MX2013000724A - Granulos comprimidos configurados para liberacion lenta de agentes para tratamiento de pozos en un pozo y metodos para utilizar los mismos. - Google Patents
Granulos comprimidos configurados para liberacion lenta de agentes para tratamiento de pozos en un pozo y metodos para utilizar los mismos.Info
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Abstract
Se exponen partículas configuradas que se han comprimido a partir de un compuesto de un agente para tratamiento de pozos y un adsorbente en una matriz se pueden introducir en pozos petroleros o de gas horizontales o desviados. El agente para tratamiento de pozos de los gránulos configurados se pueden utilizar para evitar y/o controlar la formación de depósitos en un pozo de producción.
Description
GRANULOS COMPRIMIDOS CONFIGURADOS PARA LIBERACIÓN LENTA DE
AGENTES PARA TRATAMIENTO DE POZOS EN UN POZO Y
MÉTODOS PARA UTILIZAR LOS MISMOS
CAMPO DE LA INVENCIÓN
La invención se relaciona con gránulos comprimidos configurados formados a partir de un compuesto de un agente para tratamiento de pozos en una matriz que son útiles para inhibir y/o controlar la formación de depósitos no deseados en un pozo.
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN
Los fluidos de yacimientos petrolíferos (por ejemplo, petróleo, gas y agua) en general son mezclas complejas de hidrocarburos alifáticos, moléculas aromáticas, hetero-atómicas , sales aniónicas y catiónicas, ácidos, arenas, sedimentos, arcillas y una basta serie de otros componentes. La naturaleza de estos fluidos, combinada con las diversas condiciones de calor, presión y turbulencia a la cual se someten con frecuencia, son factores que contribuyen a la formación y deposición de contaminantes no deseados, tales como incrustaciones, sales, parafinas, corrosión, bacterias y asfáltenos en los pozos para producción de petróleo y/o gas.
Es bien sabido que los depósitos no deseados se pueden precipitar a partir de aguas saturadas en yacimientos petrolíferos en un pozo petrolífero o de gas lo que conduce a una restricción en la tubería de producción y el taponamiento potencial de la trayectoria de flujo incluyendo las trayectorias de flujo del depósito. Por ejemplo, las incrustaciones minerales comunes tales como carbonato de calcio, sulfato de calcio o sulfato de bario se pueden precipitar a partir del agua producida y crear bloqueos en las trayectorias de flujo, en especial en los tubulares de producción tales como la tubería del pozo y las tuberías de flujo. La formación y deposición de estos contaminantes no deseados disminuyen la permeabilidad de la formación subterránea, reducen la productividad del pozo, y, en algunos casos, pueden bloquear completamente la tubería del pozo.
Los tratamientos para eliminar depósitos e inhibir la formación de depósitos no deseados incluyen el uso de diversas técnicas mecánico-preventivas tales como raspadores o escariadores y agentes para tratamiento mecánico tales como inhibidores, ácidos y convertidores. Las herramientas mecánicas utilizadas típicamente para eliminar depósitos incluyen cables de acero y tubería en espiral. Estas herramientas mecánicas se pueden utilizar además como un medio de suministro para los agentes para tratamiento químico en la tubería de producción. Estas técnicas son efectivas cuando el tubular está a aproximadamente 180° hacia el punto de entrada ya que la gravedad ayuda a sacar el dispositivo de tratamiento en el pozo. Además, existen restricciones limitadas sobre la herramienta si se saca del pozo cuando el tubular está aproximadamente 180° hacia el punto de entrada. Sin embargo, los cables de acero y la tubería en espiral tienen una eficacia limitada, cuando se desvía el tubular que se está tratando, como en un pozo horizontal o en la configuración con forma de "S". La flexibilidad del cable y la tubería en espiral hacen difícil la impulsión a una gran distancia después de una desviación severa o múltiples desviaciones. Las técnicas de prevención química o reparación pueden ser efectivas si el tratamiento se puede suministrar confiablemente a la ubicación blanco y en una cantidad suficiente para realizar su función destinada.
Existen otros métodos para el suministro efectivo de agentes para' tratamiento químico para depósitos no deseados. Por ejemplo, la técnica de "prensado en el fondo del pozo" se utiliza comúnmente para abordar los depósitos de formación, en donde un cartucho de la composición para tratamiento de pozos se inyecta en el anillo, utilizando una pre-descarga, prensado, y tratamiento de sobre-flujo antes de que el pozo pueda regresar a la función normal. Esta técnica requiere grandes volúmenes de fluido de tratamiento y flujo en pozos horizontales con una gran zona de intervalo perforado. Se requieren típicamente tratamientos adicionales a medida que se agota el residuo de químicos, lo que requiere nuevamente grandes volúmenes de flujo y tratamiento en el pozo. Estos métodos de tratamiento son típicamente ineficiente en pozos horizontales debido a que es difícil asegurar que el tratamiento se suministre a toda la zona destinada. El flujo y el aditivo químico con frecuencia requieren grandes bombas y depósitos de contención que pueden agregar costos significativos a la aplicación.
