MX2012015043A - Metodo de tratamiento de un pozo a alta temperatura en contacto con dioxido de carbono. - Google Patents

Abstract

Un método para tratar una formación subterránea se realiza con las etapas de proporcionar una composición que comprende un fluido portador, un agente viscosificante de polímero, dióxido de carbono y una sal del formato o ácido fórmico; inyectar la composición en un pozo; hacer que la composición entre en contacto con la formación subterránea, en donde la temperatura está por encima de 100 grados Celsius en este contacto; y dejar que la composición trate la formación subterránea.

Description

MÉTODO DE TRATAMIENTO DE UN POZO A ALTA TEMPERATURA EN CONTACTO CON DIÓXIDO DE CARBONO Campo de la invención Esta invención se refiere generalmente al arte de hacer y usar tratamiento en campo petrolero en ambientes severos. Más particularmente se refiere a métodos para usar fluidos para ambientes a altas temperaturas en contacto con dióxido de carbono y especialmente a métodos para usar tales fluidos en fluidos de fracturación en un pozo de producción de petróleo y/o gas.

Antecedentes Las declaraciones en esta sección proporcionan meramente la información de los antecedentes en relación con la presente descripción y puede no constituir el arte anterior.

En las operaciones de pozo típicas, varios fluidos de tratamiento se pueden bombear dentro del pozo y eventualmente dentro de la formación para restablecer o mejorar la productividad del pozo. Por ejemplo, un "fluido de fracturación" reactivo o no reactivo o un "fluido de fractura" se puede bombear en el pozo para iniciar y propagar las fracturas en la formación y proporcionar así canales de flujo para facilitar el movimiento de los hidrocarburos hacia el pozo de manera que los hidrocarburos se pueden bombear desde el pozo. En tales operaciones de fracturación, el fluido de fracturación se inyecta hidráulicamente en un pozo que penetra la formación subterránea y es forzado contra los estratos de la formación mediante presión. Los estratos de la formación se fuerzan para agrietar y fracturar, y un agente apuntalante se coloca en la fractura mediante el movimiento de un agente apuntalante que contiene un fluido viscoso en la grieta en la roca. La fractura resultante, con el agente apuntalante en su lugar, proporciona un flujo mejorado del fluido recuperable (es decir, petróleo, gas o agua) en el pozo. E otro ejemplo, un "ácido" o fluido de simulación reactivo se puede inyectar en la formación. Un tratamiento de acidificación de la formación resulta en disolver los materiales en los espacios de los poros de la formación para mejorar el flujo de producción. Es común en todos estos tipos de operaciones adicionar componentes químicos adicionales para tratar la formación. En el caso del agente apuntalante, se pueden usar inhibidores de escala, removedor de la torta de filtro, surfactante, inhibidores de hidrato de gas y otros químicos.

Los agentes de viscosidad basados en geles de polímeros se han usado ampliamente para operaciones de fracturación. Sin embargo, ninguno de dichos métodos permite fluido de fracturas basados en guar o derivados de guar cuando se forman o energizan con CO2 para usarse a temperaturas elevadas debido al bajo pH provocado por el CC½. Los solicitantes encontraron que se pueden usar algunas sales con guar o derivados de guar para su uso en temperaturas elevadas.

Compendio En un primer aspecto, se describe un método. El método comprende la etapa de proporcionar una composición que comprende un fluido portador, un agente viscos ¡ficante de polímero, y un compuesto de ión formato; hacer que la composición entre en contacto con dióxido de carbono; y exponer la composición a una temperatura por encima de 100 grados Celsius.

En un segundo aspecto, se describe una composición. La composición comprende un fluido portador, un agente viscosificante de polímero, dióxido de carbono y un compuesto de ión formato, en donde el dióxido de carbono se presenta con una calidad de espuma de aproximadamente 25% a aproximadamente 80%.

Breve descripción de los dibujos La Figura 1 es un gráfico que compara la viscosidad en el tiempo a aproximadamente 280 °F (138 °C) para el Fluido 1 en 400 psi N2, para el Fluido 2 en 400 psi C02, y para el Fluido 3 que contiene 11% de formato de potasio en 400 psi CO2, respectivamente.

