad de la presente invención.

La Figura 2 ilustra otro perfil de permeabilidad recuperado para un fluido de tratamiento preparado de acuerdo con una modalidad de la presente invención.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere a métodos y composiciones para tratar formaciones subterráneas . De manera más particular, la presente invención se refiere a fluidos de tratamiento que comprenden materiales particulados de baja pérdida que comprenden polímeros y agentes reticuladores , y métodos de uso en operaciones subterráneas.

Los fluidos del tratamiento de la presente invención pueden proporcionar una variedad de ventajas, no todas de las cuales se plantearán en este documento. El uso de agua de mar uede limitar la canr. i.dad y ipos cié aditivos que se pueden usar en el fluido de tratamiento, limitando el intervalo de propiedades que se pueden lograr con los aditivos tradicionales.' El uso de los fluidos del tratamiento de la presente invención puede permitir un fluido de fracturación de viscosidad más alta con una concentración más baja de agente gelificante y reticulador cuando se usa agua de mar como el fluido de base acuosa. Además, los fluidos de tratamiento de la presente invención pueden tener propiedades reológicas incrementadas tal que no se puede requerir un aditivo de péi d i -ia de . f] u ido salido separado. Los probLomas asociados con la degradación y remoción de aditivos de pérdida de fluido sólidos se pueden evitar de esta manera aunque se mantiene un nivel deseado de control de alta pérdida .

Los materiales particulados de baja pérdida de la presente invención comprenden en general un polímero y un agente reticulado. En algunas modalidades, los materiales particulados de baja pérdida pueden comprender un componente de un fluido de tratamiento. Los fluidos de tratamiento de la presente invención comprenden en general un fluido de base acuosa y un material particulado de baja pérdida que comprenden un polímero de peso molecular bajo, y un agente reticulado. Entre otras cosas, los fluidos de tratamiento de la presente invención pueden mostrar propiedades reológicas aumentadas y una recuperación incrementada cuando se comparan con otros fluid¦>.·; de tratamiento.

Materiales particulados de baja pérdida adecuados para el uso con la presente invención comprenden en general un polímero y un agente reticulado. Un agente amortiguador se puede usar para preparar los materiales particulados de baja pérdida y se pueden incluir opcionalmente en los materiales particulados de baja pérdida de la presente invención. El polímero puede comprender cualquier polímero capaz de ser reticulado con un agente reticulado. Los materiales particulados de baja pérdida se pueden gelatinizar, secar y moler, o extruw para foí mar partículas con formas en general esféricas, fibrosas, poligonales (tales como materiales cúbicos), similares a hojuelas, similares a barras, o similares a hilos. En general, la combinación del polímero y el agente reticulador puede ser en una forma gelatinosa, semisólida , o pai ticulada s;ólida. En una modal id d, los materiales pai i: Lculados de La ja pérdida pueden estar presentes en el fluido de tratamiento en una cantidad que varia de aproximadamente 2.3 a 54 kg (5 a aproximadamente 120 libras) por cada mil galones (3.8 m3) de fluido de tratamiento .

La distribución de tamaño de los materiales particulados de baja pérdida se puede seleccionar para conectar las gargantas de poro de una formación subterránea en la cual los materiales particulados de baja pérdida se introducen. Hablando generalmente, La distribución de tamaño de partícula de los materiales particulados de baja pérdida debe ser suficiente para conectarse y sellar la abertura pozo abajo deseada. Por ejemplo, si las gargantas de poro (es decir, orificios muy pequeños) en una porción de una formación subterránea se van a conectar, posteriormente sería benéfico usar materiales particulados de baja pérdida más pequeños. Un intervalo de tamaño adecuado para ese tipo de aplicación variaría de aproximadamente 0.1 mieras a aproximadamente 200 mieras. En otras aplicaciones, serán apropiados mato i i.ales particuJ ado de baja pérdida más grandes, por ejemplo, cuando so conectan en un empaque de grava. Intervalos de tamaño adecuados para tales aplicaciones incluyen aproximadamente 1 miera a aproximadamente 1 milímetro. En otras aplicaciones, el intervalo de tamaño de partícula puede ser de aproximadamente 5 mieras a aproximadamente 8 milímetros. Este intervalo se puede preferir cuando, por ejemplo, la operación implica el sellado en perforaciones u otros orificios, tales como objetos que tienen una plu:: iclad de agujeros.

Los materiales particulados de baja pérdida comprenden un polímero. Los polímeros adecuados para el uso con los materiales particulados de baja pérdida de la presente invención pueden comprender polímeros modificados o derivados. Los polímeros modificados pueden incluir modificaciones hidrófóbicas que incluyen la incorporación de grupos hidrofóbicos en una estructura de polímero hidrofílico. En ciertas modalidades, los materiales particulados de baja pérdida comprenden una cadena principal de polímero hi<J t:of ílico y ramificación de alquilo de 4 a 22 carbonos (por ejemplo, 6 carbonos, 8 carbonos, 10 carbonos, 12 carbonos, 14 carbonos, 16 carbonos, 18 carbonos, 20 carbonos) . En ciertas modalidades, los materiales particulados de baja pérdida pueden comprender un polielectrolito que contiene solo un tipo de carga, por ejemplo, un polímero aniónico o catiónico. Ejemplos de materiales particulados de baja pérdida adecuados incluyen, pero no se limitan a, polisacáridos modificados y derivados de los mismos que contienen uno o más de estas unidades de monosacárido : galactosa; mañosa; glucósido; glucosa; xilosa; arabinosa; fructosa, ácido glucurónico, o sulfato de piranosilo. Ejemplos de polisacáridos modificados adecuados incluyen, pero no se limitan .a, goma guar modificada y derivados de la misma, tales como guar de hidroxipropilo modificado y guar de carboxime i Ihi droxipropi lo modificado, y derivados de c-'luLosa modificados, tales como celulosa de hidroxietilo modificada y celulosa de carboximetilo modificada. Adicionalmente, se pueden usar polímeros y copolímeros sintéticos que contienen los grupos funcionales mencionados en lo anterior. Ejemplos de tales polímeros sintéticos incluyen, pero no se limitan a, poliacrilato , un poliacrilato modificado, un polimetacrilato, polimetacrilato modificado, una poliacrilamida, una poliacrilamida modificada, un alcohol polivinílico, un alcohol polivinílico modificado, pol. i vinilpirrolidona y una polivinilpirrolidona modificada. Co ¡.naciones de polímeros modificados también pueden ser adecuadas.

