MX2013000143A

MX2013000143A - Fluido rompedor y de desplazamiento.

Info

Publication number: MX2013000143A
Application number: MX2013000143A
Authority: MX
Inventors: Andrew Jones; Mark Luyster; Latosha Moore
Original assignee: Mi Llc
Priority date: 2010-06-30
Filing date: 2011-06-30
Publication date: 2013-03-18
Also published as: US20130213659A1; EP2588557A4; EP2588557B1; WO2012003356A2; EP2588557A2; US10253242B2; US20170058183A1; MX348072B; WO2012003356A3; US9493697B2

Abstract

Un fluido rompedor para romper una torta de filtración en un hoyo. El fluido que incluye un éster hidrolizable de ácido carboxílico, y un quelante, un glicósido de alquilo, o una combinación de éstos. El fluido rompedor puede estar pre-mezclado e incluir una cantidad de agua menor que la requerida para hidrolizar completamente el éster.

Description

FLUIDO ROMPEDOR Y DE DESPLAZAMIENTO ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Durante la perforación de un hoyo, típicamente se usan varios fluidos en el pozo para una variedad de funciones.. Los fluidos se pueden circular a través de una tubería de perforación y la broca hacia dentro del hoyo, y entonces pueden fluir posteriormente hacia arriba a través del hoyo hacia la superficie. Durante esta circulación, el fluido de perforación puede actuar para eliminar los recortes de per oración desde el fondo del agujero hacia la superficie, para suspender los recortes y el material densificante cuando se interrumpe la circulación, para controlar las presiones subsuperficiales, para mantener la integridad del hoyo hasta que la sección del pozo esté revestida y cementada, para aislar los fluidos de la formación subterránea proporcionando La suficiente presión hidrostática para evitar la entrada de Los fluidos de la formación hacia dentro del hoyo, para enfriar y lubricar la sarta de perforación y la broca, y/o para maximizar la velocidad de penetración.

En la mayoría de los procedimientos de perforación subterráneos, el fluido de perforación toma la forma de un "barro", es decir, un líquido que tiene sólidos suspendidos en él. Los sólidos funcionan para impartir las propiedades deseadas al fluido de perforación, tales como aumentar la densidad del mismo con el fin de proporcionar una presión hidros tática adecuada en el fondo del pozo. El barro de perforación puede ser o bien un barro a base de agua o un barro a base de aceite. Un experto en la materia debe apreciar que un barro a base de aceite se basa típicamente en una combinación de aceite y agua en la forma de una emulsión invertida (agua en aceite) .

Los barros de perforación pueden incluir además polímeros, biopolímeros , arcillas y coloides orgánicos para obtener la viscosidad y las propiedades de filtración deseadas. Se pueden añadir minerales pesados, tales como barita, óxidos de manganeso, hematita, óxidos de hierro, carbonato de calcio, para incrementar la densidad. Los sólidos de la formación se incorporan en el barro y f ecuentemente se dispersan en el barro como una consecuencia de la perforación. Además, los barros de perforación pueden contener uno o más aditivos poliméricos naturales y/o sintéticos, que incluyen los aditivos poliméricos que afectan a las propiedades reológicas (por ejemplo, la viscosidad plástica, el valor del punto de fluencia, la resistencia del gel) del barro de perforación, y diluyentes y floculantes poliméricos .

Los aditivos poliméricos incluidos en el fluido de. perforación pueden actuar como agentes de control de la pérdida de fluido. Los agentes de control de la pérdida de fluido, tales como almidón, gomas de xantano, polímeros sintéticos y similares se diseñan para evitar la pérdida de fluido hacia la formación subterránea circundante mediante la reducción de la permeabilidad de las costras de barro formadas sobre la superficie de la roca recién expuesta. Adicion Imente, los aditivos poliméricos se pueden emplear para impartir la capacidad de transporte y la tixotropía suficientes al barro para permitir que el barro transporte los recortes hacia la superficie y para evitar que los recortes se asienten en el barro cuando se interrumpe la oi rculación .

Muchos fluidos de · perforación se pueden diseñar para formar una torta de filtración delgada, de baja permeabilidad para sellar las formaciones subterráneas permeables penetradas por la broca. La torta de filtración es esencial para evitar o reducir tanto la pérdida de fluidos hacia la formación subterránea como la entrada de los fluidos presentes en la formación subterránea. Al terminar la perforación., la torta de filtración puede estabilizar el hoyo durante las operaciones de terminación posteriores, tales como la colocación de un empaque de grava en el hoyo. Las tortas de filtración frecuentemente comprenden partículas obturantes, recortes creados por el proceso de perforación, aditivos poliméricos, y precipitados. Una característica de, un fluido de perforación es retener estas partículas sólidas y semisólidas como una suspensión estable, libre de un asentamiento significativo en la escala de tiempo de las operaciones de perforación.

' La selección del tipo de fluido de perforación que se va a usar en una aplicación de perforación implica un balance cuidadoso tanto de las características buenas como de las características malas de los fluidos de perforación en la aplicación particular y .del tipo de pozo a perforar. Los beneficios primarios de la selección de un fluido de perforación a base de aceite, , conocido además como un barro a base de aceite, incluyen: una estabilidad superior del agujero, especialmente en las formaciones de lutita, la formación de una torta de filtración relativamente más delgada que la torta de filtración creada con un barro a base de agua, una excelente lubricación de la sarta de perforación y las herramientas de fondo del pozo, y la penetración de capas de sal sin el derrumbe o ampliación del agujero, así como otros beneficios que se deben conocer por un experto en 1a materia .

Una característica especialmente beneficiosa de los barros a base de aceite es sus excelentes cualidades de lubricación. Estas propiedades de lubricación permiten la perforación de pozos que tienen una desviación significativa de la vertical, como es típico en las operaciones de perforación costa afuera o en aguas profundas o cuando se desea un pozo horizontal. En este tipo de agujeros altamente desviados, el momento de torsión y el arrastre en la sarta de perforación son un problema significativo debido a que la tubería de perforación se apoya contra el lado inferior del agujero. Frecuentemente el momento de torsión que se debe aplicar a la sarta de perforación es alto cuando se usan barros a base de agua. En cambio, los barros a base de aceite proporcionan una torta de filtración delgada, resbaladiza que ayuda a reducir el momento de torsión en la tubería de perforación, y así se puede justificar el uso de los barros a base de aceite.

A pesar de los muchos beneficios del uso de barros a base de aceite, los mismos tienen desventajas. Generalmente, el uso de los fluidos de perforación y barros a base de aceite tiene altos costos iniciales y operacionales . Estos costos pueden ser significativos en dependencia del diámetro y la profundidad del agujero a perforar. Sin embargo, frecuentemente los mayores costos se pueden justificar si el fluido de perforación a base de aceite evita el derrumbamiento o ampliación del agujero que puede incrementar enormemente el tiempo y los costos de perforación.

La eliminación de los recortes de perforación recubie os de aceite es otra preocupación primordial, especialmente para las operaciones de perforación costa afuera o en aguas profundas. En estos últimos casos, o bien los recortes se deben lavar y librar del aceite con una solución detergente que además se debe eliminar, o los recortes se deben enviar de vuelta a la costa para eliminarlos de una manera ambientalmente segura. Otra consideración que hay que tener en cuenta son las regulaciones gubernamentales locales que pueden restringir el uso de fluidos de perforación y barros a base de aceite por ra zoríes ambientales.

Los barros a base de aceite contienen típicamente un poco de agua, ya sea proveniente de la formulación del fluido de perforación en sí, o el agua se puede añadir intencionalmente para afectar las propiedades del fluido de perforación o barro. En tales emulsiones del tipo agua en aceite, conocidas además como emulsiones invertidas, se usa un emulsionante para estabilizar la emulsión. Generalmente, la emulsión invertida puede contener tanto agentes emulsionantes solubles en agua como solubles en aceite. Los ejemplos típicos de tales emulsionantes incluyen jabones de metales polivalentes, ácidos grasos y jabones de ácidos grasos, y otros compuestos adecuados similares que se deben conocer por un experto en la materia.

Después de que cualquiera de las operaciones de terminación se haya culminado, puede ser necesaria la eliminación de la torta de filtración (ya sea a base de agua o a base de aceite) que queda en las paredes laterales del hoyo. Aunque la formación de la torta de filtración es esencial para las operaciones de perforación, la torta de filtración puede ser un impedimento significativo para la producción de hidrocarburos u otros fluidos del pozo si, por ejemplo, la formación de roca se tapona por la torta de filtración. La torta de filtración puede ser además un impedimento significativo para el uso del pozo como un pozo de inyección a través del cual se pueden inyectar gas (nitrógeno, dióxido de carbono, gas natural y similares) o fluidos acuosos en la formación en un proceso de recuperación secundario o terciario. Debido a que la torta de filtración os compacta, frecuentemente se adhiere fuertemente a la formación y puede que no se pueda limpiar fácilmente o completamente de la cara de la formación por la acción de un í: .1.u .1do solamente.

La. eliminación de la torta de filtración a base de agua se ha llevado a cabo convencionalmente con los tratamientos a base de agua que incluyen: una solución acuosa con ?? oxidante (tal como persulfato) , una solución de ácido clorhídrico, un ácido orgánico (acético, fórmico) , combinaciones de ácidos y oxidantes, y soluciones acuosas que contienen enzimas. Por ejemplo, el uso! de enzimas para eliminar la torta de filtración se describe en la patente de l.os Estados Unidos Núm. 4,1691,818. Los agentes quelantes (por ejemplo, EDTA) se han usado además para promover la disolución del' carbonato de calcio. De acuerdo con las enseñanzas tradicionales, el oxidante y la enzima atacan la fracción de polímeros de la torta de filtración y los ácidos atacan típicamente la fracción de carbonatos (y otros minerales) . Generalmente, los oxidantes y las enzimas son inefectivos en la ruptura de la porción de carbonatos, y los ácidos son inefectivos en las porciones de polímeros.

Una de las cuestiones más problemáticas que enfrenta la eliminación de la torta de filtración implica la formulación de las soluciones de limpieza. Por ejemplo uno de los componentes más comunes en una torta de filtración es el carbonato de calcio, una solución de limpieza incluiría idealmente ácido clorhídrico, el cual reacciona muy rápidamente con el carbonato de calcio. Sin embargo, aunque es efectivo en el tratamiento del carbonato de calcio, tal ácido fuerte es reactivo además con cualquier carbonato de calcio en la .formación (por ejemplo, caliza), y puede ser reactivo o químicamente incompatible con otros componentes deseables de la solución de limpieza. Además, la solución de limpieza puede penetrar en la formación, lo que resulta en pérdidas imprevistas, daños a la formación que posteriormente resultan en sólo una limpieza parcial o la pérdida del control del pozo.