La Figura 2 es un gráfico que compara viscosidad en el tiempo a aproximadamente 280 °F (138 °C) para el Fluido 1 en 400 psi N2, para el Fluido 2 en 400 psi C02, y para el Fluido 3 que contiene 11% formato de potasio en 400 psi C02, respectivamente (todos los fluidos contenían 2% KCI).

La Figura 3 es un gráfico que compara viscosidad en el tiempo a aproximadamente 225 °F (107 °C) para el Fluido 1 en 400 psi N2, para el Fluido 2 en 400 psi C02, y para el Fluido 3 que contiene 1 1% formato de potasio en 400 psi CO2, respectivamente (todos los fluidos contenían 2% KCI).

Descripción detallada Como se usa en la presente, el término "gel" significa una sustancia seleccionada del grupo que consiste de (a) coloides en los cuales la fase dispersa se combina con la fase continua para producir un producto viscoso tipo gelatina, (b) polímeros reticulados, y (c) mezclas de los mismos.

De acuerdo con una primera modalidad, la composición comprende un fluido portador, un agente viscosificante de polímero, dióxido de carbono y un compuesto de ión formato.

El fluido portador puede ser cualquier líquido en el cual el polímeros reticulables y el agente de reticulación se puede disolver, mezclar, suspender o dispersar para facilitar la formación de gel. El fluido portador puede ser agua dulce, una composición acuosa, salmuera, y/o puede incluir una salmuera. Además el fluido portador puede ser un fluido basado en petróleo que incluye petróleo en forma de gel, espuma, o petróleo viscoso.

La composición del fluido puede estar en forma de espuma o energizada con dióxido de carbono en una fase separada, por ejemplo, con una calidad de espuma de aproximadamente 25% a aproximadamente 80%. La calidad de espuma es la fracción de la fase no acuosa. La composición del fluido puede además estar en equilibrio con la atmósfera de dióxido de carbono a una presión por encima de 0 psi a aproximadamente 400 psi o más alta.

El compuesto de ión formato puede ser una sal del formato o un ácido fórmico. El compuesto de ión formato puede estar presente en concentraciones que varían de por debajo de 0.1 % a por encima de 15% peso. Cuando el compuesto de ión formato es una sal del formato, este puede estar presente como un formato de potasio, formato de sodio, u otros formatos, o la combinación.

La composición puede comprender además un compuesto iónico seleccionado del grupo que consiste de: sulfito, oxalato, fosfato, ascorbato, y la combinación de los mismos.

El agente viscosificante de polímero puede ser geles hidratables (por ejemplo, guar, polisacáridos, xantana, diutano, hidroxi-etil-celulosa, etc.), un gel hidratable reticulado. El agente viscosificante de polímero puede ser un polímero reticulable y un agente de reticulación capaz de reticular el polímero.

Un polímero reticulado se forma generalmente haciendo reaccionar o al poner en contacto las proporciones apropiadas de los polímeros reticulables con el agente de reticulación. Sin embargo, la composición que forma el gel necesita solamente contener ya sea los polímeros reticulables o el agente de reticulación. Cuando los polímeros reticulables o el agente de reticulación se omite de la composición, el material omitido se introduce usualmente en la formación subterránea como una bolsa separada, ya sea antes, después o simultáneamente con la introducción de la composición que forma el gel. La composición puede comprender al menos los polímeros reticulables o monómeros capaces de la polimerización para formar un polímero reticulable. En otra modalidad, la composición comprende tanto (a) el agente de reticulación como (b) (i) los polímeros reticulables o (ii) los monómeros polimerizables capaces de formar un polímero reticulable.

Las modalidades de polímeros reticulables incluyen, por ejemplo, polisacáridos tal como galactomanosas sustituidas, tal como gomas guar, polisacáridos de alto peso molecular compuestos de azúcares de mañosa y galactosa, o derivados de guar tal como hidroxipropil guar (HPG), carboximetilhidroxipropil guar (CMHPG) y carboximetil guar (CMG), guar modificados hidrofóbicamente, compuestos que contienen guar, y polímeros sintéticos. El agente de reticulación basado en complejos de boro, titanio, zirconio o aluminio se usan típicamente para aumentar el peso molecular efectivo del polímero y hacerlo más adecuado para uso en pozos a altas temperaturas.