Los aditivos químicos sólidos algunas veces se suministran a los pozos en la forma de una configuración cilindrica conocido en la industria como "varillas". Las varillas son ya sea una versión sólida de un aditivo químico o una capa soluble rellena con el aditivo químico líquido. Este tipo de suministro es efectivo en pozos verticales aunque en los pozos desviados la configuración de los extremos cilindricos y cuadrados típicos evitan que el tratamiento sólido se coloque más allá de una desviación.
En la industria se utilizan aditivos químicos sólidos en la forma de una suspensión. Este tipo de tratamiento es efectivo en pozos verticales, aunque requiere de un flujo rápido para ayudar en el suministro al fondo del pozo. En un pozo desviado tal como un pozo horizontal o un pozo con múltiples desviaciones, tal como una forma de "S", es importante que la masa de suspensión no sea demasiado pesada para que el flujo rápido se lleve a cabo después de la desviación. Si la densidad de la suspensión es demasiado alta, la suspensión se asentará justo más allá de la desviación .
En los pozos con frecuencia se instalan tuberías capilares largas para ayudar a suministrar un tratamiento químico. Esta técnica es efectiva en su función destinada, aunque es costosa y requiere de la instalación de equipo especializado. Además, la tubería capilar puede no ser capaz de extenderse a grandes profundidades si el ángulo de desviación es severo o la tubería se extiende mucho más allá de la curva.
Mientras que se han agregado aditivos sólidos al pozo durante la etapa de completación, esta técnica sólo se ha probado que es un método de suministro efectivo en nuevos pozos cuando está disponible la oportunidad de colocar el aditivo químico.
Por lo tanto se han buscado métodos de tratamiento alternativos para introducir agentes para tratamiento de pozos en pozos productores de petróleo y/o gas y en especial donde la tubería en el pozo se desvía o contiene múltiples desviaciones .
SUMARIO DE LA INVENCIÓN
Los gránulos comprimidos configurados formados a partir de un compuesto de un agente para tratamiento de pozos en una matriz se pueden utilizar para liberar lenta y continuamente el agente para tratamiento de pozos en una zona destinada en un pozo.
Una ventaja principal de los gránulos configurados es que típicamente no requieren el uso de ningún equipo especializado. Son especialmente útiles en el tratamiento de pozos de producción, donde no se pueden alcanzar medios mecánicos tradicionales.
Los gránulos configurados se pueden dejar caer directamente en el pozo desde la boca del pozo. Cuando se introducen en la tubería de producción dentro de un pozo petrolífero o de gas, los gránulos configurados fácilmente fluyen más allá de las obstrucciones y a través de las desviaciones del pozo. La liberación continua del agente para tratamiento de pozos con el fluido de producción protege el tubular y el equipo superficial de los depósitos no deseados que se pueden formar en el tubular o el equipo superficial. La alta gravedad específica de los gránulos configurados les permite pasar por gravedad hacia dentro y a través de la tubería de producción.
Los gránulos configurados son especialmente útiles cuando se utilizan en pozos horizontales o desviados ya que pasan fácilmente a través de las restricciones en el sondeo y fluyen en los puntos bajos del pozo horizontal o más allá de la obstrucción en un pozo desviado.
Cuando tienen forma de esferas, los gránulos son capaces de rodar fácilmente sobre las obstrucciones dentro de la tubería y a través de las desviaciones del pozo para colocar efectivamente el agente para tratamiento de pozos en proximidad cercana a la zona destinada. Las esferas son especialmente útiles para suministrar los agentes para tratamiento de pozos en pozos que tengan desviaciones que varían de 45° hasta 89° o en pozos con múltiples desviaciones tales como completaciones con forma de "S".
Cuando se forman para que parezcan discos de hockey, los gránulos configurados se pueden colocar en un receptáculo y suspender a ubicaciones distantes dentro del pozo. Cuando se agota el agente para tratamiento de pozos dentro del receptáculo, el receptáculo entonces se puede empujar hacia la superficie y volver a cargar con gránulos adicionales .
Los agentes para tratamiento de pozos adecuados incluyen aquellos capaces de enfrentar los efectos no deseados provocados por las formaciones de incrustaciones, formaciones de sales, deposición de parafina, emulsificación (tanto agua en aceite como aceite en agua) , formación de gas hidratado, corrosión, precipitación de asfalteno y formación de parafina. Otros agentes de tratamiento adecuados incluyen agentes espumantes, se pueden utilizar eliminadores de oxigeno, biocidas y tensioactivos como el agente para tratamiento de pozos para la liberación lenta en el pozo.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS
Con el fin de comprender de manera más completamente los dibujos a los que se hace referencia en la descripción detallada de la presente invención, se presenta una breve descripción de cada dibujo, en los cuales:
La figura 1, ilustra la curva de regreso del inhibidor para un gránulo comprimido de un compuesto de un inhibidor de incrustaciones y un adsorbente en una matriz de alcohol polivinilico [Disco (C) ] y una matriz de epoxi [Disco (D) .
La figura 2, ilustra los resultados de las pruebas de descomposición estática sobre un gránulo comprimido de un compuesto de un inhibidor de incrustaciones y un adsorbente en una matriz de epoxi [Disco (A) ] y una matriz fenólica [Disco (B) ] .