En algunas modalidades de la presente invención, los materiales particulados de baja pérdida pueden comprender un polímero de peso molecular bajo. El peso molecular puede variar dependiendo del polímero específico o combinación de polímeros usados para formar el material particulado de baja pérdida. El peso molecular será en general suficientemente bajo tal que el material particulado de baja pérdida se puede formar y ser adecuado para impartir las propiedades reologicas deseadas a un fluido de tratamiento viscosificado . En una modalidad, el peso molecular del polímero en el material particulado de baja pérdida puede ser suficientemente bajo tal que el polímero es capaz de formar una solución cuando se degrada en material particulado de baja pérdida. P">r ejemplo, el intervalo do peso molecular se puede obtener a través de la despolimerización de polímeros naturales tales como guares o guares derivados. En una modalidad, los polímeros de peso molecular bajo se pueden despolimerizar tal que el peso molecular promedio del polímero de peso molecular bajo es menor que aproximadamente 50% del peso molecular de polímero original. Por ejemplo, el polímero de guar, que se deriva de los frijoles de una planta de guar, pueden tener un peso molecular que varía de 2 a 4 millones, ¦ que se puede reducir a través de la despolimerizac i ''·? al intervalo de peso molecular deseado, varias técnicas por las cuales se describen en este documento. En este ejemplo, el peso molecular del polímero en un material particulado de baja pérdida de base de guar puede variar de aproximadamente 250,000 a aproximadamente 500,000 como se reduce del peso del intervalo de peso molecular natural del polímero de guar. Una persona de experiencia ordinaria en la técnica puede determinar el intervalo de peso molecular apropiado para un polímero específico usado para formar el material particulado de baja pérdida.

El polímero o polímeros de los materiales particulados de baja pérdida se pueden manufacturar mediante cualquier método conocido en la técnica. En tal método, un polímero que tiene un peso molecular relativamente alto se puede someter a despolimerización extensiva mediante lo cual la cadena principal de polímero se divide en segmentos de polímero de cadena relativamente corta. En algunos casos, el polímero se puede derivar. Tales polímeros se pueden hacer mediante técnicas de derivación y despolimerización conocidas en el campo. Algunos de los métodos adecuados de manufactura se describen en la Patente de EUA No. 7, 174, 960, la descripción relevante de la cual se incorpora en este documento a manera de referencia. Otros métodos adecuados de manufactura se describen en la Patente de EUA No. 6,884,884, la descripción relevante de la cual se incorpora en este documento a manera de referencia. En una modalidad, el polímero despc.l iierizado de la presente invención se puede preparar al agregar un polímero (tal como un polisacárido o un polisacárido derivado) que se despolimeriza a un recipiente de reactor junto con una pequeña cantidad de peróxido de hidrógeno y agua. El recipiente de reactor se puede calentar a una temperatura elevada, tal como aproximadamente 38°C (10.0°F), para iniciar la reacción en casos en donde la temperatura ambiental es suficiente para iniciar la reacción. ' Una vez iniciada, la reacción de despolimerización es exotérmica y la temperatura del recipiente del reactor se debe mantener en general en el intervalo de aproximadamente 38°C (100°F) a aproximadamente 76°C (200°F) durante un tiempo suficiente para que el polímero se degrade al peso molecular deseado. Aunque no se propone ser limitado por la teoría,, se cree que el uso de un polímero o po.irreros de peso molecular bajo incrementará la capacidad de limpieza . de la formación subterránea y recuperará los fluidos de tratamiento como el polímero o polímeros de los materiales particulados de baja pérdida que no necesitan de ser despolimerizados dentro del depósito, sino más bien, solo pueden requerir de reticulación.

En otra ' modalidad, uno o más procesos de irradiación se pueden usar para procesar el polímero o polímeros de los materiales particulados de baja pérdida para reducir la distribución de peso molecular. La radiación se puede proporciona por radiación electromagnética, por ejemplo, rayos gamma, rayos x, o rayos ultravioleta. Las dosis aplicadas dependen del grado de despolimerización deseada y el polímero particular o la mezcla de polímero usada como una materia prima. Por ejemplo, altas dosis de radiación pueden degradar los enlaces químicos dentro de los componentes de materia prima y bajas dosis de radiación pueden incrementar en enlace químico (por ejemplo, reticulación) dentro de los componentes de materia prima. Una persona de experiencia ordinaria en la técnica puede determinar la cantidad y tipo de radiación necesaria para despolimerizar un polímero seleccionado para el uso en los materiales particulados de ' baja . pérdida de la presente invención.

Los materiales particulados de baja pérdida comprenden un agente reticulador adecuado, ínter alia, para reticular el polímero del material particulado de baja pérdida. El término "agente reticulador" se define en este documento para incluir cualquier molécula, átomo o ion que es capaz de formar una o más reticulaciones entre las moléculas de un polímero reticulable y/o entre uno o más átomos de una sola molécula de un polímero reticulable. En una modalidad, el agente reticulador puede' ser sensible al pH en que el agente reticulador puede formar una reticulación en un cierto pH pero no en un pH diferente. En estas modalidades, el agente reticulador puede formar reticulaciones reversibles con base en el pH del fluido de tratamiento. El agente reticulador puede comprender un ion de metal que es capaz de reticular por lo menos dos moléculas del polímero reticulable. Ejemplos de agentes reticuladores adecuados incluyen, pero no se limitan a, iones de borato, iones de zirconio, iones de titanio, iones alúmina, iones de antimonio, iones de cromo, iones de hierro, iones de cobre, iones de zinc y/o cualquier otro ion o átomos adecuado capaces de formar una reticulación. Estos iones se pueden proporcionar al proporcionar cualquier compuesto que sea capaz de producir uno o más de estos iones; ejemplos de tales compuestos incluyen, pero no se limitan a, ácido bórico, octaborato tetrahidratado de disodio, diborato de sodio, pentaboratos , ulexita, colemanita, lactato de zirconio, trietanolamina de lactato de zirconio, carbonato de zirconio, acetilacetonato de zirconio, malato de zirconio, citrato de zirconio, diisopropilamiria lactato de zirconio, lactato de zirconio, maleato de titanio, citrato de titanio, lactato de amonio titanio, trietanolamina de titanio, acetilacetonato de titanio, lactato de aluminio, citrato de aluminio, compuestos de antimonio compuestos de cromo, compuestos de hierro, compuestos de cobre, compuestos de zinc, y cualquier combinación de los. mismos. Un ejemplo de un compuesto comercialmente disponible adecuado capaz de proporcionar iones de metal es el reticulador "CL-31MR" disponible de Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, Oklahoma. La selección del agente reticulador puede depender, por lo menos en parte, en el polímero o polímeros en el material particulado de baja pérdida y el · pH en el cual se usaran los materiales particulados. . En ciertas modalidades de la presente invención, el agente reticulador puede estar presente en un material particulado de baja pérdida en donde por lo menos una porción de las moléculas de los materiales particulados de baja pérdida se reticulan por el agente reticulado.

Los agentes reticuladores adecuados pueden estar presentes en los materiales particulados de baja pérdida de la presente invención en una cantidad suficiente para proporcionar, ínter alia, el grado deseado de reticulación entre las moléculas del polímero en los materiales particulados de baja pérdida. En ciertas modalidades, el agente reticulaaor puede estar presente en los materiales particulados de baja pérdida de la presente invención en una cantidad en el . intervalo de aproximadamente 0.01% a aproximadamente 10% en peso de materiales particulados de baja pérdida. Una persona de experiencia en la técnica, con el beneficio de esta descripción, reconocerá el tiempo apropiado y cantidad de agente reticulador para incluir en el fluido de tratamiento de la presente invención con base en, entre otras cosas, las condiciones de temperatura de una aplicación particular, el tipo de polímero usado, el peso molecular del polímero, el grado de modificación reológica deseada dentro del. fluido de tratamiento y/o el pH del fluido de tratamiento.