Otras modalidades de polímeros reticulables incluyen polímeros polivinil, polimetacrilamidas, éteres de celulosa, lignosulfonatos, y amonio, metales alcalinos, y tierras alcalinas y sales de los mismos. Los ejemplos más específicos de otros polímeros son polímeros y copolímeros de acrilamida, copolímeros de ácido acrílico-acrilamida, copolímeros de ácido acrílico-metacrilamida, poliacrilamidas, poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas, polimetacrilamidas parcialmente hidrolizadas, alcohol polivinílico, acetato de polivinilo, polialquilenoóxidos, carboxicelulosas, carboxialquilhidroxietil celulosas, hidroxietilcelulosa, otras galactomanosas, heteropolisacáridos obtenidos de la fermentación de azúcar derivada del almidón (por ejemplo, goma de xantana), diutano, y sales de amonio y de metales alcalinos de los mismos.

Los derivados de celulosa se usan además en una modalidad, tal como hidroxietilcelulosa (HEC) o hidroxipropilcelulosa (HPC), carboximetilhidroxietilcelulosa (CMHEC) y carboximeticelulosa (CMC), con o sin agentes de reticulación. La xantana, diutano, y escleroglucano, tres biopolímeros, demostraron tener una excelente capacidad de suspensión-agente apuntalante pero son más caros que los derivados de guar y por lo tanto se han usado menos frecuentemente a menos que se puedan usar en concentraciones menores.

El polímero reticulable está disponible en varias formas tal como una solución acuosa o caldo de cultivo, una solución en gel, un polvo seco, y una dispersión o emulsión de hidrocarburo. Como se conoce bien por los expertos en la materia, diferentes tipos de equipos se emplean para manejar estas diferentes formas de polímeros reticulables.

Otros tipos de agentes de reticulación pueden incluir compuestos orgánicos e inorgánicos bien conocidos por los expertos en la materia. Los agentes de reticulación orgánicos ejemplares incluyen, pero no se limitan a, aldehidos, dialdehídos, fenoles, fenoles sustituidos, hexametilenotetramina y éteres. El fenol, fenil acetato, resorcinol, glutaraldehído, catecol, hidroquinona, ácido gálico, pirogalol, floroglucina, formaldehído, y diviniléter son algunos de los agentes de reticulación orgánicos más típicos. Los agentes de reticulación inorgánicos típicos son metales polivalentes como se describió anteriormente, metales polivalentes quelados, y compuestos capaces de producir metales polivalentes.

De acuerdo con una modalidad adicional, la composición puede comprender un surfactante. Los surfactantes se pueden usar para reducir la tensión superficial entre el solvente y el gas. Los surfactantes pueden ser solubles en agua y tienen suficiente capacidad de hacer espuma para permitir que la composición, cuando es atravesada por un gas, haga espuma y, una vez curada, forma un gel en forma de espuma. Típicamente, el surfactante se usa en una concentración de hasta aproximadamente 10, aproximadamente 0.01 a aproximadamente 5, aproximadamente 0.05 a aproximadamente 3, o aproximadamente 0.1 a aproximadamente 2 por ciento en peso.