La figura 3, ilustra la curva de regreso del inhibidor para un comprimido de un compuesto de un inhibidor de la escala y un adsorbente en una cera de polietileno de alta fusión en donde sólo uno de los discos está recubierto con una resina epoxi.
DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN
Los gránulos comprimidos configurados definidos en la presente se forman a partir de un compuesto que tenga un agente para tratamiento de pozos adsorbido sobre un adsorbente insoluble en agua. El compuesto puede ser de aquellos descritos en las patentes de los Estados Unidos Nos. 7,491,682 y 7,493,955, incorporadas en la presente como referencia. Además, el gránulo comprimido puede contener un agente lastrante para aumentar la gravedad especifica del gránulo .
El agente para tratamiento de pozos se libera lentamente del gránulo comprimido después de que se haya introducido en una zona destinada en el pozo. La zona destinada puede ser un sitio en el pozo donde ya se han formado depósitos o una ubicación en el pozo donde sea conveniente que no se formen depósitos. Los gránulos comprimidos proporcionan un suministro continuo del agente para tratamiento de pozos en la zona destinada.
Los gránulos tienen aplicabilidad particular en zonas dentro del pozo donde no se puedan alcanzar sistemas convencionales .
El uso de gránulos configurados hace innecesario el uso de herramientas mecánicas pesadas y procedimientos. Mientras que los gránulos comprimidos configurados se pueden utilizar para tratar cualquier tipo de pozo que requiera tratamiento químico, los mismos tienen aplicabilidad particular en el tratamiento de pozos de producción donde no se puedan alcanzar medios mecánicos tradicionales tales como cables de acero o tubería en espiral. Por ejemplo, los gránulos configurados se pueden introducir directamente en la tubería de producción al dejarlos caer directamente en la boca del pozo o se pueden colocar en un receptáculo y bajar en el pozo.
Cuando se introducen en la tubería de producción dentro del pozo, la forma y gravedad específica de los gránulos provoca que las partículas fluyan más allá de las obstrucciones y a través de las desviaciones del pozo de tal forma que los gránulos se puedan colocar en proximidad cercana a la zona destinada donde se desea el tratamiento. La liberación continua del agente para tratamiento de pozos con el fluido de producción protege adicionalmente al tubular y al equipo superficial de depósitos no deseados que de otra manera se pueden formar. Por lo tanto se mejora la producción del pozo.
Se ha observado un desempeño similar en los pozos productores donde se utilizan los gránulos configurados simplemente para utilizar los químicos de producción, en particular en pozos horizontales donde no es posible la colocación capilar al borde de la sección horizontal del pozo o donde no son prácticos los tratamientos de prensado; por ejemplo, en pozos que no se hayan estimulado.
Los gránulos configurados pueden estar en la forma de una esfera, cilindro, varilla o cualquier otra forma que permita la liberación lenta del agente para tratamiento de pozos en la zona destinada. En algunas aplicaciones, los gránulos configurados tienen forma cilindrica que tienen una longitud entre aproximadamente 1.27 cm (0.5 pulgadas) a aproximadamente 15.24 cm (6 pulgadas), de preferencia entre aproximadamente 2.54 cm (1 pulgada) aproximadamente 5.08 cm (2 pulgadas) y un diámetro entre aproximadamente 0.635 cm (0.25 pulgadas) a aproximadamente 10.16 cm (4 pulgadas) ,' de preferencia entre aproximadamente 1.27 cm (0.5 pulgadas) a aproximadamente 2.54 cm (1 pulgada).
En algunos casos donde se dejará caer directamente el gránulo configurado en el pozo desde la boca del pozo, el gránulo de preferencia es esférico y se forma en una esfera similar a pelota que tiene un diámetro entre aproximadamente 1.27 cm (1/2 pulgadas) a aproximadamente 7.62 cm (3 pulgadas), de mayor preferencia entre aproximadamente 1.905 cm (3/4 de pulgada) a aproximadamente 6.35 cm (2 1/2 pulgadas), con la máxima preferencia a aproximadamente 4.445 cm (1 3/4 pulgadas). Estas esferas parecen bolas esféricas.
La gravedad específica de los gránulos configurados en general está entre aproximadamente 1.1 y aproximadamente 3. En una modalidad preferida, la gravedad especifica de la esfera está entre aproximadamente 2 hasta aproximadamente 2.5.
Esta gravedad especifica es especialmente conveniente cuando los gránulos configurados son esféricos y donde se desea que el gránulo caiga directamente en la boca del pozo. Cuando se utilizan una o más bolas esféricas, los gránulos se pueden introducir en el pozo por encima de la válvula maestra en la boca del pozo. La válvula de aislamiento por encima de las bolas esféricas luego se puede cerrar y la válvula maestra entonces se abre. Fuerzas gravitacionales empujaran a las bolas en la tubería de producción. La baja gravedad específica permite que las esferas caigan mediante fuerzas gravitacionales a través de la tubería de producción. La combinación de fuerzas gravitacionales, la gravedad específica de las bolas, la esfericidad de las bolas y el tamaño entonces permiten que las bolas caigan, se hundan o rueden hacia abajo de la tubería y pasen a través de restricciones en el sondeo. Cuando se introducen en un pozo horizontal, las bolas esféricas en general fluirán en el punto más bajo del pozo. Cuando se introduce en un pozo desviado, los gránulos esféricos fluyen fácilmente más allá de las obstrucciones a medida que se empujan por gravedad a través de las desviaciones en la trayectoria del pozo donde no se puedan alcanzar medios mecánicos tradicionales tales como cables de acero o tubería en espiral. Los gránulos configurados tienen aplicabilidad cuando se utilizan durante la completación de un pozo que tiene múltiples desviaciones tales como aquellos pozos que tienen una configuración con forma de "S".