El uso de emulsionantes y surfactantes tradicionales en los sistemas de fluidos de perforación invertidos que forman la torta de filtración puede complicar aún más el proceso de limpieza en las operaciones de terminación a pozo abierto. Específicamente, los fluidos que usan materiales surfactantes y emulsionantes tradicionales pueden requerir el uso de lavados con rompedores y otros surfactantes para penetrar la torta de filtración a base de aceite y revertir la humectabilidad de las partículas residuales. Los fluidos de perforación de emulsión invertida que exhiben una reacción de cambio de fase inducida por un ácido se han descrito anteriormente en las patentes de los Estados Unidos núms . 6,218,342, 6,790,811, y 6,806,233 y la publicación de patente de los Estados Unidos Núm. 2004/0147404, cuyos contenidos se incorporan como referencia en su totalidad. Todos los fluidos descritos en estas referencias contienen una u otra forma de un compuesto de amina terciaria etoxilada que estabiliza la emulsión invertida cuando no se protona. Durante la protonación del compuesto de amina, la emulsión invertida se invierte y se convierte en una emulsión regular. En la mayoría de los casos, la desprotonación del compuesto de amina permite la reformación de una emulsión invertida. La limpieza. de los pozos perforados con este fluido de perforación de emulsión invertida se puede simplificar mediante el uso de un fluido de lavado que contiene un ácido orí una concentración suficiente para protonar el surfactante do amina en el fluido de perforación (y por lo tanto la torta do filtración) .

Los agentes densificantes se utilizan para incrementar la densidad de las soluciones de limpieza. Los agentes densificantes permiten que las soluciones se correspondan con la densidad del fluido de perforación y proporcionan la altura, hidrostática suficiente de manera que el pozo pueda permanecer bajo control. Las salmueras de alta densidad que contienen sales de metales alcalinos y alcalinotérreos son ejemplos de tales agentes densificantes.

Una desventaja de usar tantos productos químicos diferentes es la necesidad de mezclarlos en el sitio del po .o. La mezcla de fluidos en el sitio del pozo es típicamente más costosa e inconveniente que la mezcla en otro Jugar. El espacio y las instalaciones están limitados en el sitio del pozo. Por consiguiente, existe una necesidad de unos fluidos de limpieza que minimicen la necesidad de mezclar los productos quimicos en el sitio del pozo.

Efectos secundarios no intencionados pueden surgir además a partir de la combinación de los diferentes productos químicos usados para formar las soluciones de limpieza y del uso de estas soluciones en el fondo del pozo para eliminar las costras de barro. Uno de tales efectos secundarios es la precipitación en el hoyo. Cuando los precipitantes se forman en el hoyo, los mismos pueden atascar las bombas y los equipos destinados a circular los fluidos y eliminar la torta de filtración. El formiato cálcico es un ejemplo de un precipitante que se puede formar en los procesos para eliminar las costras de barro. En consecuencia, existe además una necesidad de soluciones y procesos de limpieza efectivos que: eviten la formación de precipitantes.

COMPENDIO En un aspecto, varias modalidades se refieren a un fluido rompedor. En otro aspecto, varias modalidades se refieren a un método para romper una torta de filtración en un hoyo, en donde se evita la precipitación potencialmente problemática .

En varias modalidades, el fluido rompedor incluye un é ter hidrolizable de ácido carboxílico y un quelante. El fluido rompedor puede estar prácticamente libre de agua o incluir una cantidad de agua menor que la requerida para h Ldrolizar completamente todo el éster. En algunas modalidades, el fluido incluye una cantidad de agua en donde la relación de peso entre el agua y el éster hidrolizable de ácido carboxílico es menor que 1.3.

En otras modalidades, el fluido rompedor incluye un ás er hidrolizable de ácido carboxílico y un glicósido de alquilo. En algunas modalidades el fluido rompedor puede incluir un terpeno.

En varias modalidades, el método para romper una torta de filtración en un hoyo comprende la circulación de un fluido rompedor pre-mezclado en el hoyo. El fluido rompedor pre-mezclado comprende un éster hidrolizable de ácido carboxílico, un quelante, y una cantidad de agua menor que la requerida para hidrolizar todo el éster de ácido carboxílico. En una modalidad, la cantidad de agua en el fluido rompedor pre-mezclado es tal que la relación de peso entre el agua y el éster hidrolizable de ácido carboxílico es menor que 1.3. El método comprende además hacer circular un fluido acuoso en el hoyo.

En otras modalidades, el método para romper una torta de filtración comprende la circulación de un fluido rompedor que comprende un éster hidrolizable de ácido carboxílico y un glicósido de alquilo.

Otros aspectos y ventajas de la invención resultarán, evidentes a partir de la descripción siguiente y las reivindicaciones anexas .

DESCRIPCIÓN DETALLADA Los fluidos rompedores que incluyen un éster hidrolizable de ácido carboxilico son efectivos para eliminar las tortas de filtración formadas por los barros de perforación a base de aceite en un hoyo. Los ésteres idrolizables se seleccionan de manera que durante la hidrólisis se libera un ácido orgánico y se rompe la emulsión .invertida de la torta de filtración. Una desventaja del uso de un éster hidrolizable de ácido carboxilico en el rompedor s que cuando el rompedor se usa en una salmuera divalente, puede ocurrir la precipitación del formiato cálcico.

Se ha encontrado que un quelante añadido al hoyo disuelve el formiato cálcico. Desafortunadamente, un fluido rompedor que incluye tanto un quelante como un éster hidrolizable de ácido carboxilico tiende a ser menos efectivo en l eliminación de las costras de barro. Sin estar limitado por una teoría particular, se cree que la razón de i a disminución de la efectividad es que el agua libre en las soluciones de quelantes disponibles comercialmente inicia una hidrólisis prematura del éster de ácido carboxilico. Por lo tanto, el quelante y el éster hidrolizable de ácido 1 ca.r.boxílico se deben empaquetar y enviar por separado, y se deben combinar en el sitio del pozo.

En un aspecto, las modalidades descritas en la presente se dirigen generalmente a fluidos rompedores químicos y de desplazamiento que son útiles en la perforación, terminación, y rehabilitación de pozos subterráneos, preferentemente pozos de petróleo y gas. En otro aspecto, las modalidades descritas en la presente se dirigen generalmente a la formulación de un fluido rompedor.

En una modalidad, el fluido rompedor incluye un éster hidrolizable de ácido carboxílico y un quelante. El fluido rompedor puede incluir una cantidad de agua menor que la requerida para hidrolizar completamente todo el éster. En otra modalidad, el fluido incluye una cantidad de agua en donde la relación de peso entre el agua y el éster hidrolizable de ácido carboxílico es menor que 1.3. La relación de 1.3 entre el agua y el éster hidrolizable de ácido carboxílico es aproximadamente la cantidad de agua que hidrolizaría todo el éster en el fluido rompedor.

El agua puede existir en-- dos estados en el fluido rompedor, agua libre y agua ligada. El agua libre es las moléculas de agua que no están ligadas a una sal. Las moléculas de agua libre pueden reaccionar para hidrolizar el éster de ácido carboxílico, mientras que las moléculas de agua que están ligadas a una sal evitan la hidrólisis del éster. En una modalidad, el fluido rompedor puede estar prácticamente libre de agua libre. La ausencia de agua libre en o próximo al momento en que se forma el fluido rompedor, es decir, dentro de las 24 horas de mezcla, evita la hidrólisis prematura del éster de ácido carboxilico mientras se almace a el fluido rompedor. En otras modalidades, el fluido rompedor puede incluir un poco de agua libre en el momento de fabricación, siempre que la cantidad de agua libre sea. menor que la requerida para hidrolizar completamente el éster; de ácido carboxilico. En aún otra modalidad, el contenido total de agua del fluido rompedor, que incluye tanto agua libre como agua ligada, está entre 0 ¾p -10 %p de gu ..

El éster hidrolizable se debe seleccionar de manera que el tiempo para lograr la hidrólisis esté predeterminado en las condiciones de fondo del pozo conocidas, tales como la temperatura. Es bien conocido en la técnica que la temperatura, asi como la presencia de una fuente de iones de hidróxido, tiene un impacto sustancial en la velocidad de la hidrólisis de ésteres. Para un ácido dado, por ejemplo el ácido fórmico, un experto en la materia puede llevar a cabo simples estudios para determinar el tiempo de hidrólisis a una temperatura dada. También es bien conocido que a medida que se incrementa la longitud de la porción de alcohol del áster, disminuye la velocidad de la hidrólisis. Asi, variando sistemáticamente la longitud y la ramificación de la porción de alcohol del éster, se puede controlar la velocidad de liberación del ácido fórmico y asi se puede predeterminar la ruptura de la emulsión de una torta de filtración de cmulsión invertida. En una modalidad, el éster hidrolizable de un ácido carboxilico es un éster de ácido fórmico de un alcohol de C2 a C30. En otra modalidad, el éster hidrolizable es ácido carboxilico de Cl a C6 y se puede usar un polialcohol de C2 a C30 que incluye ortoésteres de alquilo. Mn · aún otra modalidad, el éster hidrolizable de ácido carboxilico es monoformiato de etanodiol. En aún otra modalidad, el éster hidrolizable se puede combinar con un rompedor. Los ejemplos de tales rompedores incluyen rompedores orgánicos tales como el etilenglicol . Cuando el mon formiato de etanodiol se combina con rompedor eLilenglicol, la solución resultante puede incluir además los ásteres hidrolizables de ácido carboxilico y monoformiato de etilenglicol y de diformiato de etilenglicol. Un ejemplo de un éster hidrolizable de ácido carboxilico adecuado está disponible en M-I, L.L.C. (Houston, TX) bajo el nombre de D-S'J.' DCTOR, que se denomina en la presente como ECF-974.

El quelante se debe seleccionar de manera que el fo miato cálcico precipitado se disuelva. En una modalidad, el quelante comprende al menos un ácido iminodiacético o una sal. del mismo. Los ácidos iminodiacéticos (y sus sales), para su uso en la presente invención, son al menos uno o más de .Los compuestos representados por la siguiente fórmula (I) y se sintetizan como un aminoácido o un derivado de aminoalcohol correspondiente usando métodos conocidos: en donde cada uno de los grupos M representa .independientemente un átomo de hidrógeno, un átomo de un metal alcalino, un grupo amonio o un grupo amonio sustituido; Y representa un grupo alquilo divalente que tiene de 1 a 7 átomos de carbono y el grupo alquilo divalente se puede sustituir por un grupo hidroxilo o un grupo COOM en donde M representa un átomo de hidrógeno, un átomo de un metal alcalino, un grupo amonio o un grupo amonio sustituido; y W .representa un átomo de hidrógeno, un grupo hidroxilo o un grupo COOM en donde M representa un átomo de hidrógeno, un átomo de un metal alcalino, un grupo amonio o un grupo amonio sustituido.. En los ácidos iminodiacéticos (sales) representados por la fórmula I, el grupo --COOM es preferentemente un grupo carboxilo o una sal de un metal alcalino o una sal de amonio del mismo. El átomo del metal alcalino es sodio o potasio. Los ejemplos de los grupos representados por Y en la fórmula I se exponen más abajo.