El surfactante puede ser sustancialmente cualquier surfactante aniónico, catiónico o no iónico convencional. Los surfactantes aniónicos, catiónicos o no iónicos se conocen bien en general y se encuentran comercialmente disponibles. Los surfactantes ilustrativos incluyen, pero no se limitan a, sulfatos de óxido de alquil polietileno, sulfatos de alquil alquilolamina, sal de éter alcohol sulfato sódica modificada, laurilsulfato de sodio, ácidos perfluoroalcanoicos y sales que tienen aproximadamente 3 a aproximadamente 24 átomos de carbono por molécula (por ejemplo, ácido perfluorooctanoico, ácido perfluoropropanoico, y ácido perfluorononanoico), alquilolamidas grasas modificadas, alquil aril éteres de polioxietileno, octilfenoxietanol, complejos etanolados de alquil guanidina-amina, condensación de sebo amida hidrogenada y óxido de etileno, etileno ciclomido 1-lauril, 2-hidroxi, alcoholato sódico de etileno, metileno carboxilato de sodio, arilsulfonatos de alquilo, naftaleno sulfonato sódico de alquilo, sulfpnatos de hidrocarburo de sodio, sulfonatos de petróleo, alquil aril sulfonatos de sodio lineales, sulfonatos de alfaolefinas, producto de condensación de óxido de propileno con óxido de etileno, sal de sodio de alcoholes grasos sulfatados, octilfenoxi polietoxi etanol, monolaurato de sorbitán, monopalmitato de sorbitán. trioleato de sorbitán, triestearato de polioxietileno sorbitán, triestearato de polioxietileno sorbitán, monooleato de polioxietileno sorbitán, sulfosuccinato de dioctil sodio, resina ftálica de glicerina alquil modificada, octilfenoxi polietoxi etanol, acetilfenoxi polietoxi etanol, cloruro de dimetil didodecenil amonio, yoduro de metil trioctenil amonio, sulfato de sodio tridecil éter, cloruro de trimetil decenil amonio, y cloruro de dibutil dihexadecenil amonio.

De acuerdo con una modalidad adicional, otro gas que forma espuma puede estar presente. El gas que forma espuma es usualmente un gas no condensable. Los gases no condensables ilustrativos incluyen aire, oxígeno, hidrógeno, gases nobles (helio, neón, argón, kriptón, xenón, y radón), gas natural, gases de hidrocarburos (por ejemplo, metano, etano), y nitrógeno.

La cantidad de gas inyectada (cuando se mide a las condiciones de temperatura y presión en la formación subterránea que se trata) es generalmente de aproximadamente 1 a aproximadamente 99 por ciento en volumen basado en el volumen total de los fluidos de tratamiento inyectados en la formación subterránea (es decir, la suma del volumen de gas inyectado más el volumen de composición que forma el gel que forma espuma inyectado).

De acuerdo con una modalidad adicional, la composición puede comprender además un agente apuntalante. Cualquier agente apuntalante convencional (grava) se puede usar. Tales agentes apuntalantes (gravas) pueden ser naturales o sintéticos (que incluyen, pero no se limitan a perlas de vidrio, perlas de cerámica, arena, y bauxita), recubiertos, o que contienen químicos; más de uno se puede usar secuencialmente o en mezclas de diferentes tamaños o diferentes materiales. El agente apuntalante puede ser resina recubierta, resina recubierta precurada, siempre y cuando la resina y cualquier otra sustancia química que se pueda liberar del recubrimiento o entrar en contacto con los otras sustancia químicas de la invención sean compatibles con estos. Los agentes apuntalantes y las gravas en el mismo o en diferentes pozos o tratamientos pueden ser el mismo material y/o el mismo tamaño que otros y el término "agente apuntalante" se debe entender que incluye la grava en esta discusión. En general el agente apuntalante usado tendrá un tamaño de partículas promedio de los materiales dimensionados de aproximadamente 0.15 mm a aproximadamente 2.39 mm (malla de aproximadamente 8 a aproximadamente 100 U. S.), más particularmente, pero no se limitan a 0.25 a 0.43 mm (malla 40/60), de 0.43 a 0.84 mm (malla 20/40), de 0.84 a 1.19 mm (16/20), de 0.84 a 1.68 mm (malla 12/20) y de 0.84 a 2.39 mm (malla 8/20). Normalmente el agente apuntalante estará presente en la lechada en una concentración de aproximadamente 0.12 a aproximadamente 0.96 kg/l, o de aproximadamente 0.12 a aproximadamente 0.72 kg/l, o de aproximadamente 0.12 a aproximadamente 0.54 kg/l. La lechada de agente apuntalante viscosificada se puede diseñar para cada colocación del agente apuntalante homogéneo o heterogéneo en la fractura, como se conoce en la materia.