Una vez que las bolas esféricas alcanzan su zona destinada, se disolverán lentamente, proporcionando un residuo del agente para tratamiento de pozos en los fluidos producidos. De esta forma, la lenta disolución de las bolas proporciona el medio para inhibir y/o eliminar los depósitos no deseados en la tubería.
Cuando se dejan caer directamente en la boca del pozo, con frecuencia sólo es necesario utilizar una bola esférica. Típicamente, no es necesario utilizar más de diez bolas esféricas para llevar a cabo la lenta liberación del agente para tratamiento de pozos. La lenta disolución de las bolas esféricas permite la lenta disolución del agente para tratamiento de pozos.
Los gránulos configurados son útiles adicionalmente en pozos de gases que tienen una presión de la tubería entre aproximadamente 0.073 kg/cm2 (1 psi) hasta aproximadamente 703.1 kg/cm2 (10,000 psi). Ilustrativo de estos pozos son los pozos gas de esquisto. Además, las partículas esféricas tienen aplicabilidad en tubulares no obstruidos. Por ejemplo, los gránulos esféricos son útiles en aquellos pozos donde ya no fluyen libremente hidrocarburos, tales como en pozos sobre bombas sumergibles eléctricas (ESP) en el fondo de la perforación .
En otra modalidad preferida de la invención, los gránulos se pueden bajar simplemente en el pozo. Por ejemplo, las partículas se pueden colocar en un receptáculo, tal como una canasta de alambre, y suspender en el fondo del pozo mediante diversos medios, tales como mediante un cable de acero o al ser colgadas en el fondo de una bomba de barras. Cuando se agotan las partículas del agente para tratamiento de pozos, la canasta de alambre luego se puede empujar hacia la superficie y volver a cargar con partículas adicionales para tratamiento adicional.
En una modalidad preferida, el agente para tratamiento de pozos puede ser al menos un miembro seleccionado del grupo que consiste de agentes desemulsionante (tanto agua en aceite como aceite en agua) , inhibidores de corrosión, inhibidores de incrustación, inhibidores de parafina, inhibidores de hidratos de gas, inhibidores de formación de sal, dispersantes de asfáltenos, agentes espumantes, eliminadores de oxigeno, biocidas y tensioactivos , asi como otros agentes en donde se desee la liberación lenta en el pozo de producción.
El agente para tratamiento de pozos de preferencia es un material liquido. Si el agente para tratamiento de pozos es un sólido, este se puede disolver en un solvente adecuado, produciendo asi un liquido.
Los inhibidores de incrustaciones adecuados son aquellos que son eficaces en el tratamiento de incrustaciones de sales de calcio, bario, magnesio y lo semejante, incluyendo incrustaciones de sulfato de bario, sulfato de calcio, carbonato de calcio asi como incrustaciones inorgánicas, tales como sulfuro de zinc, sulfuro de hierro, etc .
Los inhibidores de incrustaciones ilustrativos son materiales con ácido fuerte tales como; ácido fosfónico, un ácido fosfórico o un ácido fosforoso, ésteres de fosfato, fosfonato/ácidos fosfónicos, los diversos ácidos aminopolicarboxílicos, agentes quelantes, e inhibidores poliméricos y sales de los mismos. Se incluyen organofosfonatos, organofosfatos y fosfato ésteres, asi como los ácidos correspondientes y las sales de los mismos. Los inhibidores de incrustaciones tipo fosfonato/ácido fosfónico con frecuencia se prefieren a la luz de su efectividad para controlar las incrustaciones a una concentración relativamente baja. Los inhibidores de incrustaciones poliméricas, tales como poliacrilamidas, sales o sulfonato de acrilamido-metilpropano/copolímero de ácido acrilico (AMPS/AA) , copolímero maleico fosfatado (PHOS/MA) o sal de sodio de ácido polimaleico/ácido acrilico/terpolimeros de acrilamido-metilpropansulfonato (P A/AMPS) , también son inhibidores efectivos de incrustaciones. Se prefieren las sales de sodio. Adicionalmente son útiles, en especial para salmueras, agentes quelantes, entre los que se incluyen ácido dietilentriaminpentametileno fosfónico y ácido etilendiaminotetraacético .
Además, se prefieren como agentes para eliminación de incrustaciones ácidos inorgánicos y orgánicos fuertes tales como ácido clorhídrico, ácido acético y ácido fórmico. Los agentes para eliminación de incrustaciones cáusticas se pueden emplear para eliminar incrustaciones de sulfato y pueden incluir hidróxido de sodio, quelantes tales como EDTA, glucoheptanato y urea.