CH2- Los ejemplos de ácidos iminodiacéticos (sales) incluyen ácido . alfa . -alanina-N, Ñ-diacético (sal), ácido . bet . -alanina-N, -diacético (sal), ácido aspártico- ácido N, N-diacético (sal), ácido glutámico- ácido N, -diacético (sal), ácido serina-N, N-diacético (sal), ácido etanolamina- , -diacético (sal), ácido iminodiacético (sal) y ácido nitrilotriacético (sal) . Estos ácidos iminodiacéticos (sales) son compuestos que tienen una capacidad quelante y se considera que mejoran la degradación, dispersión, disolución o limpieza de la torta de filtración como resultado de la formación de complejos con cualquier ion de calcio libre debido a una acción quelante. Los fluidos del hoyo de la presente invención pueden contener uno o más de estos ácidos iminodiacéticos (sales) . Los ejemplos de quelantes que se pueden emplear en ciertas modalidades incluyen ácido etilendiaminotetraacético (EDTA) , ácido glutámico, ácido diacético (GLDA) (tal como ácido L-glutámico, N, ácido N-diacético) y/o sales de los mismos.

La cantidad de quelante en el fluido rompedor se puede elegir para mitigar la precipitación de formiato cálcico en el hoyo. En una modalidad, el quelante en el liquido fluido rompedor es efectivo en concentraciones de aproximadamente 5 %p a aproximadamente 35 %p. La viscosidad del fluido rompedor puede aumentar sustancialmente cuando aumenta la concentración del quelante. En otra modalidad, la concentración del quelante es de aproximadamente 5% a aproximadamente 25% para evitar un aumento sustancial de la viscosidad.

En una modalidad, el quelante puede estar en una forma seca. Un quelante en forma seca puede incluir un poco de agua, pero contiene muy poca agua libre. El uso de un quelante en forma seca pretende eliminar tanta agua libre como sea posible del fluido rompedor. El quelante en forma seca puede ser un sólido. Un ejemplo de un quelante adecuado en forma seca es una sal de GLDA, un producto evolutivo CFC 8035, que está disponible de Akzo Nobel Functional Chemicals, LLC de Chicago, IL. El CFC 8835 es una sustancia pulverulenta que incluye ácido L-glutámico, ácido N, N-diacético; ácido L-glutámico, sal monosódica del ácido N,N-diacético, y hasta 15 %p de agua. Otro ejemplo de un quelante os la sal GLDA DISSOLVINE GL (ácido glutámico, ácido N,N-diaoético, sal tetrasódica) , que está disponible además de Akzo Nobel Functional Chemicals, LLC de Chicago, IL.

En una modalidad alternativa, el fluido rompedor comprende el éster hidrolizable de ácido carboxilico y un glioósido de alquilo. La combinación del éster hidrolizable de ácido carboxilico y el glicósido de alquilo es efectiva al romper una torta de filtración, mientras se evita la precipitación de cantidades significativas de sales insolubles, tales como formiato cálcico o formiato de zinc. Sin estar ligado a una teoría particular, se cree que el g'U cosido de alquilo recubre los cristales de formiato calcico, impidiéndoles actuar como cristales gérmenes para la precipitación adicional . 2 Los glicósidos de alquilo son surfactantes no iónicos, generalmente biodegradables . Los glicósidos son sacáridos sustituidos en los cuales el grupo sustituyente se une, mediante un átomo de oxigeno, al carbono del aldehido o cenoria. En consecuencia, los glicósidos se consideran ac tales. Al igual que con el término "sacárido", el término "glicósido" no define ni el número ni la identidad de las unidades de sacáridos en la molécula. Para describir la identidad de las unidades de sacáridos, es común modificar el nombre de la unidad de sacárido añadiendo la terminación "-sido". Por ejemplo, un glucósido es un glicósido que tiene una o más unidades de glucosa y un fructósido es un glicósido que tiene una o más unidades de fructosa.

En algunas modalidades, los surfactantes no iónicos de glucósido de alquilo usados de acuerdo con la presente descripción pueden tener la fórmula RO-(R'0)xZy donde la .'Letra 0 representa un átomo de oxígeno y R, R' , x, Z, e y son como se describe más abajo: R representa un radical alquilo monovalente que contiene de 6 a 25 átomos de carbono. El término "radical alquilo" se usa en la presente para incluir un alifático o un aiiciclico. En otras palabras, el radical alquilo puede ser de cadena recta o ramificada, saturada o insaturada, y puede contener carbono, hidrógeno, oxígeno, etc. En una modalidad particular, los grupos alquilo son radicales hidrocarburo sa urados de cadena recta que contienen de 8 a 16 átomos de carbono .

R' representa un radical alquilo divalente que contiene de 2 a 4 átomos de carbono donde el término "radical alquilo" se usa como se debatió anteriormente. El grupo (R'O) representa una unidad de repetición de oxialquileno derivada generalmente de óxido de etileno, óxido de propileno, u óxido de butileño.

La letra x representa el número de unidades de oxialquileno en el glicósido de alquilo, y puede variar de 0 a aproximadamente 12. Las unidades de oxialquileno se pueden añadir a un alcohol antes de la reacción con el sacárido (debatido más abajo) como una manera de obtener o variar la longitud deseada de la cadena para la porción de alquilo del g".'! icosido .

Z representa una porción reductora del sacárido que contiene 5 ó 6 átomos de carbono, e y representa el número de unidades de sacáridos en el glicósido. La longitud de una cadena de sacáridos se describe comúnmente ya sea mediante la adición de un prefijo descriptivo a su nombre (por ejemplo, monosacárido, disacárido, etc.) o la declaración del "grado de polimerización" de la cadena (abreviado como DP) como un valor numérico que representa el número de unidades de «acáridos unidas entre sí para formar una cadena. Los monosacáridos son polihidroxi aldehidos y polihidroxi cetonas que, cuando no están sustituidos, tienen la fórmula química Cnli2n0n. Los monosacáridos pueden unirse o polimerizarse, con J.a pérdida de agua, para formar cadenas de distintas longitudes y unidades de sacáridos. Por ejemplo, la glucosa (conocida además como dextrosa) es un monosacárido (DP = 1 ) ; La sacarosa y la maltosa son los disacáridos (DP = 2) ; y el almidón y la celulosa son polisacáridos que tienen (DP = 1000 o má ) .

Así, los glucósidos abarcan moléculas no sustituidas y sustituidas de cualquier longitud de cadena tal como, por ejemplo, glucosa, galactosa, mannosa, xilosa, arabinosa, fructosa, etc., así como los materiales que son hidrolizables para formar monosacáridos tales como glicósidos de alquilo inferior (por ejemplo, un glucósido de metilo, un glicósido ci etilo, un glicósido de propilo, un glucósido de butilo, etc.), oligosacáridos (por ejemplo sacarosa, maltosa, malfotriosa, lactosa, xilobiosa, melibiosa,¦ celobiosa, ra finosa , estaquiosa, etc.) y otros polisacáridos. Sin embargo, el grado de polimerización afecta la actividad superficial del glucósido (mediante el aumento de la porción hidrofílica de la molécula) . Generalmente, la actividad superficial de un glicósido de alquilo se maximiza cuando la h.Ldrofilicidad de la cadena de sacáridos se equilibra con la lipofilicidad de la cadena de alquilo. Asi, en una modalidad particular en la que los grupos alquilo tienen de 10 a 16 átomos de carbono, el DP promedio se puede seleccionar para que esté en el intervalo de aproximadamente 1.0 a 5.0, de aproximadamente 1.2 a 3.0 en otra modalidad, y de aproximadamente 1.3 a 1.8 en otra modalidad.

Los glicósidos de alquilo se pueden preparar mediante la reacción de un alcohol del tipo y con la longitud de cadena a los se desee formar la porción de "alquilo" del qlicósido de interés con un reactivo sacárido (por ejemplo, un monosacárido tal como glicosa, xilosa, arabinosa, galactosa, fructosa, etc., o un polisacárido tal como almidón, hemicelulosa, lactosa, maltosa, melibiosa, etc.) o con una materia prima de glicósido en donde la porción de aglicón del mismo es diferente del sustituyente alquilo deseado para el producto final de interés glicósido de alquilo. Típicamente, dicha reacción sé lleva a cabo a una temperatura elevada y en presencia de un catalizador ácido. Una ruta de reacción de ejemplo para la formación de un poliglucósido de alquilo se muestra más abajo: La relación molar entre el alcohol y el monosacárido en la mezcla de la reacción puede variar ampliamente, pero típicamente está ' entre aproximadamente 1.5:1 a aproximadamente 10:1, y preferentemente entre aproximadamente 2.0:1 a aproximadamente 6.0:1. La relación molar particular elegida depende del grado de polimerización (DP) promedio deseado del monosacárido que reaccionó con el alcohol. Preferentemente, la relación entre el alcohol y el monosacárido se eligió para permitir la producción de un producto glicósido de alquilo que tiene un DP entre a roximadamente 1.0 a aproximadamente 5.0, de aproximadamente 1.2 a aproximadamente 3.0 en otra modalidad, y de aproximadamente 1.3 a aproximadamente 1.8 en aún otra modalidad .

El término "HLB" (Equilibrio Hidrofilico Lipofílico) se refiere a la relación entre la hidrofilicidad de los grupos polares de las moléculas activas, de superficie y la hidrofobicidad de la parte lipofílica de las mismas moléculas. Un valor de HLB de 0 corresponde a una molécula completamente hidrofóbica, y un valor de 20 correspondería a una molécula compuesta completamente de componentes hidrofílicos . Así, dependiendo de la longitud de la cadena de alquilo y del DP seleccionado, el HLB puede variar correspondientemente.

Además de un éster hidrolizable de ácido carboxílico, un glicósido de alquilo, y en algunas modalidades un quelante, el fluido rompedor puede incluir además un solvente mutual y/o un terpeno. El solvente mutual y/o terpeno se pueden añadir como componentes individuales del fluido rompedor o como parte del fluido de base del producto fluido que contiene glicósido 'de alquilo añadido al fluido rompedor. Sin embargo por simplicidad, las diferentes modalidades de estos componentes se debaten frecuentemente en la presente con referencia a su inclusión en el producto fluido que contiene glicósido de alquilo solamente. De acuerdo con las .modalidades de la presente descripción, los surfactantes de glucósido de alquilo debatidos anteriormente se pueden usar en un fluido de base que comprende una mezcla de un aceite base y al menos uno de un solvente mutual o un terpeno (para formar un fluido de materia prima) . Tales aceites base pueden .incluir cualquiera de" los fluidos oleaginosos que son su tancialmente los mismos que, o compatibles .con, el aceite usado como la base para el fluido de perforación en el hoyo que se está tratando, asi como los aceites crudos, aceites destilados, aceites combustibles (por ejemplo, diesel), aceites blancos, aceites de silicona, aceites minerales (aceites parafinicos, aceites nafténicos, aceites aromáticos), y aceites naturales.

