MX2013011702A - Metodo y composiciones para la recuperacion mejorada de petroleo. - Google Patents
Metodo y composiciones para la recuperacion mejorada de petroleo.Info
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Abstract
Un fluido de inundación para su uso en la recuperación de petróleo desde de una formación que contiene petróleo se prepara mezclando un depurador de oxígeno que comprende esencialmente una solución acuosa alcalina de por lo menos un borohidruro soluble en agua con un fluido de entrada acuoso o no acuoso que tiene oxígeno disuelto en él para reducir el nivel del oxígeno disuelto.
Description
METODO Y COMPOSICIONES PARA LA RECUPERACION MEJORADA DE
PETRÓLEO ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN CAMPO DE LA INVENCIÓN
La presente invención se relaciona con un proceso para preparar fluidos para su uso en la récuperación de petróleo, con composiciones de fluidos para su uso en la recuperación de petróleo y con métodos para usar tales fluidos en la recuperación de petróleo.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LA TÉCNICA PREVIA
La recuperación de petróleo desde formaciones subterráneas puede ser un proceso de varias etapas. Si bien algún petróleo puede aparecer bajo presión en dichas formaciones y puede ser extraíble usando procesos primarios que dependen de la presión del petróleo en la formación para expulsar el petróleo desde la formación, el petróleo frecuentemente permanece después de que los procesos primarios se han hecho ineficaces. En dichos casos, los procesos secundarios y terciarios pueden ser útiles para extraer petróleo adicional desde las formaciones. En estos últimos procesos, un fluido normalmente se inyecta en la formación bajo presión a través de un primer pozo para inundar o impulsar el petróleo residual hacia uno o más pozos de extracción. El fluido de inundación puede ser un gas tal como dióxido de carbono, o un líquido, tal como agua obtenida localmente, tal como agua dulce o agua de mar. Según cuál sea la naturaleza de la formación, suele ser deseable aumentar la viscosidad del fluido de inundación. Esto se puede lograr agregando -un material polimérico al fluido de inundación. El material polimérico puede ser un material polimérico natural de origen biológico, tal como, por ejemplo, biopolisacáridos, que se revelan en la Patente Estadounidense N° 4.458.753,
incorporada en la presente en la presente como referencia, o un polímero sintético, tal como, por ejemplo, poliacrilamida.
El oxígeno disuelto en el fluido de inundación puede presentar numerosos problemas. Por ejemplo, en el caso de los polímeros biológicos en particular, el oxígeno disuelto puede acelerar la degradación del polímero, que deriva en una reducción indeseable en la viscosidad del fluido de inundación. Además, el oxígeno disuelto puede tener un efecto corrosivo sobre los equipos usados para proveer el fluido de inundación a la formación, tales como bombas, equipos de mezcla, tuberías de revestimiento y similares.
Se han hecho muchos intentos para reducir la cantidad de oxígeno disuelto en dichos fluidos de inundación. Por ejemplo, la Patente Estadounidense N° 4.414.334 revela el uso de alcohol para reaccionar con el oxígeno disuelto en la presencia de una oxidasa de alcohol para remover el oxígeno libre de un fluido. También se han empleado composiciones de ditionito de sodio, tales como la Publicación de Patente Estadounidense N° 201 1-0232904 A1 , incorporada en la presente como referencia. La Patente Estadounidense 4.059.533, incorporada en la presente como referencia, revela mezclas de ditionito de sodio y ditionato de sodio como depuradores en fluidos de perforación de petróleo y en operaciones de recuperación primarias y terciarias.
Los biopolímeros tales como gomas, producidas mediante fermentación usando bacterias del género Xanthomonas y biopolisacáridos, producidos mediante fermentación con bacterias del género Sclerotium y del género Alcaligenes, se han usado en fluidos de inundación, tales como los revelados en la Patente Estadounidense 3.305.016, en la Patente Estadounidense 3.372.749 y en la Memoria Descriptiva de Patente Británica 2.082..189, respectivamente. La Patente
Estadounidense 4.458.753, incorporada en la presente como referencia, revela el agregado de un borohidruro de metal alcalino a una solución acuosa de dichos biopolisacáridos mejora la estabilidad de la temperatura del biopolímero. Según la Patente Estadounidense 4.218.327, incorporada en la presente como referencia, la viscosidad de fluidos de inundación que contienen goma de xantano se puede estabilizar eliminando sustancialmente todo el oxígeno disuelto y luego agregando el polímero de goma de xantano, por lo menos un antioxidante que contiene azufre, y por lo menos un alcohol o glicol soluble en agua oxidado fácilmente.
Cuando se ha enfrentado el tapón de cloruro férrico de los pozos de inundación con agua, el agregado de un hidrosulfito soluble en agua, tal como hidrosulfito de potasio, sodio, o amonio ha demostrado ser útil en la reducción de la oxidación del cloruro ferroso soluble hacia el cloruro férrico insoluble, según la Patente Estadounidense 3.343.601 , incorporada en la presente como referencia. La Patente Estadounidense 3.399.725, incorporada en la presente como referencia, revela un proceso para recuperar petróleo crudo desde formaciones que contienen petróleo subterráneo, usando un medio de inundación acuoso sustancialmente libre de oxígeno molecular y que contiene un polímero orgánico sustancialmente lineal, soluble en agua. Se enfrentan iones ferrosos en la mayor parte de las formaciones que contienen hidrocarburos y la oxidación hacia el estado férrico puede derivar en la degradación del polímero orgánico, reduciendo la eficacia del proceso de recuperación.