Ilustrativo de los agentes desemulsionantes que son útiles incluyen, de manera enunciativa, polímeros de condensación de óxidos de alquileno y glicoles, tales como polímeros de condensación de óxido de etileno y óxido de propileno de di-propilenglicoles, así como trimetilolpropano, y resinas de fenol formaldehído, alquilo sustituidas diepóxidos de bis-fenilo, y ésteres y diésteres de estos productos di-funcionales . En especial se prefieren como desemulsionantes no iónicos las resinas de formaldehído fenol oxialquiladas, aminas oxialquiladas y poliaminas, poliéteres oxialquilados di-epoxidados, etc. Los desemulsionantes aceite en agua adecuados incluyen cloruro de politrietanolaminmetilo cuaternario, coloide de ácido melamina, poliacrilamida aminometilada etc.
Los inhibidores de parafina útiles como el agente para tratamiento de pozos incluyen, de manera enunciativa, copolimeros de acetato etilen/vinílico, acrilatos (tales como ésteres de poliacrilato y ésteres de metacrilato de alcoholes grasos), y olefina/ésteres maleicos.
Los inhibidores de corrosión ilustrativos útiles para la práctica de la invención incluyen, de manera enunciativa, imidazolinas grasas, alquilpiridinas, alquilpiridina cuaternaria, aminagrasa cuaternaria y sales de fosfato de imidazolinas grasas.
Los químicos para el tratamiento de gas hidratado o los inhibidores que son útiles para la práctica de la presente invención incluyen de manera enunciativa, polímeros y homopolímeros y copolímeros de vinilpirrolidona, vinilcaprolactama .
Los químicos de tratamiento con asfalteno ilustrativos incluyen de manera enunciativa, homopolímeros y copolímeros de éster graso (tales como, ésteres grasos de polímeros y copolímero de ácido acrílico y metacrílico) y monooleato de sorbitán.
Los agentes espumantes adecuados incluyen, de manera enunciativa, aquellos que sean anfotéricos, aniónicos o catiónicos. Los agentes espumantes aniónicos preferidos incluyen betaínas, sulfatos de alquiléter, sulfatos oxialquilados, sulfatos de alcohol alcoxilado, ésteres de fosfato, fosfatos de alquiléter, ésteres de fosfato y alcohol alcoxilado, sulfatos de alquilo, así como sulfatos de alfa-olefina. Se incluyen como tensioactivos anfotéricos; glicinatos, anfoacetatos , propionatos, betaínas y mezclas de los mismos.
Los tensioactivos ilustrativos incluyen tensioactivos catiónicos, anfotéricos, aniónicos y no iónicos. Los tensioactivos catiónicos incluidos son aquellos que contienen una porción de amonio cuaternario (tal como, una amina cuaternaria lineal, una amina cuaternaria de bencilo o un haluro de amonio cuaternario) , una porción de sulfonio cuaternario o una porción de fosfonio cuaternario o mezclas de los mismos. Los tensioactivos adecuados que contienen un grupo cuaternario incluyen haluro de amonio cuaternario o amina cuaternaria, tal como cloruro de amonio cuaternario o un bromuro de amonio cuaternario. Los tensioactivos anfotéricos incluidos son glicinatos, anfoacetatos, propionatos, betainas y mezclas de los mismos. El tensioactivo catiónico o anfotérico puede tener un extremo hidrofóbico (que puede estar saturado o sin saturar) tal como una longitud de cadena de C12-C18 átomos de carbono. Además, el extremo hidrofóbico se puede obtener de un aceite natural proveniente de plantas, tales como, uno o más de aceite de coco, aceite de colza y aceite de palma. Los tensioactivos preferidos incluyen cloruro de N, N, N-trimetil-1-octadecamonio, cloruro de N, , N-trimetil-l-hexadecamonio, y cloruro de N, N, N-trimetil-l-soyamonio y mezclas de los mismos. Los tensioactivos aniónicos adecuados son sulfonatos (similares a sulfonato de xileno sódico y sulfonato de naftaleno sódico) , fosfonato, etoxisulfato y mezclas de los mismos .
Los eliminadores de oxigeno ilustrativos incluyen triazinas, maleimidas, formaldehídos, aminas, carboxamidas, compuestos alquilcarboxil-azo compuestos de cumina-peróxido derivados de morfolino y amino derivados de morfolina y piperazina, óxidos de amina, alcanolaminas, poliaminas alifáticas y aromáticas.
El adsorbente insoluble en agua puede ser cualquiera de diversos tipos de materiales de alta área superficial disponibles comercialmente que tengan afinidad para adsorber el agente para tratamiento de pozos. Típicamente, el área superficial del adsorbente del compuesto para tratamiento de pozos está entre aproximadamente 1 m2/g a aproximadamente 100 m2/g.
Los adsorbentes adecuados incluyen minerales divididos finamente, fibras, cáscaras molidas de almendra, cáscaras molidas de nuez y cáscaras molidas de coco. Los adsorbente insolubles en agua adecuados adicionales incluyen carbón activado y/o carbones vegetales, partículas de sílice, sílices precipitadas, sílice (arena de cuarzo) , alúmina, sílice-alúmina, tal como, gel de sílice, mica, silicato, por ejemplo, ortosilicatos o metasilicatos, silicato de calcio, arena (por ejemplo, malla 20-40), bauxita, caolín, talco, circonio, boro y vidrio, incluyendo microesferas o perlas de vidrio, cenizas volantes, zeolitas, tierra diatomácea, cáscaras molidas de nuez, tierra de batán y adsorbentes sintéticos orgánicos insolubles en agua de alto peso molecular. En particular se prefieren la tierra diatomácea y cáscaras molidas de nuez.