Adicionalmente, la mezcla del fluido base puede contener además al menos un solvente mutual y/o un terpeno, tales como limoneno o terpinol. Un ejemplo de un solvente mutual adecuado puede ser un glicol éter o glicerol. El uso del término "solvente mutual" incluye su significado ordinario tal como se reconoce por los expertos en la materia, de tener una solubilidad tanto en los fluidos acuosos como en los fluidos oleaginosos. En algunas modalidades, el solvente puede ser sustancialmente soluble completamente en cada fase, mientras que al seleccionar otra modalidad, un menor grado de solubilización puede ser aceptable. Los ejemplos ilustrativos de tales solventes incluyen, por ejemplo, isopropanol, dietilenglicol monoetil éter, dipropilenglicol monometil éter, tripropileno butil éter, dipropilenglicol butil éter, dietilenglicol butil éter, butil carbitol, dipropilenglicol metil éter, ésteres diversos, tales como lactato de etilo, carbonato de . propileno, carbonato de butileno, etc., y pirrolidonas . En una modalidad particular, el solvente mutual es etilenglicol raonobutil éter (EGMBE) . Además, en una modalidad particular, la selección de un solvente mutual puede depender de factores 5 tales como el tipo y la cantidad de sal presente en el fluido. Por ejemplo, en un fluido saturado de sal, el bromuro calcico puede tener una mayor compatibilidad con el ot.i.l englicol onobutil éter, mientras que el cloruro cálcico puede tener una mayor compatibilidad con el glicerol. Un ". 0 experto en la materia apreciaría que esta diferencia en la compatibilidad puede ser una consecuencia de la diferencia de electronegatividad entre las diferentes sales, y la capacidad relativa del solvente para distribuir las cargas. Cuando el fluido base comprende una mezcla de aceite base, solvente '. b mutual, y terpeno, la mezcla puede incluir cualquier intervalo hasta una mezcla de 1:2:2. En una modalidad, la mezcla puede estar en el intervalo de 1:0.5:0.5 a 1.0:1.5:1.5. Además, cuando se formula con el surfactante de glucósido de alquilo, el producto fluido que se va a /O incorporar en el fluido rompedor puede incluir de aproximadamente 5% a aproximadamente 40% en volumen del surfactante y de aproximadamente 60% a aproximadamente 95% en volumen del fluido de base. En una modalidad particular, el producto fluido puede incluir de aproximadamente 10 a 50% en volumen de un aceite base, de aproximadamente 10 a 45% en volumen de un solvente mutual, de aproximadamente 10 a 40% en volumen de un terpeno, y de aproximadamente 5 a 40 % en volumen de una glicósido de alquilo. El fluido rompedor puede incluir cualquier cantidad de glicósido de alquilo efectiva para ayudar en la ruptura de la torta de filtración, mientras se evita la formación de cantidades significativas de precipitado. En algunas modalidades, el fluido rompedor puede contener hasta 4.35 % (v/v) de un producto fluido que contiene glicósido de alquilo, hasta 1.75% (v/v) de un fluido que contiene glicósido de alquilo, hasta 0.87% (v/v) de un fluido que contiene glicósido de alquilo, o hasta 0.435 % (v/v) de un fluido que contiene glicósido de alquilo. En algunas modalidades, el fluido rompedor puede incluir cantidades de glicósido de alquilo de hasta 1.09 % (v/v), hasta 0.436 % (v/v), hasta 0.218 % (v/v), hasta 0.109 % (v/v), 0.109 % (v/v) - 1.09% (v/v), 0.109 % (v/v) - 0.436% (v/v), ó 0.109 %(v/v) -0.218% (v/v ) . En las diferentes modalidades en donde el fluido rompedor incluye además un terpeno, tal como el d-limoneno, el terpeno puede estar presente en cualquier cantidad útil para ayudar en la ruptura de una torta de filtración, mientras se evita la formación de cantidades significativas de precipitado, que incluyen, pero no se limitan a, hasta 1.05 % (v/v) o superior, hasta 0.412 % (v/v), hasta 0.210 % (v/v) , hasta 0.105 % (v/v) , 0.105 %( v/v) - 1.05% (v/v), 0.105 %( v/v) - 0.412% (v/v), ó 0.105 %( v/v) - 0.210% (v/v) .

Un ejemplo de un fluido (producto fluido) que contiene glicósido de alquilo en particular que es útil en el fluido rompedor incluye ECF-2028, un poliglucósido de alquilo disponible en M-I L.L.C. (Houston, Texas) en ESCAID 110 (un queroseno hidrogenado desulfurado) disponible en Exxon Company USA (Houston, Texas)), EGMBE, y d-limoneno. Este producto fluido ilustrativo que contiene glicósido de alquilo se refiere en la presente como EC'F-1840 y está disponible de MI, LLC (Houston, TX) bajo el nombre comercial DEEPCLEAN.

En aún otra modalidad, el fluido rompedor puede comprender el éster hidrolizable de ácido carboxilico, el glicósido de alquilo, y un quelante. En las diferentes modalidades, el éster hidrolizable, el quelante y el glicósido de alquilo pueden incluir, pero no se limitan a, los esteres, quelantes y glucósidos de alquilo referenciados en la presente en cualquier combinación.

En un aspecto, las diferentes modalidades del método se refieren a la ruptura de una torta de filtración en un hoyo. Una modalidad del método incluye la circulación de un fluido rompedor hacia el hoyo, el fluido rompedor que comprende un éster hidrolizable de ácido carboxilico y un glioósido de alquilo. El método puede comprender además la circulación de un fluido acuoso, tal como una salmuera di. va lente .

En otra modalidad, el método para romper una torta de filtración comprende la circulación de un fluido rompedor pre-mezclado en el hoyo. El fluido rompedor pre-mezclado comprende un éster hidrolizable de ácido carboxilico, un quelante, y una cantidad de agua menor que la requerida para hidrolizar todo el éster de ácido carboxilico. En una modalidad, la cantidad de agua en el fluido rompedor es tal que la relación de peso entre el agua y el éster hidrolizable do ácido carboxilico es menor que 1.3. El método comprende además hacer circular un fluido acuoso en el hoyo.

El contenido en agua libre del fluido rompedor pre-mezclado se minimiza para evitar que la hidrólisis prematura del éster de ácido carboxilico lo vuelva inefectivo al romper la torta de filtración. El fluido rompedor pre-mezclado se puede fabricar en un lugar remoto del sitio del pozo y se puede enviar hacia el sitio del pozo en su forma pre-mezolada .

El fluido rompedor pre-mezclado y el fluido acuoso pueden ser componentes principales en un fluido del hoyo para eliminar la torta de filtración. El fluido rompedor y el fluido acuoso se pueden combinar antes de circularse en el hoyo para formar el fluido del hoyo a base de agua. Pero una vez combinados, el agua libre en el fluido acuoso comenzará a hid olizar el éster hidrolizable de ácido carboxilico en el fluido rompedor. Como tal, el retardo entre la combinación de ios fluidos y la circulación de los mismos en el hoyo se debe monitorear para mantener la efectividad del fluido rompedor. »·:n una modalidad, el fluido rompedor pre-mezclado y el fluido acuoso se combinan menos de 24 horas antes de su circulación en el hoyo. 'En otra modalidad, el fluido rompedor y el fluido acuoso se combinan menos de 10 horas antes de su circulación en el hoyo.

El fluido acuoso puede ser cualquier fluido que contenga agua que sea útil en aplicaciones de hoyos. En una modalidad ilustrativa, el fluido acuoso incluye un agente densificante. Un agente densificante se utiliza para incrementar la densidad de todo el fluido de manera que se corresponda con la del fluido de perforación y para proporcionar la altura hidrostática suficiente; de manera que el pozo pueda permanecer bajo control. Frecuentemente, una salmuera de alta densidad que contiene sales de metales alcalinos y alcalinotérreos se usa para espesar los fluidos descritos en la presente. Por ejemplo, las salmueras formuladas con altas concentraciones de sales sódicas, potásicas, o cálcicas de haluros, formato, acetato, nitrato, y similares; sales de cesio de formato, acetato, nitrato, y similares, asi como otros compuestos que se deben conocer bien por un experto en la materia, se pueden usar como agentes densificantes libres de sólidos. La selección de un agente densificante puede depender parcialmente de la densidad deseada del fluido del hoyo, como conoce un experto en la materia. En algunas modalidades, el fluido acuoso usado se puede seleccionar del grupo que incluye agua de mar, una salmuera. que contiene sales disueltas orgánicas y/o inorgánicas, líquidos que contienen compuestos orgánicos "mise;:! bles en agua y combinaciones de los mismos y compuestos similares que se deben conocer por un experto en la materia. Kn una modalidad, el fluido acuoso es una salmuera divalente. Los ejemplos de salmueras divalentes útiles en varias modalidades son CaC12, CaBr2, ZnBr2,' ZnCaBr2 y combinaciones de éstas.

En otra modalidad, uno o más aditivos se pueden circular con el fluido rompedor pre-mezclado y el fluido acuoso. Alternativamente, los aditivos se pueden incluir en el fluido rompedor pre-mezclado fabricado en otro lugar. Kstos aditivos pueden ser otros cualesquiera componentes o productos químicos útiles para o encontrados típicamente en los fluidos para operaciones de ruptura, los fluidos de desplazamiento, o los fluidos de terminación.

Ad.icionalmente, los aditivos pueden incluir opcionalmente un solvente orgánico polar soluble, en agua, un agente tampón ácido tal como los ácidos minerales, ácidos orgánicos, y compuestos que se hidrolizan para formar ácidos in situ tales corno los anhídridos hidrolizables; un agente viscosificante, un agente densificante tal como una solución de salmuera de al a densidad, antiincrustantes, inhibidores de la corrosión, solventes mutuales y combinaciones de éstos y otros agentes comúnmente conocidos como se describe más abajo.