Se pueden usar agentes amortiguadores para formar los materiales particulados de baja pérdida. En una modalidad, los materiales particulados de baja pérdida se pueden formar al agregar del agente reticulador a una solución que contiene polímero para formar un precipitado útil en la formación de los materiales particulados de baja pérdida. El material precipitado se puede usar, directamente como un material particulado de . baja pérdida, o se puede secar, moler, y reformar para formar un material particulado de baja pérdida de un tamaño y forma deseados. En algunas modalidades, un agente amortiguador se puede agregar a la solución que contiene el polímero durante la formación para controlar la velocidad en la cual el precipitado se forma. Agentes amortiguadores adecuados incluyen cualquier compuesto capaz de mantener el pH de la solución que contiene el polímero. Ejemplos de 'agentes amortiguadores que se pueden usar incluyen, pero no se limitan a, óxido .de magnesio, carbonato de sodio, carbonato de potasio, bicarbonato de sodio, bicarbonato de potasio, y acetato de sodio o potasio, fosfato de sodio o potasio, y fosfato ácido de sodio o potasio, fosfato diácido de sodio o potasio, derivados de los mismos y cualquier combinación de los mismos. Los materiales particulados de baja pérdida resultantes formados de un proceso que comprende un agente amortiguador pueden comprender el agente amortiguador.

Cuando se usa en los materiales particulados de baja pérdida, el agente amortiguador puede estar presente en los materiales particulados de baja pérdida en una cantidad en el intervalo de aproximadamente 0.5% a aproximadamente 10% en peso de los materiales particulados de baja pérdida. En otras modalidades, el agente amortiguador ' puede estar presente en los materiales particulados de baja pérdida de la presente invención en una cantidad en el intervalo de aproximadamente 0.01% a aproximadamente 0.3% en peso de los materiales particulados de baja pérdida.

En una modalidad, un fluido de tratamiento comprende los materiales particulados de baja pérdida. Los fluidos de tratamiento de la presente invención comprenden en general un fluido de base acuosa y un material particulado de baja pérdida que comprende un polímero de peso molecular bajo y un agente reticulador.

El fluido de base acuosa usado en los fluidos de tratamiento de la presente invención puede comprender cualquier fluido acuoso adecuado conocido por una persona de experiencia ordinaria en la técnica. Fluidos acuosos adecuados pueden incluir, pero no se limitan a, agua potable, agua de mar (por ejemplo, agua que contiene una o más sales disueltas en la misma) , salmuera (por ejemplo, agua salada saturada) , salmuera ponderada (por ejemplo, una solución acuosa de bromuro de sodio, bromuro de calcio, bromuro de zinc · y similares), o cualquier combinación de los mismos. En general, el agua puede provenir de cualquier fuente, con la condición de que no contenga componentes que pudieran afectar adversamente la estabilidad y/o desempeñó de los fluidos de tratamiento de la presente invención. En ciertas modalidades, la densidad del fluido de base acuosa se puede incrementar, entre otros propósitos, para proporcionar un transporte de partículas adicionales y suspensión en los fluidos de tratamiento de la presente invención. En ciertas modalidades, el pH del fluido de base acuosa se puede ajusfar (por ejemplo, por un agente amortiguador u otro agente ajustador de pH) , entre otros propósitos, para facilitar la hidratación de un agente gelificante opcional, para activar un agente reticulador, para incrementar la viscosidad de fluido de tratamiento (por ejemplo, . activar un reticulador, mantener la estabilidad del material particulado de baja pérdida), y/o para reducir la viscosidad del fluido de tratamiento (por ejemplo, activar un degradador, desactivar un agente reticulador) . En estas¦ modalidades , el pH se puede ajustar a un nivel específico, que puede depender de, entre otros factores, el tipo de material particulado de baja pérdida, y/o agentes reticuladores en el fluido de tratamiento. En general, el pH del fluido puede estar arriba de aproximadamente 9 cuando un fluido gelificado estable se desea y abajo de aproximadamente 9 cuando es deseable para recuperar el fluido de la formación subterránea. Otros intervalos de pH pueden ser adecuados con base en un material particulado de baja pérdida especifico seleccionado para una aplicación especifica.' Una persona de experiencia ordinaria en la técnica, con el beneficio de esta descripción, reconocerá cuando tal necesidad y/o ajustes de pH son apropiados.

En una modalidad, el fluido de tratamiento puede comprender un viscosificante además de los materiales particulados de baja pérdida. En una modalidad, un viscosificante puede incluir cualquier material capaz de incrementar la viscosidad del fluido de tratamiento. Los viscosificantes adecuados .pueden incluir, pero no se limitan a, agentes gelificantes, surfactantes, sales, cualquier otro material capaz de incrementar la viscosidad de un fluido, o cualquier combinación de los mismos. Agentes gelificantes adecuados pueden incluir gomas de galactomanano, gomas de galactomanano modificadas o derivadas, xantano, otros polisacáridos , y derivados de celulosa. Ejemplos adicionales de agentes gel i Jileantes que se pueden usar en la presente invención incluyen pero no se limitan a guar, hidroxipropilguar, carboximetilhidroxipropilguar , carboximetilguar , cabóximetilcelulosa , carboximetilhidroxi-etilcelulosa, y mezclas de los mismos. Agentes gelificantes preferidos incluyen guar e hidroxipropilguar. Otros polímeros naturales o sintéticos que son conocidos en la técnica pero que no se mencionan específicamente en este documento también se pueden usar. El agente gelificante está presente en el fluido de tratamiento en una cantidad en el intervalo de 4.5 a 45 kg (aproxim damente 10 a aproximadamente 100 libras) por cada 3.8 m3 (por 1000 galones) de fluido acuoso, de manera preferente de 11 a 22 kg por cada 3.8 m3 (por 1000 galones) de fluido acuoso. El fluido acuoso está presente en el fluido de tratamiento y por lo menos una cantidad suficiente para hidratar el agente gelificante. ?? una modalidad en la cual el viscosificante es un agente gelificante, los fluidos de tratamiento de la presente invención pueden comprender un agente reticulador adecuado, ínter alia, para reticular el agente gelificante. Se pueden incluir agentes reticuladores en los fluidos de tratamiento de la presente invención para reticular por lo menos una porción de las moléculas del agente gelificante para formar un agente gelificante reticulado.. El agente reticulador puede comprender un ion de metal que es capaz de reticular por lo menos dos moléculas del polímero reticulable. Ejemplos de agentes reticul dores adecuados incluyen, pero no se limitan a, iones de borato, iones de zirconio, iones de titano, iones de aluminio, iones de antimonio, iones de cromo, iones de hierro, iones de cobre, iones de zinc, y/o cualquier otro ion adecuado o átomos capaces de formar una reticulación. Estos iones se pueden proporcionar al proporcionar cualquier compuesto que sea capaz de producir uno o más de estos iones; ejemplos de tales compuestos incluyen, pero no se limitan a, ácido bórico, tetrahidrato de octaborato de disodio, diborato de sodio, pentaboratos, ulexita, colemanita, lactato de zirconio, lactato de trietanolamina de zirconio, carbonado de zirconio, acetilacetonato de zirconio, malato de zirconio, citrato de zirconio, lactato de diisopropilamina de zirconio, lactato de titanio, malato de titanio, citrato de titanio, lactato de titanio-amonio, trietanolamina de titanio, acetilacetonato de titanio, lactato de aluminio, citrato de aluminio, compuestos de antimonio, compuestos de cromo, compuestos de hierro, compuestos de cobre, compuestos de zinc, y cualquier combinación de los mismos. Un ejemplo de un compuesto comercialmente disponible adecuado capaz de proporcionar iones de metal es el reticulador "CL-31TM" disponible de Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, Okla. En una modalidad, el agente reticulador puede ser sensible al pH en que el agente reticulador puede formar una reticulación en un cierto pH pero no en un pH diferente. En estas modalidades, el agente reticulador puede formar reticulaciones reversibles con base en el pH del fluido de tratamiento. La selección del agente reticulador puede depender, por lo menos' en parte, el agente gelificante y el pH del fluido de tratamiento.