Además son útiles como adsorbentes las arcillas tales como arcillas naturales, de preferencia, aquellas que tengan una superficie cargada negativamente, relativamente grande, y una superficie mucho menor que esté cargada positivamente. Otros ejemplos de estos materiales de alta área superficial incluyen arcillas tales como, bentonita, ilita, montmorillonita y arcillas sintéticas.
La proporción en peso del agente para tratamiento de pozos al adsorbente insoluble en agua en el compuesto en general está entre aproximadamente 90:10 hasta aproximadamente 10:90. La cantidad del agente para tratamiento en el compuesto es aquella cantidad suficiente para llevar a cabo la liberación deseada en el fluido producido durante un periodo de tiempo sostenido. En general, la cantidad del agente para tratamiento de pozos liberado es entre aproximadamente 0.05 hasta aproximadamente 5 (de preferencia entre aproximadamente 0.1 hasta aproximadamente 2) por ciento en peso con base en el peso total del fluido producido que fluye. En algunos casos, la cantidad del agente para tratamiento en el fluido producido del pozo puede ser tan baja como 0.1 ppm. Estas pequeñas cantidades de los agentes para tratamiento de pozos en el fluido producido liberado del compuesto que forma el gránulo comprimido pueden ser suficientes para hasta 1,000 volúmenes de poro y típicamente proporciona hasta seis a doce meses de inhibición continua del depósito no deseado.
El aglutinante, al cual se agrega el compuesto, en general, sirve para mantener el agente para tratamiento de pozos y cualesquiera agentes aditivos deseados juntos durante la compresión. Los aglutinantes adecuados pueden ser un aglutinante orgánico o un aglutinante inorgánico. Los aglutinantes orgánicos típicos son aquellos seleccionados de resinas de resinas de resol o novolac, tales como, resinas resol o novolac fenólicas, resinas de novolac epoxi modificadas, resinas epoxi, resinas de poliuretano, resoles fenólicos modificados alcalinos curables con un éster, resinas de melamina, resinas de urea-aldehido, resinas de urea-fenol-aldehído, furanos, cauchos sintéticos, silanos, siloxanos, poliisocianatos, poliepoxis, polimetilmetacrilatos, metilcelulosas, poliestirendivinilbencenos entrelazados reticulados, y plásticos de estos polímeros como poliésteres, poliamidas, poliimidas, polietilenos, polipropilenos, poliestirenos, poliolefinas, alcoholes polivinílicos, polivinilacetatos, poliamidas silil-modi icadas y, opcionalmente, un agente reticulante. Los aglutinantes inorgánicos típicos incluyen silicatos, por ejemplo, silicato de sodio, aluminosilicatos, fosfatos, por ejemplo, vidrio polifosfatado, boratos o mezclas de los mismos, por ejemplo, silicato y fosfato.
La cantidad de aglutinante agregado al compuesto para formar el gránulo comprimido es típicamente entre aproximadamente 0.5 hasta aproximadamente 50, de preferencia entre aproximadamente 1 hasta aproximadamente 5 por ciento con base en el peso total del aglutinante y el compuesto, antes de la compresión.
Antes de ser configurado, un agente lastrante se puede combinar con el compuesto y el aglutinante para impartir al gránulo configurado mayor gravedad específica. Cuando está presente, la cantidad del agente lastrante agregado al compuesto es aquella cantidad necesaria para ajusfar la gravedad específica de la partícula configurada a los requerimientos del pozo tratado. Los agentes lastantes adecuados incluyen arena, vidrio, hematita, sílice, arena, aluminosilicato, y una sal de metal alcalino o tetraóxido de trimanganeso .
Las partículas configuradas se pueden producir mediante procedimientos conocidos en la técnica. Típicamente, las partículas configuradas se forman al combinar el compuesto para tratamiento de pozos y opcionalmente el agente lastrante con un aglutinante y luego comprimir la mezcla en un molde de la forma deseada o al extruir la mezcla en su forma deseada.
Ilustrativo del proceso para elaborar las partículas configuradas es combinar el compuesto, preparado de acuerdo con las enseñanzas establecidas en la patente de los Estados Unidos No. 7,493,955 o 7,494,711, con un aglutinante orgánico y luego comprimir la mezcla a una temperatura entre aproximadamente 20°C hasta aproximadamente 50°C a una presión entre 3.515 kg/cm2 (50 psi) hasta aproximadamente 35.155 kg/cm2 (5000 psi). Las partículas endurecidas luego se pueden tamizar al tamaño y forma deseados. En otra modalidad preferida, los compuestos configurados se producen mediante una extrusión continua a una temperatura entre aproximadamente 400°C hasta aproximadamente 800 °C.
Las partículas configuradas además se pueden recubrir con una resina, plástico o sellante que sea resistente a los hidrocarburos producidos en el pozo. Las resinas adecuadas incluyen resinas fenólicas similares a resinas de fenol formaldehído, resinas de melamina formaldehído, resinas de uretano, resinas epoxi, poliamidas, tales como nylon, polietileno, poliestireno, resinas de furano o una combinación de las mismas.