De acuerdo con una modalidad adicional, la composición puede comprender además aditivos como separadores, antioxidantes, inhibidores de corrosión, agentes de retardo, biocidas, amortiguadores, aditivos de pérdida de fluido, agentes de control de pH, ácidos sólidos, precursores de ácidos sólidos, inhibidores de costra orgánicos, inhibidores de costra inorgánicos, agentes demulsificantes, inhibidores de parafina, inhibidores de corrosión, inhibidores de hidrato de gas, sustancias químicas de tratamiento de asfalteno, agentes de formación de espuma, agentes de pérdida de fluido, agentes de bloqueo de agua, agentes de mejoramiento de EOR, o similares. El aditivo puede ser además un agente biológico.

El fluido se puede usar, por ejemplo, en tratamientos de campos petroleros. Los fluidos se pueden usar además en otras industrias, tales como en limpiadores industriales y domésticos, químicos agrícolas, productos de higiene personal, cosméticos, productos farmacéuticos, estampación y en otros campos.

El fluido se puede usar para llevar a cabo una variedad de tratamientos subterráneos, donde un fluido de tratamiento viscosificado se puede usar, que incluye, pero no se limitan a, operaciones de perforación, tratamientos de fracturación, y operaciones de completamiento (por ejemplo, envoltura con grava). En algunas modalidades, el fluido se puede usar para tratar una porción de una formación subterránea. En ciertas modalidades, el fluido se puede introducir en un pozo que penetra la formación subterránea. Opcionalmente, el fluido puede comprender además particulados y otros aditivos adecuados para el tratamiento de la formación subterránea. Por ejemplo, el fluido puede entrar en contacto con la formación subterránea por un período de tiempo suficiente para reducir la viscosidad del fluido de tratamiento. En algunas modalidades, el fluido puede entrar en contacto con hidrocarburos, fluidos de la formación, y/o fluidos de tratamiento inyectados posteriormente, reduciendo de esta manera la viscosidad del fluido de tratamiento. Después de un tiempo elegido, el fluido se puede recuperar a través del pozo.

En consecuencia, el fluido de la composición es especialmente adecuado para su aplicación en el fondo del pozo a altas temperaturas por encima de 212°F (100°C), o por encima de 250°F (121 °C), o por encima de 270°F (132°C) o incluso por encima de 280°F (138°C).

Los fluidos son adecuados también para envoltura con grava, o para fracturación y envoltura con grava en una operación (llamada, por ejemplo, fractura y envoltura, fractura-envoltura, tratamientos de StimPac, u otros nombres), los cuales se usan además extensivamente para simular la producción de hidrocarburos, agua y otros fluidos de las formaciones subterráneas. Estas operaciones involucran bombear una lechada de "agente apuntalante" (materiales naturales o sintéticos que mantienen abierta una fractura después de que se crea) en fracturación hidráulica o "grava" en una envoltura con grava. En formaciones de baja permeabilidad, el objetivo de la fracturación hidráulica es generalmente para formar fracturas de área de superficie grande y alta que aumenta grandemente la magnitud de la trayectoria del flujo de fluido desde la formación hacia el pozo. En formaciones de alta permeabilidad, el objetivo de un tratamiento de fracturación hidráulica es típicamente crear una fractura altamente conductiva amplia y corta, para evitar el daño cercano al pozo hecho durante la perforación y/o completamiento, para asegurar una buena comunicación de fluidos entre la roca y el pozo y además para aumentar el área de superficie disponible para que los fluidos fluyan en el pozo.