En algunas modalidades, el agente reticulador usados dentro del fluido de tratamiento puede comprender un agente reticulador retardado, que se puede formular para formar reticulaciones entre las moléculas de polímero después de un cierto tiempo o bajo ciertas condiciones (por ejemplo, la temperatura, pH, etcétera). En algunas modalidades, el fluido de tratamiento puede comprender un agente de retardo de reticulación, tal como agentes de retardo de reticulación de polisacáridos derivados de guar, o derivados de celulosa. El agente de retardo de reticulación se puede incluir en el fluido de tratamiento, ínter alia, para retardar la reticulación del agente gelificante hasta que se desee. Una persona de experiencia ordinaria en la técnica, con el beneficio de esta, descripción, sabrá la cantidad apropiada del agente de retardo de reticulación para incluir en el fluido de tratamiento.

Agentes reticuladores adecuados pueden estar presentes en los fluidos de tratamiento de la presente invención en una cantidad suficiente para proporcionar, ínter alia, el grado deseado de reticulación entre las moléculas del agente gelificanté. En ciertas modalidades, el agente reticulador puede estar presente en la fase acuosa del fluido de tratamiento de la presente invención en una cantidad en el intervalo de aproximadamente 0.7 kg (1.5 libras) de agente reticulador activo por 3.8 m3 (1000 galones) de fluido de tratamiento (es decir, libras por miles de galones (3.8 m3) o "ppt") a aproximadamente 2.998 kg/m3 (25 ppt) . En ciertas modalidades ejemplares, el agente reticulador puede estar presente en los fluidos de tratamiento de la presente invención en una cantidad- en el intervalo de aproximadamente 0.36 a alrededor de 1.68 kg/m3 (3 ppt a aproximadamente 14 ppt) . Una persona de experiencia ordinaria en la técnica, con el beneficio de esta descripción, reconocerá el tiempo apropiado y cantidad de agente reticulador para incluir en un fluido de tratamiento de la presente invención con base en, entre otras cosas, las condiciones de temperatura de una aplicación particular, el tipo de agente gelificanté usado, el peso molecular del ' agente gelificante, el grado de modificación reológica deseada, y /o el pH del fluido de tratamiento .

A fin de lograr un pH deseado para los fluidos de tratamiento de la presente invención, se puede usar un agente ajustador de pH. Agentes ajustadores de pH adecuados incluyen cualquier compuesto capaz de alterar el pH del fluido de tratamiento. Ejemplos de tales compuestos que se pueden usara incluyen, pero no se limitan a, ácido fórmico, ácido fumárico, ácido acético, anhídrido acético, ácido clorhídrico, hidróxido de sodio, hidróxido de potasio, hidróxido de litio, varios carbonatos, cualquier combinación de los mismos, o cualquier otro agente de control de pH comúnmente usado que no reaccione adversamente con el agente gelificante, reticulador, o agente amortiguador dentro del fluido de tratamiento para evitar su uso de acuerdo con el método de la presente invención. De estos, se prefiere el hidróxido de sodio. Cuando se usa, el compuesto ajustador de pH está generalmente presente en un concentrado de tratamiento en una cantidad en el intervalo de aproximadamente 0.5% a aproximadamente 10% en peso del fluido acuoso en el mismo, y se . puede agregar al fluido de tratamiento en una cantidad tal que el compuesto ajustador de pH está presente en un fluido de tratamiento de la presente invención en una cantidad en el intervalo de aproximadamente 0.01% a aproximadamente 0.3% en peso del fluido acuoso en el mismo .

Agentes amortiguadores se pueden usar con los agentes ajustadores de pH dentro de la fase acuosa de los fluidos de tratamiento para proporcionar un pH deseado. Los fluidos de tratamiento de la presente invención pueden ser estables en un pH de aproximadamente 9 o arriba. Para modalidades que usan agua de mar u otra salmuera, el pH del fluido de tratamiento se puede limitar por el potencial del fluido de tratamiento para formar un precipitado que comprende hidróxidos de iones multivalentes en solución. Tales precipitados tienen el potencial de dañar la formación y bloquear las gargantas de foro dentro de la formación. A fin de reducir la formación de estos precipitados y mantener el pH en el cual el fluido de tratamiento es estable, el fluido de tratamiento puede comprender un agente amortiguador. El agente amortiguador puede neutralizar cualquier ácido generado durante ' la preparación y uso de los fluidos de tratamiento de la presente invención {por ejemplo, de cualquier deqradador que puede estar presente mientras que reduce la tendencia del fluido de tratamiento de formar precipitados. Los agentes amortiguadores adecuados incluyen cualquier compuesto capaz de mantener el pH del fluido de tratamiento mientras que limita la formación de precipitados del fluido de tratamiento. Ejemplos de agentes amortiguadores que se pueden usar con el fluido de tratamiento incluyen, pero no se limitan a, óxido de magnesio, 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, derivados de los mismos, y cualquier combinación de los mismos.

Cuando se usa en - el fluido de tratamiento, el agente amortiguador está generalmente presente en el fluido de tratamiento en una cantidad en el intervalo de aproximadamente 0.5% a .aproximadamente 10% en peso del fluido de tratamiento. En otras modalidades, el agente amortiguador está generalmente presente en los fluidos de tratamiento de la presente invención en una cantidad en el intervalo de aproximadamente 0.01% a aproximadamente 0.3% en peso del fluido de tratamiento. La cantidad de agente amortiguador usado dependerá del cambio de pH deseado. Una persona de experiencia ordinaria en la técnica con el beneficio de esta descripción reconocerá la cantidad apropiada de agente amortiguador para lograr un cambio de pH deseado.