La capa de recubrimiento sirve para reforzar el gránulo comprimido, proteger el gránulo de las condiciones ambientales severas, proteger al gránulo de la ruptura, a medida que se baja en el pozo y a retrasar el tiempo de liberación del agente para tratamiento de pozos del gránulo. La capa de recubrimiento se puede aplicar al gránulo al mezclar el gránulo y el material de recubrimiento en un recipiente a temperaturas elevadas, típicamente entre aproximadamente 93.33°C (200°F) hasta aproximadamente 176.66°C (350°F), de preferencia entre aproximadamente 121.11°C (250°F) . Además se puede agregar al recipiente durante el mezclado un adherente, tal como un adhesivo de resina o una resina espesante. El adherente se puede utilizar para ayudar a la adhesión del recubrimiento sobre el gránulo comprimido. Alternativamente, la capa de recubrimiento también se puede aplicar como un aerosol en un recubrimiento a base de solventes sobre el gránulo comprimido y luego secar para eliminar el solvente.
Los siguientes ejemplos son ilustrativos de algunas modalidades de la presente invención. Otras modalidades dentro del alcance de las reivindicaciones en la presente serán evidentes para aquellos expertos en la técnica a partir de la consideración de la descripción establecida en la presente. Se pretende que la especificación, junto con los ejemplos, se considere únicamente ilustrativa, con el alcance y espíritu de la invención que se indicarán por las reivindicaciones más adelante.
EJEMPLOS
Todos los porcentajes establecidos en los Ejemplos se proporcionan en los términos de unidades de peso, excepto como se puede indicar de otra manera.
Ejemplo 1. En un tapón de mezclado se agregaron aproximadamente 800 g de absorbente de tierra diatomácea de malla 10/50 (Celite MP-79) . Se agregó una cuchilla mezcladora de paletas y se agregó organofosfato líquido (Solutia Dequest 2000) al tazón de mezclado a una velocidad en la cual el líquido se absorbió fácilmente, y el líquido no se sedimentó. Después de que se agregó todo el líquido, se continuó el mezclado hasta que se produjo una combinación homogénea. La combinación luego se secó a 107.22°C (225°F) hasta que la humedad porcentual del producto resultante fue menor del 3% . El compuesto así preparado contuvo 25 por ciento en peso de un inhibidor de incrustaciones de organofosfato .
Al compuesto luego se agregó un aglutinante de una resina epoxi (A) , una resina fenólica (B) y alcohol polivinílico (C) . La mezcla contuvo aproximadamente 50 por ciento en peso de la resina. La mezcla luego se comprimió bajo una presión de aproximadamente 17.577 kg/cm2 (250 psi) durante aproximadamente 1 minuto en un molde para proporcionar un gránulo cilindrico que parece un disco de hockey que tuvo un diámetro de aproximadamente 2.54 cm (1 pulgada) y un espesor de aproximadamente 1.27 cm (0.5 pulgadas) para proporcionar un Disco (A) , (B) y (C) correspondiente al aglutinante de resina epoxi, el aglutinante de resina fenólica y el aglutinante de alcohol polivinilico, respectivamente. El Disco (D) se obtuvo al recubrir el Disco (C) con una resina epoxi mediante aerosol y secado .
Ejemplo 2. Las características de elución del Disco C y el Disco D luego se determinaron al empacar aproximadamente 440 gramos de arena de fracturación blanca 20/40 Ottawa y 3 trozos de discos en una columna de acero inoxidable de 30 cm de longitud (ID = 3,48 cm) . El volumen de poro de la columna fue de aproximadamente 80 mililitros. La columna se eluyó con una salmuera sintética (0.025 mol/L de CaCl2, 0.015 mol/L de NaHC03, 1 mol/L de NaCl, rociados con 100% de C02) a 60°C, a una magnitud de flujo de 270 ml/hora. La solución efluente se recolectó y se analizó para la concentración de fósforo y calcio para obtener la curva de regreso de flujo del inhibidor, establecida en la figura 1. Como se ilustra en la figura 1, la concentración de fósforo en el efluente disminuyó gradualmente a medida que se bombeo en la columna salmuera sintética. Después de 1200 volúmenes de poro de flujo de regreso, la concentración de fósforo efluente permaneció a aproximadamente 0.4 ppm. No hubo diferencia significativa encontrada entre las curvas de regreso de fósforo del Disco (C) y el Disco (D) . Los datos demuestran la facilidad que tienen los discos mientras que fluyen a través de la tubería de producción.
Ejemplo 3. Se mezclaron el Disco (A) y el disco
(B) con 500 mi de agua. Después de 30 minutos, el sobrenadante se retiró y se midió la concentración de fósforo en el sobrenadante mediante un espectrómetro (ICP) . La prueba se repitió 14 veces. La cantidad de fósforo residual en el sobrenadante, ilustra como la prueba de descomposición estática, se ilustra en la figura 2. La figura 2, demuestra que la concentración de fósforo en la concentración efluente del Disco (B) fue superior a la del Disco (A) de muestra después del lavado con agua de grifo.