La grava es además un material sintético o natural, el cual puede ser idéntico a, o diferente del agente apuntalante. La envoltura con grava se usa para control de la "arena". La arena es el nombre dado a cualquier material particulado de la formación, tal como arcillas, que podría estar dentro del equipo de producción. La envoltura con grava es un método de control de la arena usado para evitar la producción de arena de la formación, en el cual, por ejemplo una pantalla de acero se coloca en el pozo y el espacio anular circundante se envuelve con grava preparada de un tamaño específico diseñado para evitar el paso de la arena de la formación que podría contaminar el equipo de superficie o subterráneo y reducir los flujos. El objetivo primario de la envoltura con grava es estabilizar la formación provocando problemas mínimos para la productividad del pozo. A veces la envoltura con grava se hace sin una pantalla. Las formaciones de alta permeabilidad están pobremente consolidadas, de manera que se necesita el control de arena; estas además se pueden dañar, de manera que también se necesita la fracturación. Por lo tanto, los tratamientos hidráulicos de fracturación en los cuales se buscan fracturas amplias y cortas se combinan a menudo en una operación única continua ("fractura y envoltura") con envoltura con grava. Para simplicidad, en lo que sigüe se puede hacer referencia a cualquier fracturación hidráulica, fracturación y envoltura con grava en una operación (fractura y envoltura), o envoltura con grava, y esto significa todo junto.

Para facilitar un mejor entendimiento de algunas modalidades, se dan los ejemplos siguientes de las modalidades. De ninguna manera se deben leer los siguientes ejemplos como limitantes, o definiendo, el alcance de las modalidades descritas en la presente.

Ejemplos Se realizó una serie de experimentos para demostrar las propiedades de las composiciones y métodos como se describió anteriormente.

Ejemplo 1 (arte anterior) En un primer ejemplo, se preparó un fluido de acuerdo con el arte anterior. El fluido 1 se preparó con agua corriente, 0.1% cloruro de tetrametil amonio, 0.6% carboximetil hidroxipropil guar (CMHPG), 0.036% bicarbonato de sodio, y 0.12% tiosulfato de sodio pentahidrato. El pH del fluido se ajustó a aproximadamente 5 con ácido acético, y después a aproximadamente 0.04% lactato de sodio y zirconio se añadió como el agente de reticulación. El pH del gel fue de aproximadamente 5.2. La viscosidad a 138 °C (280 °F) se midió con un viscosímetro tipo Fann50, siguiendo el programa API RP 39. El viscosímetro se conectó a un cilindro de gas, y el tipo de gas y la presión del gas se pudieron seleccionar para el fluido probado en el viscosímetro. En un caso, el gel se probó en la atmósfera de nitrógeno (N2) a 400 psi. En otro caso, el mismo gel se probó en la atmósfera de dióxido de carbono (C02) a 400 psi. La viscosidad del gel estuvo por encima de 100 cP (a la tasa de cizallamiento de 100/s) por aproximadamente 41 minutos en N2, mientras que la viscosidad del gel estuvo por encima de 100 cP por solamente aproximadamente 14 minutos en C02. La comparación entre los 2 casos muestra claramente que el C02 podría dañar el gel a altas temperaturas. El daño podría ser provocado por el C02 en el gel que disminuye el pH del fluido. Los geles de guar y derivados de guar se pueden dañar por bajo pH, especialmente a temperaturas elevadas. Cuando el C02 a 2.5 atm (aproximadamente 37 psi) se disuelve en agua, el pH cae hasta aproximadamente 3.7. Cuando el C02 a 10 atm (aproximadamente 147 psi) se disuelve en agua, el pH cae hasta aproximadamente 3.4. En las pruebas mostradas aquí, la presión de C02 fue de aproximadamente 400 psi.