Los fluidos de tratamiento de la presente invención pueden comprender opcionalmente materiales particulados apuntalantes. Los materiales particulados apuntalantes adecuados para el uso en la presente invención pueden comprender cualquier material adecuado para el uso en operaciones subterráneas. Materiales adecuados para estos materiales particulados apuntalantes incluyen, pero no se limitan a, arena, bauxita-, materiales de cerámica, materiales de vidrio, materiales de polímero, materiales de TeflonMR, piezas de cáscara de nuez, materiales particulados resinosos curados que comprenden piezas de cáscara de nuez, piezas de cáscara de semillas, materiales particulados resinosos curados que comprenden piezas de cáscara de semilla, piezas de hueso de fruta, materiales particulados resinosos curados que comprenden piezas de hueso de fruta, madera, materiales particulados compuestos, y combinaciones de los mismos. Los materiales particulados compuestos adecuados pueden comprende un aqlutinante y un material rellenador en donde los materiales rellenadores adecuados incluyen sílice, alúmina, carbón fumante, negro de humo, grafito, mica, dióxido de titanio, metasilicato, silicato de calcio, caolín, talco, zirconia, boro, ceniza volante, microesferas de vidrio huecas, vidrio sólido y combinaciones de los mismos. El tamaño de material particulado apuntalante puede variar en general de aproximadamente 2 malla a aproximadamente 400 malla en la serie de Cribas de E.U.A; sin embargo, en ciertas circunstancias, otros tamaños se pueden desear y serán completamente adecuados para la práctica de la presente invención. En modalidades particulares, los intervalos de distribución de tamaño de ' . materiales particulados apuntalantes preferidos son uno o más de malla 6/12, 8/16, 12/20, 16/30, 20/40, 30/50, 40/60, 40/70, o 50/70. Se debe entender que el término "material particulado apuntalante", como se usa en estas descripción, incluye todas las formas de materiales conocidos, .incluyendo materiales sustancialmente esféricos, materiales fibrosos, materiales poligonales (tales como materiales cúbicos), y mezclas de los mismos. Por otra parte, los materiales fibrosos, que pueden o no ser usados para llevar la presión de una fractura cerrada, se pueden incluir en ciertas modalidades de la presente invención. En ciertas modalidades, los materiales particulados apuntalantes incluidos en los fluidos de tratamiento de la presente invención se pueden recubrir con cualquier resina adecuada o agente adherente conocido con aquellas personas de experiencia ordinaria en la técnica. En ciertas modalidades, los materiales particulados apuntalantes pueden estar presentes en los fluidos de tratamiento de la presente invención en una cantidad en el intervalo de aproximadamente (60 kg/m3) (0.5 libras por galón ("ppg") a 3600 kg/m3 aproximadamente 30 ppg) en volumen del fluido de tratamiento.

Los fluidos de tratamiento de la presente invención pueden incluir opcionalmente una o más de una variedad de aditivos bien conocidos, tales como estabilizadores de gel, aditivos de control de pérdida de fluido, ácidos, inhibidores de corrosión, catalizadores, estabilizadores de arcilla, biocidas, bactericidas, reductores de fricción, gas, surfactantes, solubilizantes y similares. Por ejemplo, en algunas modalidades, se puede desear espumar un fluido de tratamiento de la presente invención usando un gas, tal como aire, nitrógeno, o dióxido de carbono. Esas personas de experiencia ordinaria en la técnica, con el beneficio de esta descripción, serán capaces de determinar los aditivos apropiados para una aplicación particular.

La inclusión de los materiales particulados de baja pérdida en el fluido de tratamiento puede afectar las propiedades reológicas de un fluido de tratamiento que comprende los materiales particulados de baja pérdida, por ejemplo, al formar interacciones asociativas entre los grupos de los polímeros, un agente reticulador, o ambos para formar enlaces intermoleculares, enlaces inter-particulados , o ambos. Tales interacciones pueden dar por resultado la formación de una red entre los materiales particulados de baja pérdida dentro del fluido de tratamiento. Ya que el material particulado de baja pérdida puede afectar las propiedades reológicas del fluido de tratamiento, los materiales particulados de baja pérdida se pueden usar para incrementar la viscosidad sin la adición de otro viscosificante . En otra modalidad, un fluido de tratamiento que comprende un material particulado de baja pérdida puede reducir la cantidad de viscosificante y/o reticulador requerido para obtener el mismo perfil reológico. En una modalidad, un fluido de tratamiento que comprende materiales particulados de baja pérdida puéde tener una viscosidad incrementada relativa con un fluido de tratamiento sin materiales particulados de baja pérdida. En una modalidad, la viscosidad de un fluido de tratamiento que comprende material particulado de baja pérdida puede incrementarse a aproximadamente 100 centipoises (cP) a aproximadamente 400 cP relativo con un fluido si un material particulado de baja pérdida. La reducción en la cantidad viscosificante usado puede ayudar en la limpieza del fluido después de una operación de tratamiento.

Cuando se usa un agente reticulador sensible a pH con los materiales particulados de baja pérdida y/o el fluido de tratamiento, un agente ajustado de pH (como se describe en lo anterior) se puede usar para elevar el pH del fluido de tratamiento a un intervalo de pH en el cual el agente reticulador forma reticulaciones estables dentro de los materiales particulado-s de baja pérdida y/ el fluido de tratamiento. Un degradador posteriormente se puede usar para cambiar el pH a un intervalo en el cual las reticulaciones se degradan. Cuando los degradadores se usan con el fluido de tratamiento de la presente invención, el agente gelificante se puede degradar. Además, los materiales particulados de baja pérdida se pueden desenlazar y degradar debido a la pérdida de la fuerza cohesiva proporcionada por el agente reticulador con los materiales particulados de baja pérdida. Como se usa en este documento, "desenlace" se desvia el proceso por el cual, las fuerzas atractivas intermoleculares entre las moléculas de polímero de peso molecular bajo y el agente reticulador en los materiales particulados de baja pérdida pierden esa fuerza atractiva. Ya que los materiales particulados de baja pérdida comprenden un polímero de peso molecular bajo, el. polímero en. los materiales particulados de baja pérdida posteriormente pueden disolver y/o formar un fluido de viscosidad baja que se puede remover de la formación subterránea conforme se remueve el fluido de tratamiento. Una ventaja de los métodos y fluido de tratamiento descritos en este documento incluye el uso de los polímeros de peso molecular bajo que pueden no requerir descomposición del polímero adicional (por ejemplo, hidrólisis adicional para formar polímeros de peso molecular más bajo, que son fácilmente removibles del entorno subterráneo. En otras palabras, el fluido de tratamiento que comprende los materiales particulados de baja pérdida puede ser más fácilmente y más completamente removido en el tiempo deseado que los agentes de control de pérdida previa. Esto puede ser benéfico ya que el uso de los materiales particulados de baja pérdida puede minimizar cualquier problema de pérdida de permeabilidad potencial que resultan del uso de agentes de control de pérdida de fluido sólidos, tradicionales.