Ejemplo 4. A aproximadamente 95% en peso del compuesto del Ejemplo 1, se agregó aproximadamente 5% en peso de una cera de polietileno de alta fusión. La mezcla luego se comprimió en un gránulo que tuvo un diámetro de 1 mm y aproximadamente 1.27 cm (media pulgada) de altura para obtener el Disco (E) . El Disco (F) se obtuvo al recubrir el gránulo comprimido del Disco (E) con aproximadamente 20% peso de resina epoxi y al secar la resina recubierta a 48.88°C (120°F). El Disco (E) y Disco (F) luego se sumergieron en agua a 82.22°C (180°F) durante cinco días. No se observó deterioro en ningún disco después de 5 días. El Disco (E) y el Disco (F) luego se sumergieron en Petróleo Crudo W Texas durante dos semanas a (140°F) . No se observó deterioro en ningún disco después de dos semanas. Se condujeron estudios de elución sobre el Disco (E) y el Disco (F) de acuerdo con las condiciones de prueba del Ejemplo 2. La figura 3 representa la curva de regreso de flujo del inhibidor del Disco (E) y el Disco (F) . Los resultados indican la liberación del inhibidor de incrustaciones sobre la concentración mínima del inhibidor efectivo de 0.1 mg/1, incluso después de 1500 volúmenes de poro de la elución de fluido a través de la columna cuando se terminó la prueba. Los resultados de la curva de liberación para el Disco (F) recubierto no indican liberación prematura del inhibidor al inicio lo cual debe dar por resultado en una mayor efectividad del disco.
A partir de lo anterior, se observará que se pueden ajustar muchas variaciones y modificaciones sin apartarse del verdadero espíritu y alcance de los conceptos novedosos de la invención .
Claims (21)
1. Un método para inhibir o controlar la velocidad de liberación de un agente para tratamiento de pozos en un pozo caracterizado por introducir en el pozo un gránulo comprimido configurado de un aglutinante y un compuesto de un agente para tratamiento de pozos adsorbido sobre un adsorbente insoluble en agua.
2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el pozo es un pozo de producción.
3. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque los gránulos comprimidos configurados son esféricos.
4. El método de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque los gránulos comprimidos configurados se dejan caer directamente en el pozo desde la boca del pozo.
5. El método de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque los gránulos comprimidos configurados se dejan caer directamente en la tubería de producción dentro del pozo.
6. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la gravedad especifica de los gránulos comprimidos configurados está entre aproximadamente 1.1 hasta aproximadamente 3.
7. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el pozo es un pozo horizontal o desviado .
8. El método de conformidad con la reivindicación 7, caracterizado porque el pozo es un pozo desviado y en donde las desviaciones en el pozo están entre aproximadamente 45° hasta aproximadamente 89° o en donde las desviaciones en el pozo tienen forma de "S".
9. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el gránulo comprimido configurado contiene además un agente lastrante.
10. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el gránulo está recubierto con una resina .
11. El método de conformidad con la reivindicación I, caracterizado porque los gránulos comprimidos configurados se introducen en el pozo en un receptáculo y además en donde el receptáculo está suspendido en el pozo a una zona destinada .
12. El método de conformidad con la reivindicación II, caracterizado porque el gránulo comprimido configurado está configurado cilindricamente.
13. El método de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque el receptáculo es una canasta de alambre .
1 . El método de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque el receptáculo está suspendido en el fondo del pozo mediante un cable de acero.
15. El método de conformidad con la reivindicación 11, caracterizado porque el receptáculo está colgado en el fondo de una bomba de barras.
16. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el agente para tratamiento de pozos se selecciona del grupo que consiste de inhibidores de corrosión, inhibidores de incrustaciones, inhibidores de parafina, inhibidores de hidratos de gas, inhibidores de formación de sal, dispersantes de asfáltenos, agentes espumantes, eliminadores de oxigeno, biocidas y tensioactivos .
17. El método de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque el agente para tratamiento de pozos es un inhibidor de incrustaciones.
18. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el adsorbente es tierra diatomácea.
19. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el aglutinante se selecciona del grupo que consiste de alcohol polivinilico, una resina epoxi o una resina fenólica.
20. Un método para inhibir o controlar la formación de depósitos no deseados en un pozo desviado caracterizado por: (a) introducir en la tubería en el pozo un gránulo esférico comprimido de un aglutinante y un compuesto de un agente para tratamiento de pozos adsorbido sobre un adsorbente insoluble en agua; (b) hacer fluir las esferas sobre las obstrucciones dentro de la tubería y desviaciones en el pozo en un área destinada en el pozo donde no se desean depósitos no deseados; y (c) liberar continuamente del gránulo esférico el agente para tratamiento de pozos en el área destinada.
21. Un método para inhibir o controlar la formación de depósitos no deseados en un pozo caracterizado por : (a) introducir en la tubería en el pozo un receptáculo que contiene un gránulo esférico comprimido de un aglutinante y un compuesto del agente para tratamiento de pozos adsorbidos sobre un adsorbente insoluble en agua; (b) bajar el receptáculo a una zona destinada en el pozo donde no se desean depósitos, y (c) liberar continuamente del gránulo esférico el agente para tratamiento de pozos en el área destinada.
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