En otra modalidad, los aditivos pueden incluir componentes que se encuentran típicamente en los fluidos del hoyo a base de la emulsión invertida. Los fluidos del hoyo a base de la emulsión invertida pueden incluir una fase interna no oleaginosa y una fase externa oleaginosa. La fase interna no oleaginosa puede incluir al menos un ácido iminodiacético (o una sal del mismo) y puede incluir además un solvente orgánico polar soluble en agua, un agente tampón ácido tal como los ácidos minerales, ácidos orgánicos, y compuestos que so hidrolizan para formar ácidos in situ tales como un anhídrido hidrolizable, un agente densificante tal como una solución de salmuera de alta densidad, un agente viscosificante, y combinaciones de éstos y otros agentes comúnmen e conocidos. La fase externa oleaginosa puede inclui ' un fluido oleaginoso tal como el diesel u otro aceite a:i ntético o de hidrocarburos adecuado, y un emulsionante. Opcionalmente, otros componentes pueden incluir un agente humectante, inhibidores de la corrosión, antiincrustantes , solventes de limpieza y otros compuestos tales como se deben conocer por un experto en la materia.

El fluido oleaginoso usado para la formulación de los fluidos de emulsión invertida puede ser un liquido y con mayor preferencia un aceite natural o sintético y con mayor preferencia, el fluido oleaginoso se selecciona de entre el grupo que incluye fueloil diesel, aceite mineral, aceites sintéticos tales como los aceites sintéticos a base de éster, aceites sintéticos a base de poliolefina (es decir, poli al.faolefina saturada e insaturada, olefinas internas de cadena larga saturadas e insaturadas) , polidiorganosiloxanos , siloxanos o compuestos organosiloxanos , y mezclas de éstos y compuestos similares que debe conocer un experto en la materia. La concentración del fluido oleaginoso debe ser suficiente para que se forme una emulsión invertida y puede ser menor que aproximadamente 99% en volumen de la emulsión invertida. Sin embargo, generalmente la cantidad de fluido oleaginoso debe ser suficiente para formar una emulsión estable cuando se utiliza como la fase continua. En varias modalidades, la cantidad de fluido oleaginoso es al menos aproximadamente 30 por ciento, preferentemente al menos aproximadamente 40 por ciento, y con mayor preferencia al monos aproximadamente 50 por ciento en volumen del fluido total. En una modalidad, la cantidad de fluido oleaginoso es do aproximadamente 30 a aproximadamente 95 por ciento en volumen y con mayor preferencia de aproximadamente 40 a aproximadamente 90 por ciento en volumen del fluido de emulsión invertida.

El fluido no oleaginoso usado en la formulación de los fluidos a base de la emulsión invertida es un liquido y preferentemente es un liquido acuoso. Con mayor preferencia, al fluido no oleaginoso se puede seleccionar del grupo que incluye agua de mar, una salmuera que contiene sales disueltas orgánicas y/o inorgánicas, líquidos que contienen compuestos orgánicos miscibles en agua y combinaciones de' los mismos y compuestos similares que se deben conocer por un experto en la materia. La cantidad de fluido no oleaginoso es típicamente menor que el límite teórico necesario para formar una emulsión invertida. En varias modalidades, la cantidad de líquido no oleaginoso es al menos aproximadamente 1, preferentemente al menos aproximadamente 5, y con mayor preferencia mayor que aproximadamente 10 por ciento en volumen del fluido total. Correspondientemente, la cantidad del fluido no oleaginoso no debe ser tan grande que no se pueda dispersar en la fase oleaginosa. Así, en una modalidad, la cantidad de fluido no oleaginoso es menor que aproximadamente 70% en volumen y preferentemente de aproximadamente 1% a aproximadamente ' 70% en volumen. En otra modalidad, el fluido no oleaginoso es preferentemente de aproximadamente 10% a aproximadamente 60% en volumen del fluido de emulsión invertida.

Como se observó anteriormente, se puede incluir un número de otros componentes en la formulación de los fluidos descritos en la presente. En la selección de estos otros componentes, se debe tener en cuenta el tipo de fluido que se va a crear (es decir, a base de agua v. a base de la emulsión invertida) , los componentes de la torta de filtración que se va a eliminar, las condiciones del fondo del pozo, etc.. Las pruebas de laboratorio de rutina proporcionarán una guia sobre qué componentes son útiles o perjudiciales para lograr los resultados deseados.

En las modalidades, donde se utiliza un solvente orgánico polar soluble en agua (referido además como un solvente mutual), el solvente orgánico polar soluble en agua debe ser al menos soluble parcialmente en un ¦ fluido oleaginoso, pero además debe tener una solubilidad parcial en un fluido acuoso. El componente solvente orgánico polar puede ser un alcohol monohidrico, dihídrico o polihídrico o un alcohol monohidrico, dihídrico, o polihidrico que tiene grupos polifuncionales . Los ejemplos de tales compuestos incluyen dioles alifáticos (es decir, glicoles, 1,3-dioles, 1.,4-dioles, etc.), polioles alifáticos (es decir, trioles, tetraoles, etc.), poliglicoles (es decir, glicoles de polietilenopropileno, polipropilenglicol, polietilenglicol, cote:.), glicol éteres (es decir, dietilenglicol éter, trietilenglicol éter, polietilenglicol éter, etc.) y otros compuestos similares tales que se pueden encontrar útiles en la práctica de las diferentes modalidades. En una modalidad, el solvente orgánico soluble en agua es un glicol o un glicol éter, tal como etilenglicol monobutil éter (EGMBE) . Se pueden usar otros glicoles o glicol éteres siempre que sean al menos miscibles parcialmente con agua.

El agente tampón ácido se utiliza en algunas modalidades para mejorar la solubilidad de los sólidos y compuestos quelados de la torta de filtración que se pueden formar cuando se usan los fluidos descritos en la presente. Los agentes tampón ácidos adecuados son aquellos agentes que pueden mantener el pH de la fase acuosa, de manera que no ñenga lugar la formación de precipitados, especialmente los precipitados de los ácidos iminodiacéticos (sales). Por ejemplo, cuando se utiliza el ácido glutámico-ácido N, N-diacético (sal) , el pH de la fase acuosa se debe mantener por debajo de un nivel de aproximadamente 3 a fin de evitar la formación de precipitado de ácido glutámico-ácido N,N-diacético cálcico. Las pruebas de laboratorio de rutina y la observación junto con la consulta de las propiedades conocidas en la literatura de los ácidos iminodiacéticos (sales) conducirá a un experto en la materia a una determinación de este nivel de pH para cada uno de los compuestos de ácidos iminodiacéticos (sales) descritos. Por ejemplo, el nivel de pH deseado se puede determinar de manera rutinaria en el laboratorio antes de su uso en el campo, simplemente mediante la titulación de suficiente ácido en el fluido a fin de evitar la formación de un precipitado. Una amplia variedad de materiales acidicos y generadores de ácidos se pueden utilizar como agentes tampón ácidos. Los ejemplos ilustrativos de tales agentes tampón ácidos incluyen ácidos minerales, tales como el ácido clorhídrico, ácido bromhídrico, acido nítrico, ácido sulfúrico, ácido fosfórico y mezclas de éstos, ácidos orgánicos tales como ácidos carboxílieos tales como el ácido fórmico, acético, propiónico, butírico, así como los ácidos grasos en el intervalo de C5 a C30, ácidos haloacéticos, ácidos alquil fosfónicos, ácidos alquil sulfónicos y similares. En una modalidad, . se utiliza una mezcla de ácidos minerales y orgánicos, tal como el ácido clorhídrico y el ácido fórmico. Adicionalmente, los compuestos que se hidrolizan para formar ácidos in situ se pueden utilizar como agentes de pulido ácido. Los ejemplos ilustrativos de tales compuestos incluyen anhídridos hidrolizables de ácidos carboxílieos , esteres hidrolizables de ácidos carboxílieos ; ésteres hidrolizables de ácido fosfónico, ésteres hidrolizables de ácido sulfónico y otros compuestos hidrolizables similares que deben conocer bien los expertos en la materia.

El emulsionante usado en la formulación del fluido del hoyo de emulsión invertida ilustrativo se seleccionaré a fin do formar una emulsión invertida estable-. La selección del emulsionante se puede hacer de manera que la emulsión invertida se rompa con el tiempo y/o bajo la aplicación de calor. Por ejemplo, el emulsionante se puede seleccionar de manera que cuando el pH de la fase no oleaginosa de la emulsión invertida cambie, el valor del equilibrio hidrofílico lipofílico (HLB) del emulsionante esté suficientemente cambiado para desestabilizar la emulsión invertida. Un experto en la materia debe saber que el valor 1.1LB indica la polaridad de las moléculas en un intervalo de 1 a 40, que aumenta con el aumento de la hidrofilicidad del emulsionante. Dada la gran variedad de emulsionantes de emulsión invertida disponibles, un experto en la materia sólo necesita hacer una selección de rutina de los emulsionantes mediante la formación de una emulsión invertida para seleccionar un emulsionante adecuado para su uso en los fluidos descritos en la presente. En una modalidad, se puede seleccionar un emulsionante de manera que después de la formación de la emulsión invertida y la adición de una pequeña, cantidad de ácido fórmico, resultará en la ruptura de la emulsión. Los emulsionantes ilustrativos pueden incluir VE SAWET TM y VERSACOATTM, que están comercialmente disponibles de M-I L.L.C., Houston, Texas. Alternativamente, se puede usar un emulsionante sensible de ácido a base de amina, tal como los descritos en las patentes de los Estados Unidos Núms. 6,218,342, 6,790,811, y 6,806,233, cuyos contenidos se incorporan como referencia en la presente. Los ejemplos de tales emulsionantes están disponibles comercialmente en M-I L.L.C. de Houston, Texas bajo el nombre comercial FAZEMUL Tanto los fluidos de emulsión invertida como los fluidos del hoyo a base de agua pueden contener además productos químicos adicionales, dependiendo del uso final del fluido siempre y cuando no interfieran con la funcionalidad do los fluidos descritos en la presente. Por ejemplo, los agentes humectantes, arcillas ¦ organofilicas , viscosificadores, agentes de control de la pérdida de fluido, suri:y tantes, dispersantes, reductores de la tensión ínterfacial, tampones de pH, solventes mutuales, diluyentes, 4 agentes de aclareo, agentes antiincrustantes , agentes de inhibición de la corrosión, agentes de limpieza y una amplia variedad de. los otros componentes conocidos por un experto en la materia se pueden añadir a las composiciones del fluido de las diferentes modalidades para propiedades funcionales adicionales. La adición de dichos agentes y las razones para ol o s deben conocer bien por un experto en la materia de la formulación de los fluidos de perforación (conocidos además como barros de perforación) fluidos de terminación, fluidos espaciadores, fluidos de limpieza, fluidos de fracturación, y otros fluidos similares del hoyo.