Ejemplo 2 En este ejemplo, el Fluido 1 se preparó con agua corriente, 0.1% cloruro de tetrametil amonio, 0.6% CMHPG, 0.036% bicarbonato de sodio, y 0.12% tiosulfato de sodio pentahidrato. El pH del fluido se ajustó hasta aproximadamente 5 con ácido acético, y luego aproximadamente 0.04% lactato de sodio y zirconio se añadió como el agente de reticulación. El pH del gel fue de aproximadamente 5.2. La viscosidad a 138 °C (280 °F) se midió con un viscosímetro tipo Fann50, siguiendo el programa API RP 39. La viscosidad del Fluido 1 se midió una atmósfera de N2 a aproximadamente 400 psi. El Fluido 2 se preparó de manera similar al Fluido 1 , y el gel se midió en una atmósfera de C02 a aproximadamente 400 psi. El Fluido 3 se preparó de manera similar al Fluido 1 , pero con aproximadamente 11 % (en peso) de formato dé potasio mezclado y disuelto en el fluido, y el Fluido 3 se midió en una atmósfera de C02 a aproximadamente 400 psi. Las curvas de viscosidad se muestran en la Figura 1. La viscosidad del gel del Fluido 1 estuvo por encima de 100 cP (a 100/s) por aproximadamente 41 minutos en N2, mientras que la viscosidad del Fluido 2 estuvo por encima de 100 cP por solamente aproximadamente 14 minutos en C02. Con 1 1% formato de potasio en el Fluido 3, la viscosidad del gel estuvo por encima de 100 cP por aproximadamente 43 minutos en C02, comparable con el Fluido 1 (sin formato de potasio) en N2. La comparación entre los 3 fluidos anteriores muestra claramente que formato protege el fluido del daño del C02 a altas temperaturas.

Ejemplo 3 En este ejemplo, se prueba el fluido con sales duales (por ejemplo, tanto con formato como con KCI). El Fluido 1 se preparó con agua corriente, 2% KCI, 0.1% cloruro de tetrametil amonio, 0.6% CMHPG, 0.036% bicarbonato de sodio, y 0.12% tiosulfato de sodio pentahidrato. El pH del fluido se ajustó hasta aproximadamente 5 con ácido acético, y después aproximadamente 0.04% lactato de sodio y zirconio se añadió como el agente de reticulación. El pH del gel fue de aproximadamente 5.2. La viscosidad a 138 "C (280 °F) se midió con un viscosímetro tipo Fann50, siguiendo el programa API RP 39. El Fluido 1 se midió en una atmósfera de N2 a aproximadamente 400 psi. El Fluido 2 se preparó de manera similar al Fluido 1 , y el gel se midió en una atmósfera de C02 a aproximadamente 400 psi. El Fluido 3 se preparó de manera similar al Fluido 1, pero con aproximadamente 11% (en peso) de formato de potasio mezclado y disuelto en el fluido, y el Fluido 3 se midió en una atmósfera de C02 a aproximadamente 400 psi. Las curvas de viscosidad se muestran en la Figura 2. La viscosidad del gel del Fluido 1 estuvo por encima de 100 cP (a 00/s) por más de 60 minutos en N2, mientras que la viscosidad del gel de Fluido 2 estuvo por encima de 100 cP por solamente aproximadamente 13 minutos en C02. Con 11% de formato de potasio en el Fluido 3, la viscosidad del gel estuvo por encima de 100 cP por aproximadamente 42 minutos en C02, comparable con el Fluido 1 (sin formato de potasio) en N2. La comparación entre los 3 casos anteriores muestra nuevamente que el formato podría proteger el fluido del daño del C02 a altas temperaturas.

Ejemplo 4 En este ejemplo, la sal del formato se probó con otro agente de viscosidad/agente de reticulación. El Fluido 1 se preparó con agua de laboratorio, 2% KCI, 0.6% guar, 0.127o bicarbonato de sodio, 0.24% tiosulfato de sodio pentahidrato, 0.2% ácido acético, 0.04% ácido glicólico, y 0.08% titanato de trietanolamina (el agente de reticulación). El pH del gel fue de aproximadamente 4.5. La viscosidad a 107 °C (225 °F) se midió con un viscosímetro tipo Fann50, siguiendo el programa API RP 39. El Fluido 1 se midió en una atmósfera de N2 a aproximadamente 400 psi. El Fluido 2 se preparó de manera similar al Fluido 1 , y se midió en una atmósfera de C02 a aproximadamente 400 psi. El Fluido 3 se preparó de manera similar al Fluido 1 , pero con aproximadamente 11% (en peso) de formato de potasio mezclado y disuelto en el fluido, y el Fluido 3 se midió en una atmósfera de C02 a aproximadamente 400 psi. Las curvas de viscosidad se muestran en la Figura 3. La viscosidad del Fluido 1 estuvo por encima de 100 cP (a 100/s) por aproximadamente 65 minutos en N2, mientras que la viscosidad del Fluido 2 estuvo por encima de 100 cP por aproximadamente 50 minutos en C02. Con 1% de formato de potasio en el Fluido 3, la viscosidad del gel estuvo por encima de 100 cP por más de 2 horas en C02 con valores de viscosidad mejorados. La comparación entre los 3 fluidos anteriores muestra que el formato protege el Fluido 3 del daño del C02 a altas temperaturas.