Para un sistema que usa un reticulador de borato en los materiales particulados de baja pérdida y/o el fluido de tratamiento como un ejemplo, el pH del fluido de tratamiento puede elevar a arriba de aproximadamente 9 usando un agente ajustador de pH . En ese pH, el agente reticulador de compuesto de borato puede formar reticulaciones estables con el agente gelificante en el fluido de tratamiento y mantener las reticulaciones dentro de los materiales particulados de baja pérdida. Cuando el pH desciende abajo de aproximadamente 9, los sitios reticulados dentro del fluido de tratamiento y/o los materiales particulados de baja pérdida y no se pueden reticular. Cuando un fluido de tratamiento de esta invención hace contacto con la formación subterránea que se trata, el pH se puede disminuir a algún grado, el cual inicia el proceso de degradación para el fluido de tratamiento y/o los materiales particulados de baja pérdida. El degradador puede ser efectivo en la degradación de las reticulaciones presentes en los materiales particulados de baja pérdida y los agentes gelificantes reticulados presentes en el fluido de tratamiento a fin de provocar que el fluido de tratamiento se revierta completamente a un fluido delgado en un periodo corto .

En algunas modalidades, un degradador retardado capaz de disminuir el pH del fluido de tratamiento se puede incluir en el fluido de tratamiento. Ejemplos de degradadores retardados que se pueden usar incluyen, pero no se limitan a, varias lactonas, ésteres, ácidos encapsulados y compuestos generadores de ácido lentamente solubles, oxidantes que producen ácidos en la . reacción con agua (tales como poliésteres o poliortoésteres ) , metales reactivos al agua tal como aluminio, litio y magnesio y similares. En ciertas modalidades, el degradador retardado es un éster.

Cuando se use, el degradador está generalmente presente en el fluido . de tratamiento en una cantidad en el intervalo de aproximadamente 0.01% a aproximadamente 1% en peso del fluido acuoso en el mismo. Alternativamente, cualquiera de los degradadores retardados convencionalmente usados empleados con reticuladores de ion de metal se pueden usar, por ejemplo, oxidantes tales como clorito de sodio, bromato de sodio, persulfato de sodio, persulfato de amonio, persulfato de sodio encapsulado, persulfato de potasio o persulfato de amonio y similares. Asi como peróxido de magnesio. Degradadores de enzimas que se pueden emplear incluyen alfa y beta-amilasas , amiloglucosidasa, invertasa, maltasa, celulasa y hemicelulasa . Los degradadores específicos usados, ya sea encapsulados o no, así como también la cantidad de los mismos empleados dependerá del tiempo de degradación deseado, la naturaleza del polímero y el agente reticulador, características de formación y condiciones y otros factores.

La preparación de los fluidos de tratamiento implica en general las etapas de medir un concentrado de fluido de tratamiento en una mezcladora donde se puede mezclar con un fluido acuoso, materiales particulados de baja pérdida, y cualquier aditivo ¦ opcional. La mezcla posteriormente se puede bombear sustancialmente de manera simultánea de la mezcladora y en la formación subterránea que se crea por medio de un pozo de perforación que lo penetra. En tal método, el lapso de tiempo de cuando la medición, mezclado, y proceso de bombeo inicia hasta cuando el fluido de tratamiento alcance la formación subterránea solo será de pocos minutos. Esto permite cambios en las propiedades del fluido de tratamiento para hacerse sobre la superficie como se requiera durante el .tiempo en que el fluido de tratamiento está siendo bombeado. Por ejemplo, en un procedimiento de fracturación llevado a cabo en una formación subterránea para estimular la producción de la formación subterránea, se pueden hacer cambios al fluido de fracturación durante el bombeo del fluido en respuesta a los parámetros pozo abajo continuamente supervisados para lograr los resultados de fracturación deseados, es decir, la viscosidad del fluido de fracturación, la cantidad de material apuntalante llevado por el fluido de fracturación y otras propiedades del fluido de fracturación que se pueden medir continuamente sobre la superficie y cambiar como se requiera para lograr resultados de tratamiento pozo abajo óptimos en tiempo real. Aquellas personas de experiencia ordinaria en la técnica, con el beneficio de esta descripción serán capaces de determinar otros métodos adecuados para la preparación de los fluidos de tratamiento de la presente- invención.

Los métodos de la presente invención se pueden emplear en cualquier tratamiento subterráneo donde se puede usar un fluido de tratamiento. Tratamientos subterráneos adecuados pueden incluir, pero no se limitan a, tratamientos de facturación, tratamientos de fracturamiento y empaque, tratamientos de control de arena (por ejemplo, empaque de grava) , y otros tratamientos adecuados donde un fluido de tratamiento de la presente invención puede ser adecuado. En una modalidad, la presente invención proporciona un método para tratar una porción de una formación subterránea que comprende: proporcionar un fluido de tratamiento que comprende un fluido acuoso, un material particulado de baja pérdida, un agente reticulador, y opcionalmente un agente amortiguador; e introducir el fluido de tratamiento en un pozo de perforación que penetra la formación subterránea. Subsecuente a la introducción del fluido de tratamiento en el pozo de perforación, la viscosidad del fluido de tratamiento se puede reducir en un tiempo deseado, y el fluido de tratamiento de viscosidad reducido se puede recuperar y/o producir de nuevo a través del pozo de perforación.

Para facilitar un mejor un entendimiento de la presente invención, se proporcionan los siguientes ejemplos de ciertos aspectos de algunas modalidades. De ninguna manera los siguientes ejemplos se deben leer para limitar, o definir, el alcance de la invención.

EJEMPLOS EJEMPLO 1 Un fluido de tratamiento para el uso como un fluido de fracturamiento y empaque de baja pérdida se preparó de acuerdo con un diseño para una formación con una permeabilidad de 1 Darey. El fluido se combinó con 688 mi de agua de mar, 312 mi de Instavis (un concentrado de agente gelificante liquido que contiene un agente gelificante de hidroxipropil-guar en una concentración de aproximadamente 36 k (80 libras) por 3.8 m3 (mil galones) de fluido de tratamiento ("ppt") disponibles de Halliburton Energy Services de Houston, Texas) . MO-67 (disponible de Halliburton Energy Services of Houston, Texas) , que es un agente ajustador de pH que comprende NaOH, se agregó en una cantidad suficiente para obtener un pH de aproximadamente 9.3. Un material particulado · de baja pérdida que comprende hidroxipropil-guar reticulado con boro se agregó en una concentración equivalente a 9.60 kg/m3 (80 ppt) . Un reticulador de borato se agregó en una concentración de 0.008 m3 (dos galones) por 3.8 m3 (miles de galones) de fluido de tratamiento ("gpt") (reticulador CL-38, disponible de Halliburton Energy Services of Houston, Texas). Se agregó un degradador de gel en una concentración equivalente a 10 gpt (Vicon NF, disponible de Halliburton Energy Services of Houston, Texas) junto con. un catalizador para la activación del degradador de gel ' en una concentración equivalente a 2 gpt (Cat-OS-1, disponible de Halliburton Energy Services of Houston, Texas). El gel base tuvo una viscosidad de 18.2 cP.