Los agentes humectantes que pueden ser adecuados para su uso en las diferentes modalidades incluyen aceite de resina crudo, aceite de resina crudo oxidado, surfactantes , esteres fosfato orgánicos, imidazolinas y amidoaminas modificadas, sulfatos y sulfonatos aromáticos de alquilo, y similares, y combinaciones o derivados de los mismos y tales compuestos similares que se deben conocer bien por un experto en la materia. Sin embargo, cuando se usan con los fluidos de emulsión invertida que experimentan un cambio de fase a pH controlado, el uso de agentes humectantes ácidos grasos se debe minimizar para no afectar negativamente la reversibilidad de tales emulsiones invertidas como se describe en la presente. Faze-WetTM, VersaCoatTM, SureWetTM, VersawetTM y VersawetTM NS son ejemplos de agentes humectantes comercialmente disponibles, fabricados y distribuidos por M-I L.L.C., que se pueden usar en los fluidos descritos en la presente. Silwet L-77, L-7001, L7605, y L-7622 son ejemplos de surfactantes y agentes humectantes disponibles comercialmente, fabricados y distribuidos por General Electric Company (Wilton, CT) .

Las arcillas organofilicas, arcillas tratadas normalmente con amina, pueden ser útiles como viscosificadores y/o estabilizadores de la emulsión. Además pueden ser útiles otros viscosificadores, tales como los polímeros solubles en aceite, resinas de poliamida, ácidos policarboxílieos y jabones. La cantidad de viscosificador usado en la composición puede variar durante el uso final de la composición. Sin embargo, normalmente un intervalo de aproximadamente 0.1% a 6% en peso es suficiente para la mayoría de las aplicaciones. VG-69TM and VG-PLUSTM y VG-Supreme son materiales de organoarcilla distribuidos por M-I, L.L.C., Houston, Texas, ' y Versa-HRPTM es un material de resina de poliamida fabricado y distribuido por M-I, L.L.C., que se pueden usar en las diferentes modalidades. Otros ejemplos de compuestos comercialmente disponibles incluyen la línea de productos BentoneTM producidos por Rheox así como otros materiales similares ampliamente conocidos y disponibles en la industria de los fluidos de perforación.

Los diluyentes adecuados que se pueden usar en los ¡Muidos rompedores descritos en la presente incluyen, por ejemplo, lignosulfonatos, lignosulfonatos modificados, polifosfatos, taninos, ' y poliacrilatos de bajo peso molecular. Los diluyentes se añaden típicamente a un fluido de perforación para reducir la resistencia al flujo y controlar las tendencias a la gelación. Otras funciones realizadas por los diluyentes incluyen la reducción de la filtración y del grosor de la torta de filtración, la de contrarrestar los efectos de las sales, la minimización de los efectos del agua sobre las formaciones perforadas, la cmulsificación del aceite en agua, y la estabilización de las propiedades del fluido a temperaturas elevadas.

La inclusión de agentes de limpieza en los fluidos descritos en la presente debe ser bien conocido por un experto en la materia. Se puede usar una amplia variedad de agentes de limpieza derivados de productos sintéticos y naturales. Por ejemplo, un agente de limpieza derivado de un producto natural es el d-limoneno (un terpeno cíclico) . La capacidad de limpieza del d-limoneno en . las aplicaciones de perforación se describe en la patente de los Estados Unidos Nóm. 4,533,487, y en combinación con varios surfactantes especiales en la patente de los Estados Unido Núm. 5,458,197, cuyos contenidos se incorporan en la presente.

A diferencia de lo descrito en la presente, los métodos usados en la preparación de los fluidos del hoyo a base de agua como a base de la emulsión invertida utilizados en los métodos de la presente descripción no son críticos. Específicamente, con respecto a los fluidos de emulsión invertida, se pueden usar los métodos convencionales para preparar los fluidos de emulsión invertida de una manera análoga a los métodos usados normalmente para preparar los fluidos de perforación a base de aceite. En un procedimiento representativo, una cantidad deseada de fluido oleaginoso, tal como una olefina interna de C16-C18, se mezcla con el emulsionante de agua en aceite seleccionado, un agente viscosificante, y un agente humectante. La fase interna no oleaginosa se prepara combinando un co-solvente polar orgánico, una sal de ácido iminodiacético y un éster hidrolizable en la salmuera seleccionada con una mezcla continua. Una emulsión invertida se forma agitando, mezclando, o cizallando vigorosamente el fluido oleaginoso y el fluido no oleaginoso de una manera convencional para formar la emulsión invertida.

Los fluidos rompedores descritos en la presente se pueden usar en diferentes modalidades como un fluido de desplazamiento y/o un fluido de lavado. Un fluido de desplazamiento se usa típicamente para empujar físicamente otro fluido fuera del hoyo, y un fluido, de lavado contiene típicamente un surfactante y se puede usar para eliminar físicamente y químicamente el fluido de perforación que reside en los tubulares del fondo del pozo y/o la torta de filtración residual en el pozo abierto. En algunas modalidades, la viscosidad de los fluidos rompedores será suficientemente alta de manera que el fluido rompedor puede exhibir una doble función y actuar como su propia pildora de desplazamiento en un pozo. Por ejemplo, el fluido rompedor circulado con aditivos de una emulsión invertida como se describe en la presente puede actuar como una pildora de empuje o un fluido de desplazamiento para desplazar e ectivamente el barro de perforación de emulsión invertida. Fin ciertas modalidades, el fluido rompedor puede actuar como un fluido de desplazamiento para desplazar efectivamente la salmuera fuera del hoyo. En aún otra modalidad, el fluido rompedor se puede usar además como un fluido de lavado para eliminar físicamente y/o químicamente la torta de filtración ció emulsión invertida una vez que la torta de filtración se ha desagregado por el sistema rompedor.

En una modalidad, un fluido rompedor como se describe en la presente se puede utilizar en un método de limpieza de un hoyo que se ha perforado, ya sea con un barro de perforación a base de agua o un barro de perforación a base de una emulsión invertida. Un experto en la materia apreciará que en tales casos una torta de filtración a base de agua o una torta de filtración de emulsión invertida se formará en la cara del hoyo. El fluido rompedor puede circular en el hoyo, en contacto con la torta de filtración y cualquier barro residual presente en el fondo del pozo. Se puede permitir que el fluido rompedor permanezca en el ambiente del fondo del pozo hasta que el pozo se ponga en producción. El fluido rompedor se puede circular además en un hoyo que se va a usar como un pozo de inyección con el mismo propósito (es decir, eliminar el barro residual y la torta de filtración) antes de que el pozo se use para la inyección de materiales (tales como surfactantes de agua, dióxido de carbono, gas natural, recortes, etc..) en la formación subterránea.

Si un hoyo ya ha comenzado la producción de hidrocarburos (o las operaciones de inyección) y se cree que se va a deteriorar por cualquier torta de filtración residual que quede en el pozo después de las ' operaciones de p rforación, se puede usar un fluido rompedor de las d ferentes modalidades para limpiar el hoyo. En tal caso, se necesitarán operaciones correctivas para colocar el fluido rompedor en el ambiente del fondo del pozo. Por ejemplo, un equipo de reparación y terminación de pozos puede utilizar una tubería de producción espiral para realizar tal actividad correctiva como debe apreciar un experto en la materia. Así, los fluidos descritos en la presente se pueden usar en las operaciones de rehabilitación y otra actividad correctiva del pozo .

Generalmente, un pozo frecuentemente se "termina" para permitir el flujo de hidrocarburos fuera de la formación y hacia la superficie. Un experto en la materia debe apreciar que los procesos " de terminación pueden incluir el fort lecimiento del agujero del pozo con una tubería de revestimiento, la evaluación de la presión y temperatura de la formación, y la instalación del equipo de terminación adecuado para asegurar un flujo económico de hidrocarburos fuera del pozo o en el caso del pozo inyector, permitir la inyección de gas o fluidos acuosos en la formación subterránea. Las operaciones de terminación pueden incluir específicamente terminaciones a pozo abierto, terminaciones perforadas convencionales, terminaciones de exclusión de arena, terminaciones permanentes, terminaciones en múltiples zonas, y terminaciones en el agujero de drenaje, como se conoce en la técnica. Un hoyo terminado puede contener al menos uno de una tubería auxiliar de revestimiento ranurada, una tubería auxiliar de revestimiento pre-perforada, un filtro envuelto con alambre, un filtro expandióle, un filtro de arena, un empaque de grava en pozo abierto, o una tubería de revestimiento.

Otra modalidad, implica un método de limpieza de un hoyo perforado con el fluido de perforación de emulsión invertida descrito anteriormente. En cierta modalidad ilustrativa, el método implica hacer circular el fluido rompedor con un fluido acuoso en un hoyo, que se ha perforado a un tamaño mayor (es decir, se ha ensanchado) con un barro de perforación de emulsión invertida, y después cerrar el pozo por un período de tiempo predeterminado. Durante dicho período de tiempo, la torta de filtración a base de la emulsión invertida se rompe, formando así dos fases, una fase oleosa y una fase acuosa. Estas dos fases se pueden producir fácilmente a partir del hoyo durante la iniciación de la producción y así el fluido de perforación residual se elimina fácilmente del hoyo.

Los fluidos descritos en la presente se pueden usar además en un hoyo donde un filtro se va a colocar en el fondo del pozo. Después de que un agujero se ensancha para expandir el diámetro del agujero, la sarta de perforación se puede quitar y reemplazar con la tubería de producción que iene un filtro de arena deseado. Alternativamente, un filtro de arena tubular expandible se puede expandir en el lugar o se puede colocar un empaque de grava en el pozo. Los fluidos rompedores se pueden circular entonces en el pozo, y después el pozo se cierra por un periodo de tiempo predeterminado. Durante este periodo de tiempo, la torta de filtración se dispersa / degrada / rompe. En algunos casos, tales como cuando un barro de perforación a base de una emulsión invertida se usa en el proceso de ensanchamiento de fondo, el fluido rompedor se puede combinar con aditivos diseñados para formar dos fases, una fase oleosa y una fase acuosa que se pueden producir fácilmente a partir del hoyo durante la iniciación de la producción. Independientemente del fluido usado para llevar a cabo la operación de ensanchamiento de fondo, los fluidos rompedores descritos en l presente degradan efectivamente la torta de filtración y eliminan sus tancialmente el fluido de perforación residual del hoyo durante la iniciación de la producción.

De acuerdo con las diferentes modalidades, se debe apreciar que la cantidad de retardo entre el momento en que un fluido rompedor se introduce en un pozo y el momento en quo los fluidos han tenido el efecto deseado de romper/degradar/dispersar la torta de filtración puede depender de varias variables. Como se debatió anteriormente, el retardo entre la combinación del fluido rompedor con el fluido acuoso y su circulación en el hoyo altera la efectividad del fluido rompedor. Un experto en la materia debe apreciar que los factores adicionales tales como la temperatura en el fondo del pozo, la concentración de los componentes en el fluido rompedor, el pH, la cantidad de agua disponible, la composición de la torta de filtración, etc., pueden tener todos un impacto. Por ejemplo, las temperaturas en el fondo del pozo pueden variar considerablemente de 100 "F hasta más de 400°F, dependiendo de la geología de la formación y del ambiente en el fondo del pozo. Sin embargo, un experto en la materia, mediante una prueba de ensayo y error en el laboratorio, debe fácilmente ser capaz de determinar y así correlacionar la temperatura en el fondo del pozo y el tiempo de eficacia de una formulación dada de los fluidos rompedores descritos en la presente. Con tal información, se puede predeterminar el período de tiempo necesario para el cierre de un pozo dada una temperatura específica en el fondo del pozo y una formulación específica del fluido rompedor.