Claims (1)

1. Un método que comprende: a. proporcionar una composición que comprende un fluido portador, un agente viscosificante de polímero, y un compuesto de ión formato; b. hacer que la composición entre en contacto con dióxido de carbono; y c. exponer la composición a una temperatura por encima de 100 grados Celsius. El método de la reivindicación 1, en donde el agente viscosificante de polímero es un polímero reticulable y un agente de reticulación capaz de reticular el polímero. El método de la reivindicación 2, en donde el polímero reticulable es un polisacárido soluble en agua. El método de la reivindicación 3, en donde el polímero reticulable es guar o derivado de guar. El método de la reivindicación 4, en donde el polímero reticulable se selecciona del grupo que consiste de guar, hidroxipropil guar (HPG), carboximetilhidroxipropil guar (CMHPG) y carboximetil guar (CMG), guar modificados hidrofóbicamente, compuestos que contienen guar, polímeros sintéticos y combinaciones de los mismos. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5, en donde el compuesto de ¡ón formato es ácido fórmico o sal del formato. El método de la reivindicación 6, en donde la sal del formato es formato de potasio o formato de sodio. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 7, que comprende además un compuesto ¡ón seleccionado del grupo que consiste de: sulfito, oxalato, fosfato, ascorbato, y la combinación de los mismos. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 8, en donde la composición comprende además un agente de formación de espuma. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 9, en donde la etapa de hacer que la composición entre en contacto con dióxido de carbono se hace espumando la composición con dióxido de carbono. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 10, en donde la etapa de hacer que la composición entre en contacto con dióxido de carbono se hace inyectando la composición en un pozo en donde está presente el dióxido de carbono. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 11 , en donde el fluido portador es agua o salmuera. El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 12, en donde la temperatura está por encima de 120 grados Celsius El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 13, en donde la temperatura está por encima de 130 grados Celsius El método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 14, que comprende tratar una formación subterránea, inyectando la composición en un pozo. El método de la reivindicación 15, en donde la temperatura de formación subterránea está por encima de 100 grados Celsius en este contacto. El método de la reivindicación 16, en donde la temperatura está por encima de 120 grados Celsius. El método de la reivindicación 16, en donde la temperatura está por encima de 130 grados Celsius. Una composición que comprende un fluido portador, un agente viscosificante de polímero, dióxido de carbono y un compuesto de ión formato, en donde el dióxido de carbono se presenta con una calidad de espuma de aproximadamente 25% a aproximadamente 80%. La composición de la reivindicación 19, en donde el agente viscosificante de polímero es un polímero reticulable y un agente de reticulación capaz de reticular el polímero. La composición de la reivindicación 20, en donde el polímero reticulable es guar o derivado de guar. La composición de la reivindicación 21 , en donde el polímero reticulable se selecciona del grupo que consiste de guar, hidroxipropil guar (HPG), carboximetilhidroxipropil guar (C HPG) y carboximetil guar (CMG), guar modificados hidrofóbicamente, compuestos que contienen guar, polímeros sintéticos y combinaciones de los mismos. 23. La composición de la reivindicación 19, en donde el fluido portador es agua o salmuera. 24. La composición de la reivindicación 19, en donde el compuesto de ión formato es formato de potasio o formato de sodio. RESUMEN Un método para tratar una formación subterránea se realiza con las etapas de proporcionar una composición que comprende un fluido portador, un agente viscosificante de polímero, dióxido de carbono y una sal del formato o ácido fórmico; inyectar la composición en un pozo; hacer que la composición entre en contacto con la formación subterránea, en donde la temperatura está por encima de 100 grados Celsius en este contacto; y dejar que la composición trate la formación subterránea.