La capacidad de los fluidos de tratamiento de la presente invención para proporcionar un control de pérdida de fluido estática y la permeabilidad . recuperada subsecuente al tratamiento se determina de acuerdo con el siguiente procedimiento. Un material de núcleo sintético que comprende una cerámica que tiene una permeabilidad de 5 mieras se prepara en longitudes' de aproximadamente 4 a 6 cm. Los núcleos tiene un diámetro de aproximadamente 2.4 cm a 2.6 cm. Los núcleos posteriormente se saturan por vacio en salmuera API filtrada. Los núcleos individuales posteriormente se montan en un dispositivo de manguito Hassler. La dirección de flujo de izquierda a derecha se designa como la dirección de producción y de derecha a izquierda se designa como la dirección de tratamiento para simular las direcciones relativas de movimiento en el tratamiento de una formación subterránea actual. Un espaciador hueco se instala adyacente al núcleo para actuar como una cavidad de perforación. La presión y sobrecarga sobre el manguito Hassler se administra al mantener la presión diferencial de la presión del tratamiento que se usa. El núcleo se calienta a posteriormente se mantiene por toda la prueba a una temperatura de 82°C (180°F). El núcleo posteriormente se lava a chorro con 2 mi de salmuera API filtrada en la dirección de producción. La permeabilidad inicial a la salmuera API posteriormente se determina en la dirección de producción por el flujo con una presión diferencial de 20 psi (138 kPa) . Las velocidades se miden cada 25 mi de rendimiento para determinar la permeabilidad inicial. El fluido que se somete a prueba posteriormente se introduce en un depósito en comunicación con las lineas de flujo de dirección de tratamiento durante aproximadamente 90 minutos. Una presión diferencial alta de aproximadamente 500 psi (3.5 MPa) se coloca a través del núcleo en la dirección del tratamiento conforme el fluido de tratamiento se hace fluir en el núcleo. El núcleo posteriormente se apaga durante aproximadamente 60 horas. El retorno o recuperación de la permeabilidad se mide mediante inyección de 500 mi de salmuera API en una velocidad de 5 ml/min a través · del núcleo en la dirección de producción. No se hacen intentos para comprimir o remover químicamente el fluido de prueba de la cara del núcleo. La permeabilidad recuperada posteriormente se determina de los datos de flujo reunidos..

La Figura 1 muestra los resultados de una corrida de prueba de permeabilidad recuperada con el fluido. La prueba mostró una presión posterior de aproximadamente 200 psi (1.4 MPa) y una permeabilidad recuperada de 89%.

EJEMPLO 2 Un segundo fluido de tratamiento para el uso como un fluido de fracturamiento y empaque de baja pérdida se preparó de acuerdo con un diseño para una formación con una permeabilidad de 0.25 Darcy. El fluido se combinó con 688 mi de agua de mar, 312 mi de Instavis (un concentrado de agente gelificante liquido que contiene un agente gelificante de hidroxipropil-guar en una concentración de aproximadamente 36 kg (80 libras) por 3.8 m3 (miles de galones) de fluido de tratamiento ("ppt") disponible de Halliburton Energy Services of Houston, Texas) . MO-67, que es un agente ajustador de pH que comprende NaOH, se agregó en una cantidad suficiente para obtener un pH de aproximadamente 9.3. Un material particulado de baja pérdida que comprende hidroxipropil-guar reticulado con boro se agregó en una concentración equivalente a 80 ppt. Un reticulador de borato se agregó en una concentración de 0.008 m3 (2 galones) por 3.8 m3 (miles de galones) de fluido de tratamiento ("gpt") (reticulador CL-38, disponible de Halliburton Energy Services of Houston, Texas) . Un degradador de gel se agregó en una concentración equivalente a 10 gpt (Vicon NF, disponible de Halliburton Energy Services of Houston, Texas) junto con un catalizador para la activación del degradador de gel en una concentración equivalente a 2 gpt (Cat-OS-1, disponible de Halliburton Energy Services of Houston, Texas). El gel base tuvo una viscosidad de 18.2 cP.

La capacidad de los fluidos de tratamiento de la presente invención proporciona un control de pérdida de fluido estática y la permeabilidad recuperada subsecuente al tratamiento se determina de acuerdo con el siguiente procedimiento. Un material de núcleo sintético que comprende una cerámica que tiene una' permeabilidad de 5 mieras se prepara en longitudes de aproximadamente 4 a 6 cm. Los núcleos tiene un diámetro de aproximadamente 2.4 cm a 2.6 cm. Los núcleos posteriormente se saturan por vacio en salmuera API filtrada. Los núcleos individuales posteriormente se montan en un dispositivo de manguito Hassler. La dirección de flujo de izquierda a derecha se designa como la dirección de producción y de derecha a izquierda se designa como la dirección de tratamiento para simular las direcciones relativas de movimiento en el tratamiento de una formación subterránea actual. Un espaciador hueco se instala adyacente al núcleo para actuar como una - cavidad de perforación. La presión de sobrecarga en el manguito Hassler se administra al mantener la presión diferencial de la presión de tratamiento que se usa. El núcleo se calienta a y posteriormente se mantiene por toda la prueba a una temperatura de 82 °C (180°F). El núcleo posteriormente se lava a chorro con 2 mi de salmuera API filtrada en la dirección de producción. La permeabilidad inicial a la salmuera API posteriormente se determina en la dirección de producción por el flujo con una presión diferencial de 20 psi (138 kPa) . Las velocidades se miden cada 25 mi de rendimiento para determinar la permeabilidad inicial. El fluido que se somete a prueba posteriormente se introduce en un depósito en comunicación con las lineas de flujo de dirección de tratamiento durante aproximadamente 90 minutos. Una presión diferencial alta de aproximadamente 500 psi (3.5 MPa) se coloca a través del núcleo en la dirección del tratamiento conforme el fluido de tratamiento se hace fluir en · el núcleo. El núcleo posteriormente se apaga durante aproximadamente 48 horas. El retorno o recuperación de la permeabilidad se mide mediante inyección de 500 mi de salmuera API en una velocidad de 2 ml/min a través del núcleo en la dirección de producción. No se hacen intentos para comprimir o remover químicamente el fluido de prueba de la cara del núcleo. La permeabilidad recuperada posteriormente se determina de los datos de flujo reunidos .

La Figura 2 muestra los resultados de una corrida de prueba de permeabilidad recuperada con el . fluido. La prueba mostró una presión posterior de aproximadamente 200 psi (1.4 MPa) y una permeabilidad recuperada de 99%.