Sin embargo, se debe apreciar además que la formulación del fluido rompedor en sí y así las propiedades químicas del fluido se pueden variar a fin de permitir una cantidad deseable y controlable de retardo antes de la ruptura de la torta de filtración de emulsión invertida para una aplicación particular. En una modalidad, la cantidad de retardo para que una torta de filtración de emulsión invertida se rompa con un fluido de desplazamiento a base de agua puede ser mayor que 1 hora. En otras modalidades diferentes, la cantidad de retardo para que se rompa una torta de filtración de emulsión invertida con un fluido de desplazamiento a base de agua, de acuerdo con la presente invención, puede ser mayor que 3 horas, 5 horas, o 10 horas. Asi , la formulación del fluido se puede variar para lograr un tiempo de ruptura ' y una temperatura en el fondo del pozo predeterminados .

Un experto en la materia debe apreciar que en una modalidad, la cantidad de retardo para una torta de filtración a base de agua se rompa con un fluido rompedor puede ser mayor que 15 horas. En otras modalidades dif rentes, la cantidad de retardo para que una torta de fi 1 tración de emulsión invertida se rompa con un fluido de desplazamiento a base de agua de acuerdo, con la presente .invención, puede ser mayor que 24 horas, 48 horas, o 72 'nocas. En una modalidad, la cantidad de retardo para que una torta de filtración de emulsión invertida se rompa con un fluido de desplazamiento a base de agua puede ser mayor que .1.5 horas. En otras modalidades diferentes, la cantidad de retardo para que una torta de filtración de emulsión invertida se rompa con un fluido rompedor puede ser mayor que 24 horas, 48 horas, o 72 horas.

Los siguientes ejemplos demuestran la efectividad de los fluidos y los métodos descritos en la presente: Ejemplo 1 En el Ejemplo 1, la prueba se diseñó para replicar la precipi ación de sal de formiato cálcico en salmueras divalentes observadas en el campo. El ECF-974 puro se añadió a las salmueras divalentes, CaC12 y CaBr2, en varios intervalos de densidad usando concentraciones en % de volumen do ECF-974 en la salmuera, 35:65 & 45:55 para replicar las cargas típicas del volumen del rompedor. El ECF-974 es un fluido no acuoso que incluye los ésteres hidrolizables de ácido carboxílico, monoformiato de etanodiol y diformiato de eti.lenglicol . La serie de pruebas de la salmuera de CaBr2 incluyó las densidades de 11.0 lb/gal a 14.0 lb/gal en i crementos escalonados de 0.5 lb/gal. Entre tanto, la serie de pruebas de la salmuera de CaC12 incluyó densidades de 9.5 lb/gal ' a 11.5 lb/gal en incrementos escalonados de 0.5 lb/gal. Los fluidos se formularon y se envejecieron por calor a 180°F y la compatibilidad, etc., se observó después de 4 horas, 24 horas y 72 horas. Los resultados se muestran en la Tabla 1 No se observó la precipitación de formiato cálcico en los fluidos después de 4 horas. Sin embargo, después de 24 horas, se observó la precipitación de formiato cálcico en ambos fluidos en % en volumen usando 11.5 lb/gal de salmuera de CaC12. Se dejó que los fluidos continuaran el envejecimiento durante 72 horas a 180°F y la precipitación de formiato cálcico pareció aumentar con el tiempo en los fluidos de CaC12 a 11.5 lb/gal. Además, no se observó precipitación en los otros fluidos después de las 72+ horas, ha dureza de Ca+ en 11.5 lb/gal de CaC12 es de 194, 400 mg/1, mientras que la del CaBr2 saturado es de 186,300 mg/1. Además, se probó la compatibilidad en 14.2 lb/gal de salmuera de CaBr2, sin precipitación después de 1 semana. Esto indica que en el ECF-974 se forma precipitación de formiato cálcico con valores de salmuera superiores a 194,000 mg/1 de Ca+ .

Eljemplo 2 En el ejemplo 2, se realizaron pruebas para determinar si el NaH3-GLDA seco se podría premezclar con ECF-974 puro para simplificar la mezcla en el equipo y mitigar la precipitación de formiato cálcico. Se determinó que el NaH3-GL A se podría mezclar hasta la concentración máxima de un 35 por ciento en peso en el ECF-974 puro. Sin embargo, por encima de 25 %p, la viscosidad del fluido aumenta sustancialmente y requiere un calor moderado (100°F) para promover la disolución completa. Los fluidos fueron transparentes y de color ámbar claro con una intensidad que se incrementa con el aumento del %p de NaH3-GLDA. No se observaron incompatibilidades. Se debe observar que la adición de NaH3-GLDA al ECF-974 puro es ligeramente exotérmica. Los fluidos se envejecieron con calor durante 5 días a 180°F, sin observar incompatibilidad. Adicionalmente, Jos pH iniciales y posteriores envejecidos por calor se midieron y se mantuvieron estables, indicando que no hubo ningún cambio o reacción química por la adición de NaH3-GLDA al ECF-974 puro. Adicionalmente, se realizaron varias pruebas donde se añadió ECF-1840 al ECF-974 con y sin la adición de NaH3-GLDA, en concentraciones que estaban en el intervalo de 0.5% (v/v) a 2% (v/v) . Las pruebas no mostraron la hidrólisis prematura del ECF-974 por la adición de ECF-1840. Los resultados se muestran en la Tabla 2.

Tabla 2 Ejemplo 3 En el ejemplo 3, se realizaron pruebas usando varios ¾p de NaH3-GLDA en el ECF-974, en presencia de 11.5 lb/gal de .salmuera de CaBr2, con y sin la adición de ECF-1840 en diferentes concentraciones. Esta prueba pretende replicar las condiciones observadas en el campo. Las formulaciones del fluido contenían además FAZEMUL, que solo presentó una ligera turbidez en 11.5 lb/gal de salmuera de CaBr2 puro .Las formulaciones del fluido de ensayo se muestran en la Tabla 3. So observó la compatibilidad inicial y los fluidos se envejecieron por calor a 180°F durante 5 días sin observar ninguna incompatibilidad o precipitación. Después de 24 horas, todos los fluidos fueron transparentes y se mantuvieron compatibles durante 5 días a 180 °F.

Tabla 3 Ejemplo 4 En el Ejemplo 4, se realizaron pruebas usando varias formulaciones de fluidos rompedores que tienen varios por cientos en peso de NaH3-GLDA en el ECF-974 en presencia de 11.5 Ib/gal de salmuera de CaBr2 y 10.4 lb/gal de torta de filtración de FAZEPRO . El FAZEPRO con 10.4 lb/gal incluye 0.408 bbls de CaC12. Las costras de barro de FAZEPRO se generaron durante 16 horas a temperatura ambiente sobre un papel y se cortaron en cuadrados de 1" x 1". Los segmentos de la torta de filtración se colocaron en frascos de filtrado y 153 mi de cada formulación del rompedor designado se añadieron suavemente. Las muestras se envejecieron por calor a 180°F durante 72 horas, con las observaciones realizadas 1.n.i.cialmente, posterior a 4 horas, y posterior a 72 horas. Después de 4 horas, se observaron los tratamientos rompedores y se observó la evidencia de la degradación de la torta de filtración para cada fluido, con el ECF-974 puro en salmuera siendo el más agresivo. Después de 72 horas, se retiraron los fluidos y se observó un potencial de limpieza de la torta de filtración. Los resultados se muestran en la Tabla 4.

Tabla 4 En la formulación que contiene ECF-974 puro, se observó una precipitación de sal blanca (formiato cálcico), aunque la torta de filtración se eliminó completamente y el tratamiento rompedor gastado estaba turbio. El 5 %p de NaH3-GL.DA en la formulación de ECF-974 también era transparente pero tenia · leves sólidos residuales en el fondo del frasco, ha adición del 1% v/v de ECF-1840 a 5 %p de NaH3-GLDA (en el F.jemplo 5 mostrado más abajo) parecía mejorar el potencial de Limpieza con un residual insignificante. El 10 %p de la formulación de NaH3-GLDA no mostró ninguna costra residual y fue el mejor de los casos en la limpieza de la torta de iltración, con relación al residual y la turbidez del fluido rompedor gastado. El 25 %p de las formulaciones de NaH3-GLDA contenían muy poca torta de filtración residual. Posterior a las 72 horas se tomaron lecturas para cada formulación del rompedor y todas estuvieron entre ~2.2 a 2.4, lo que indica la hidrólisis completa del ECF-974.

Ejemplo 5 En el Ejemplo 5, se realizaron pruebas usando varias formulaciones del fluido rompedor, que incluían ECF-974, ECF- 1840, y en algunos casos, NaH3-GLDA. Las pruebas que se llevaron a cabo en presencia de 11.5 lb/gal de salmuera de CaB:r;2 y 10.4 lb/gal de torta de filtración de FAZEPRO. El FAZEPRO con 10.4 lb/gal incluye 0.408 bbls de CaC12. Las costras de barro de FAZEPRO se generaron durante 16 horas a temperatura ambiente sobre un papel y se cortaron en cuadrados de 1" x 1". Los segmentos de la torta de filtración se colocaron en frascos de filtrado y 15 mi de cada formulación del rompedor designado se añadieron suavemente. Las muestras se envejecieron con calor a 180°F durante 72 horas, con las observaciones realizadas inicialmente, posterior a 4 horas, y posterior a 72 horas. Después de 4 horas, se observaron los tratamientos rompedores y se observó la evidencia de la degradación de la torta de filtración para. cada fluido, y el ECF-974 puro en salmuera es el más agresivo. Después de 72 horas, se retiraron los fluidos y se observó un potencial de limpieza de la torta de filtración.

Los resultados se muestran en la Tabla 5.

Tabla 5 Como se muestra en la Tabla 5, la formulación que incluía ECF-974 y ECF-1840 (sin ningún quelante) fue efectiva para la limpieza de la torta de filtración, sin ninguna precipitación significativa de formiato cálcico. Las combinaciones de ECF-974 con ECF-1840 y NaH3-GLD7A también fueron efectivas. Notablemente, la adición de 1% v/v de ECF-1840 a 5 %p de NaH3-GLDA en el Ejemplo 4 anterior parecía mejorar el potencial de limpieza con un residual insignificante .

Además, aunque se ha hecho referencia a las aplicaciones particulares para los fluidos rompedores, de desplazamiento y de terminación de las diferentes modalidades, está 'expresamente dentro del alcance de la presente invención que estos fluidos se pueden usar en una variedad de aplicaciones de pozos. Específicamente, los fluidos se pueden usar tanto en pozos productores como en ozos de inyección, y pueden tener una aplicación adicional t:n la limpieza correctiva de los pozos.

Favorablemente, las diferentes modalidades proporcionan un fluido del hoyo que puede degradar/ dispersar/ romper una torta de filtración y eliminar ustancialmente dicha torta de filtración sin infligir daño en la formación circundante. Un retardo en la disolución de la torta de filtración se puede lograr mediante el control de la efectividad y la reactividad de las composiciones químicas de los fluidos rompedores descritos en la presente. Las propiedades químicas de los fluidos descritos en la presente pueden permitir la degradación de una torta de filtración a base de agua y la disolución de los materiales obturantes solubles en ácido en la torta de filtración. Las propiedades químicas de los fluidos descritos en la presente pueden permitir además la degradación de la torta de filtración de emulsión invertida y la disolución de los materiales obturantes solubles en ácido en la torta de filtración. Los ¡Muidos rompedores y de desplazamiento descritos en la presente se pueden usar efectivamente con las costras de barro del Huido de perforación o bien de emulsión invertida convencional o de emulsión invertida reversible como se mencionó anteriormente.

Aunque la invención se describe con respecto a un número limitado de modalidades, los expertos en la materia, gozando del beneficio de esta invención, apreciarán que otras modalidades pueden idearse sin apartarse del alcance de la .invención como se describe en la presente. De acuerdo con esto, el alcance de la invención solamente se debe limitar por las reivindicaciones anexas.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un método para romper una torta de filtración en un hoyo que comprende: circular un fluido rompedor pre-mezclado en el hoyo, el fluido rompedor pre-mezclado comprende: un éster hidrolizable de ácido carboxilico; un que1ante; y una cantidad de agua en donde la relación de peso entre el agua y el éster hidrolizable de ácido carboxilico es menor que 1.3; y circular un fluido acuoso en el hoyo.

2. El método de la reivindicación 1 en donde el fluido rompedor pre-mezclado y el fluido acuoso se combinan menos de 24 horas antes la circulación en el hoyo.

3. El método de la reivindicación 1 en donde el fluido rompedor pre-mezclado y el fluido acuoso, se combinan menos de 10 horas antes la circulación en el hoyo.

4. El método de la reivindicación 1 en donde el fluido rompedor pre-mezclado comprende 0 %p -10 %p de agua.

5. El método de la reivindicación 1 en donde el f.l uido rompedor pre-mezclado está prácticamente libre de agua libre .

6. El método de la reivindicación 1 en donde el éster hidrolizable de ácido carboxilico es un éster de ácido fórmico de un alcohol de C2 a C30.

7. El método de la reivindicación 1 en donde el éster hidrolizable de ácido carboxilico comprende monoformiato de «tanodio1.

8. El método de la reivindicación 1 en donde el quelante comprende uno o más quelantes seleccionados de un qrupo que consiste en: ácido etilendiaminotetraacético; ácido glutámioo, ácido N, N-diacético ; y sales de los mismos.

9. El método de la reivindicación 1 en donde el quelante comprende al menos un ácido iminodiacético o una sal del mismo, representado por la fórmula en donde cada uno de los grupos M representa independientemente un átomo de hidrógeno, un átomo de un metal alcalino, un grupo amonio o un grupo amonio sustituido; Y representa un grupo alquilo divalente que tiene de 1 a 7 á Lomos de carbono y el grupo alquilo divalente se puede sustituir por un grupo hidroxilo o un grupo COOM en donde M representa un átomo de hidrógeno, un átomo de un metal alcalino, un grupo amonio o un grupo amonio sustituido; y W representa un átomo de hidrógeno, un grupo hidroxilo o un grupo COOM en donde M representa un átomo de hidrógeno, un átomo de un metal alcalino, un grupo amonio o un grupo amonio u ti uido .

10. El método de la reivindicación 1 en donde el fluido rompedor pre-mezclado comprende 5 - 35 %p de quelante.

11. El método de la reivindicación 1 en donde el quelante está en forma seca.

12. El método de la reivindicación 1 en donde el fluido acuoso comprende una salmuera divalente.

13. El método de la reivindicación 11 en donde la salmuera divalente comprende una o más salmueras seleccionadas de un grupo que consiste en: CaC12, CaBr2, ZnBr2, y combinaciones de los mismos.

14. El método de la reivindicación 1 que comprende además circular un glicósido de alquilo.

15. Un fluido rompedor que comprende: un éster hidrolizable de ácido carboxilico; un quelante; y una cantidad de agua en donde la relación de peso entre el agua y el éster hidrolizable de ácido carboxilico es menor que 1.3.

16. El fluido rompedor de la reivindicación 15 en donde el éster hidrolizable de ácido carboxilico es un éster de ácido fórmico de un alcohol de C2 a C30.

17. El fluido rompedor de la reivindicación 15 en donde el éster hidrolizable de ácido carboxílico comprende monoformiato de etanodiol.

18. El fluido rompedor de la reivindicación 15 en donde el quelante comprende uno o más quelantes seleccionados de un grupo que consiste en: ácido etilendiaminotetraacético ; ácido glutámico, ácido N, N-diacético; y sales de los mismos.

19. El fluido rompedor de la reivindicación 15 en donde el quelante comprende al menos un ácido iminodiacético o una sal del mismo, representado por la fórmula ^CH2COOM W—Y-—N ^Ch^COOM (!) en donde cada uno de los grupos M representa independientemente un átomo de hidrógeno, un átomo de un metal alcalino, un grupo amonio o un grupo amonio sustituido; Y representa un grupo alquilo divalente que tiene de 1 a 7 átomos de carbono y el grupo alquilo divalente se puede sustituir por un grupo hidroxilo o un grupo COOM en donde M representa un átomo de hidrógeno, un átomo de un metal alcalino, un grupo amonio o un grupo amonio sustituido; y representa un átomo de hidrógeno, un grupo hidroxilo o un grupo COOM en donde M representa un átomo de hidrógeno, un átomo de un metal alcalino, un grupo amonio o un grupo amonio

20. El fluido rompedor de la reivindicación 15 en donde el fluido rompedor comprende 0 %p -10 %p de agua.

21. El fluido rompedor de la reivindicación 15 que además comprende un glicósido de alquilo.

22. Un fluido base rompedor que comprende: un éster de ácido fórmico de un alcohol de C2 a C30; uno o más quelantes seleccionados de un grupo que consiste en: ácido etilendiaminotetraacético; ácido glutámico, ácido N, N-diacético ; y sales de los mismos; y una cantidad de agua en donde la relación de peso entre el agua y el éster hidrolizable de ácido carboxilico es menor que 1.3.

23. El fluido rompedor de la reivindicación 22 que comprende 5 - 35 %p de quelantes.

24. El fluido rompedor de la reivindicación 22 que comprende 0 %p -10 p de agua.

25. Un método para romper una torta de filtración en un hoyo que comprende: circular un fluido rompedor' en el hoyo, el fluido rompedor comprende : un éster hidrolizable de ácido carboxilico; y un glicósido de alquilo.

26. El método de la reivindicación 25 en donde el éster hidrolizable de ácido carboxilico es un éster de ácido fórmico de un alcohol de C2 a C30.

27. El método de la reivindicación 25 en donde el áster hidrolizable de ácido carboxilico comprende rnonoformiato de etanodiol.

28. El método de la reivindicación 25, en donde el glicósido de alquilo tiene la fórmula RO-(R'0)xZy donde la letra 0 representa un átomo de oxigeno; R representa un radical alquilo monovalente que contiene de 8 a 16 átomos de carbono; R' representa un radical alquilo divalente que contiene de 2 a 4 átomos de carbono; x representa el número de unidades de oxialquileno en el glicósido de alquilo que va ían de 0 a aproximadamente 12; Z representa una porción del sacárido que contiene 5 ó 6 átomos de carbono, e y representa el número de unidades de sacáridos en el glicósido.

29. El método de la reivindicación 28, en donde y está en el intervalo de 1.3 a 1.8.

30. El método de la reivindicación 25 en donde el fluido base comprende además una mezcla de un aceite base y al menos uno de un solvente mutual o un terpeno; y el aceite base comprende aceite mineral o diesel.

31. El método de' la reivindicación 30, en donde el solvente mutual comprende al menos un compuesto seleccionado del grupo que consiste en etilenglicol, etilenglicol monobutil éter, y butil carbitol.

32. El método de la reivindicación 25, en donde el fluido rompedor comprende además un terpeno.

33. El método de la reivindicación 25 que comprende además circular un fluido acuoso en el hoyo.

34. El método de la reivindicación 33 en donde el fluido acuoso comprende una salmuera divalente.

35. El método de la reivindicación 34 en donde la salmuera divalente comprende una o más salmueras seleccionadas de un grupo que consiste en: CaC12, CaBr2, ZnBr2, y combinaciones de los mismos.

36. Un fluido rompedor que comprende: un éster hidrolizable de ácido carboxílico; y un glicósido de alquilo.

37. El fluido rompedor de la reivindicación 36 en donde el éster hidrolizable de ácido carboxilico es un éster de ácido fórmico de un alcohol de C2 a C30.

38. El fluido rompedor de la reivindicación 36 en donde el éster hidrolizable de ácido carboxilico comprende monoformiato de etanodiol.

39. El fluido rompedor de la reivindicación 36, en donde el glicósido de alquilo tiene la fórmula RO-(R'0)xZy donde la letra 0 representa un átomo de oxigeno; R representa un radical alquilo monovalente que contiene de 8 a 16 átomos de carbono; R' representa un radical alquilo divalente que contiene de 2 a 4 átomos de carbono; x representa el número de unidades de oxialquileno en el glicósido de alquilo que varían de 0 a aproximadamente 12; Z representa una porción del sacárido que contiene 5 ó 6 átomos de carbono, e y representa el número de unidades de sacáridos en el glicósido .

40. El fluido rompedor de la reivindicación 39, en donde y esté en el intervalo de 1.3 a 1.8.

41. El fluido rompedor de la reivindicación 36 que comprende además al menos uno de un solvente mutual o un te peno.

42. El fluido rompedor de la reivindicación 41, en donde el solvente mutual comprende al menos un compuesto seleccionado del grupo que consiste en etilenglicol , o Lilenglicol monobutil éter, y butil carbitol.

43. El fluido rompedor de las reivindicaciones 36 que comprende además una salmuera divalente.