Por lo tanto, . la presente invención se adaptará para lograr los fines y ventajas mencionados así como también aquellos que son inherentes en la misma. Las modalidades particuladas dadas a conocer en lo anterior se ilustran solamente, ya que la presente invención se puede modificar y practicar en diferentes maneras pero equivalentes evidentes para aquellas personas expertas en la técnica que tienen el beneficio de las enseñanzas en este documento. Adicionalmente , no se proponen limitaciones a los detalles de la construcción o diseño en este documento mostrado, diferente como se describe en las reivindicaciones posteriores. Por lo tanto es evidente que las modalidades ilustrativas particulares . dadas a conocer en lo anterior se pueden alterar o modificar y todas tales variaciones se consideran dentro del alcance de la presente invención. Aunque las composiciones y métodos se describen en términos de "que comprende", "que contiene" o "que incluye" varios componentes o etapas, las composiciones y métodos también pueden "consistir esencialmente de" o "consiste de" los diversos componentes y etapas. Todos los números e intervalos dados a conocer en lo anterior pueden variar por alguna cantidad. Siempre que un intervalo numérico con un límite inferior y un límite superior se dé a conocer, cualquier numero y cualquier intervalo incluido que se encuentra dentro del intervalo se da a conocer específicamente. En particular, cada intervalo de valores (de la forma, "de aproximadamente a aproximadamente b", o equivalentemente, "de aproximadamente a a b", o equivalentemente, "de aproximadamente a-b") dados a conocer en este documento se va a entender que exponen cada número e intervalo abarcado dentro del amplio intervalo de valores. También, los términos en las reivindicaciones tienen su significado ordinario, simple a menos que se defina explícitamente y claramente de otra manera por el titular de la patente. Por otra parte, los artículos indefinidos "un" o "una", como se usan en las reivindicaciones, se define en este documento para proponer uno o más de uno del elemento que se introduce. Si existe cualquier conflicto en los usos de una palabra o término en esta especificación y uno o más documentos de patente u otros que' se pueden incorporar en este documento a manera de referencia, las definiciones que son consistente con esta especificación se deben adoptar.

Claims (20)

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

1. Un método caracterizado porque comprende: proporcionar un fluido de tratamiento que comprende un fluido acuoso, y un material particulado de baja pérdida; poner en contacto una formación subterránea con el fluido de tratamiento; y permitir que el material particulado de baja pérdida se desenlace de modo que por lo menos una porción del material particulado de baja pérdida entre a la fase liquida.

2. Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido acuoso comprende por lo menos un componente seleccionado del grupo que consiste de: agua potable, agua de mar, salmuera y salmuera ponderada.

3. Un método de conformidad con la reivindicación 1 o 2, caracterizado porque el fluido de tratamiento comprende de 2.3 a 54 kg (aproximadamente 5 a aproximadamente 120 libras) de materiales particulados de baja pérdida por 3.8 m3 (miles de galones) de fluido de tratamiento.

4. Un método de conformidad con la reivindicación 1, 2 o 3, caracterizado porque los materiales particulados de baja pérdida comprenden un polímero de peso molecular bajo y un agente reticulador.

5. Un método de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque el polímero de peso molecular bajo se ha despolimerizado .

6. Un método de conformidad con la reivindicación 4 o 5, caracterizado porque el material particulado de baja pérdida comprende de aproximadamente 0.1% a aproximadamente 10% del agente reticulador en peso del material de baja pérdida.

7. Un método de confo.rmidad con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el fluido de tratamiento comprende además un agente amortiguador, y en donde el material particulado de baja pérdida comprende de aproximadamente 0.01% a aproximadamente 10% del agente amortiguador en peso del material particulado de baja pérdida .

8. Un método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el fluido de tratamiento comprende además un agente ajustador de pH.

9. Un método de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque el agente ajustador de pH comprende por lo menos un compuesto seleccionado del grupo que consiste de: ácido fórmico, ácido fumárico, ácido acético, anhídrido acético, ácido clorhídrico, hidróxido de sodio, hidróxido de potasio, hidróxido de litio y cualquier combinación de los mismos .

10. Un método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones anteriores, caracterizado porque el fluido de tratamiento comprende además materiales particulados apuntalantes; la formación subterránea se pone en contacto con el fluido de tratamiento en una presión suficiente para crear por lo menos una fractura en la misma; el material particulado de baja pérdida se desenlaza mediante el contacto con por lo menos una porción del fluido de tratamiento con un degradador y que comprende además la etapa de recuperar por lo menos una porción del fluido de tratamiento.

11. Un método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque además comprende poner en contacto el fluido de tratamiento con un degradador después de que el fluido de tratamiento ha hecho contacto con la formación subterránea .

12. Un método de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque el degradador reduce el pH del fluido de tratamiento para provocar que el material particulado de baja pérdida se desenlace.

13. Un fluido de tratamiento, caracterizado porque comprende : un fluido acuoso; y un material particulado de baja pérdida, en donde el material particulado de baja pérdida comprende un polímero de peso molecular bajo y un agente reticulador .

14. Un fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque además comprende un viscosificante, en donde el fluido de tratamiento tiene una viscosidad mayor que un fluido comparativo que comprende la misma cantidad de fluido acuoso y viscosificante pero no el material particulado de baja pérdida.

15. Un fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 14,. caracterizado porque el fluido de tratamiento tiene una viscosidad incrementada de entre aproximadamente 100 cP y aproximadamente 400 cP relativa con el fluido comparativo.

16. Un fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 13, 14 o 15, caracterizado porque el fluido acuoso comprende por lo menos un componente seleccionado del grupo que consiste de:, agua potable, agua salada, salmuera y salmuera ponderada.

17. Un fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 13, .14, 15 o 16, caracterizado porque el polímero de peso molecular bajo comprende por lo menos un polímero seleccionado del grupo que consiste de: una goma de guar, goma de- guar modificada, hidroxipropilguar , carboximetilhidroxipropilguar, una celulosa modificada, un poliacrilato, un poliacrilato modificado, un polimetacrilato, un polimetacrilato modificado, una poliacrilamida, una poliacrilamida modificada, un . alcohol polivinílico, un alcohol polivinílico modificado, una polivinilpirrolidona , una polivinilpirrolidona modificada y cualquier combinación de los mismos.

18. Un fluido de tratamiento de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 13 a 17, caracterizado porque el agente reticulador comprende un ion de metal, en donde el ion de metal comprende por lo menos un metal seleccionado del grupo que consiste de: boro, zirconio, titanio, aluminio, antimonio,' cromo., hierro, cobre y zinc.

19. Un fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 13 a 18, caracterizado porque el material particulado de baja pérdida comprende además un agente amortiguador y en donde el agente amortiguador comprende por lo menos un material seleccionado del grupo que consiste de: óxido de magnesio, 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, derivados de los mismos, y cualquier combinación de los mismos.

20. Un fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 13 a 19, caracterizado porque el fluido de tratamiento comprende por lo menos un aditivo adicional adicionado del grupo que consiste de: un material particulado apuntalante, un viscosificante, un reticulador, un estabilizador de gel, un aditivo de control de pérdida de fluido, un ácido, un inhibidor de corrosión, un catalizador, un estabilizador de arcilla, un biocida, un bactericida, un reductor de fricción, un gas, un surfactante y un solubilizante .