Cuando los materiales poliméricos están incluidos en los fluidos acuosos para su uso en la recuperación de petróleo, el material polimérico se debe disolver o dispersar en los fluidos, normalmente mediante operaciones de mezcla. Dichas operaciones de mezcla crean turbulencia, que pueden simultáneamente
aumentar sustancialmente el nivel del oxígeno disuelto en el fluido acuoso, en detrimento de las operaciones de recuperación de petróleo posteriores.
Existe una necesidad continua de reducir el nivel del oxígeno disuelto de fluidos acuosos empleados en las operaciones de recuperación de petróleo.
COMPENDIO DE LA INVENCIÓN
La presente invención provee un proceso para preparar un fluido de inundación para su uso en la recuperación del petróleo desde una formación que contiene petróleo. El proceso incluye proveer un fluido de entrada, tal como un fluido acuoso, o un fluido no acuoso tal como monoetilenglicol, que tiene oxígeno disuelto en él. En un aspecto de la invención, el fluido de entrada es un fluido acuoso, tal como una solución de salmuera acuosa y específicamente, una solución de salmuera acuosa alcalina. El proceso también incluye, en una realización, mezclar un depurador de oxígeno que comprende esencialmente por lo menos un borohidruro soluble en agua con el fluido de entrada para reducir el nivel de oxígeno disuelto en el fluido.
En otra realización, el proceso además incluye mezclar un depurador de oxígeno que comprende por lo menos un borohidruro soluble en agua con el fluido de entrada para reducir el nivel de oxígeno disuelto en el fluido.
Preferentemente, el depurador de oxígeno es una solución acuosa alcalina que incluye desde el 5% hasta el 20% en peso de borohidruro de sodio y desde el 30% hasta el 50% en peso de hidróxido de sodio. Más preferentemente, la solución acuosa alcalina incluye desde el 10% hasta el 15% en peso de borohidruro de sodio y desde el 35% hasta el 45% en peso de hidróxido de sodio. Aún más preferentemente, la solución acuosa alcalina incluye desde el 12% hasta el 14% en peso de borohidruro de sodio y desde el 37% hasta el 42% en peso de hidróxido de
sodio.
El proceso además opcionalmente incluye, dentro de un período predeterminado de tiempo después de que por lo menos el borohidruro soluble en agua se mezcla con el fluido de entrada, mezclar por lo menos un material polimérico con el fluido que contiene por lo menos un borohidruro soluble en agua para disolver o dispersar por lo menos un material polimérico en el fluido y por lo tanto proveer un fluido de inundación.
Preferentemente, la cantidad de por lo menos un borohidruro de sodio soluble en agua es por lo menos suficientemente grande para reducir el nivel del oxígeno disuelto en el fluido de inundación a menos de uná cantidad detectable.
En un aspecto del presente proceso, el período de tiempo predeterminado es de quince segundos. En otro aspecto del presente proceso, el período de tiempo predeterminado es de diez segundos. En aún otro aspecto del presente proceso, el período de tiempo predeterminado es de cinco segundos.
Preferentemente, la cantidad de depurador de oxígeno se ajusta de manera tal que el fluido de inundación contenga por lo menos 6,6 x 10-8 moles de borohidruro por cada gramo de fluido de inundación después de que el oxígeno disuelto en el fluido de entrada se ha depurado y más preferentemente, el fluido de inundación contiene desde 6,6 x 10-8 hasta 2,64 x 10-7 moles de borohidruro por cada gramo de fluido de inundación después de que el oxígeno disuelto en el fluido de. inundación se ha depurado.
Preferentemente, por lo menos un borohidruro soluble en agua se selecciona del grupo formado por borohidruro de litio, borohidruro de sodio y borohidruro de potasio. Más preferentemente, por lo menos un borohidruro soluble en agua es borohidruro de sodio.
El material polimérico puede ser un material polimérico sintético o un material polimérico natural. En un aspecto de la presente invención, el material polimérico sintético se preferentemente un material polimérico sintético aniónico. Preferentemente, el material polimérico sintético aniónico se selecciona del grupo formado por poliacrilamidas, homopolímeros y copolímeros que incluyen por lo menos un ácido carboxílico en forma etilénica insaturado. En otro aspecto, se prefiere que el polímero sintético se seleccione del grupo formado por carboximetilcelulosa, hidroxietilcelulosa y carboximetilhidroxietilcelulosa.
En un aspecto, el proceso de la presente invención además incluye proveer por lo menos un surfactante, y mezclar por lo menos un surfactante con el fluido de entrada de manera tal que el fluido de inundación además comprenda por lo menos un surfactante. Preferentemente, por lo menos un surfactante se mezcla con el fluido de entrada antes de que se mezcle por lo menos un material polimérico.
En otro aspecto de la presente invención, el depurador de oxígeno comprende un agente de estabilización básico y por lo menos un borohidruro soluble en agua. En una realización de la presente invención el agente de estabilización básico es una base soluble en agua, tal como hidróxido de sodio o hidróxido de potasio. En otra realización de la presente invención, el depurador de oxígeno comprende esencialmente una solución acuosa de hidróxido de sodio y por lo menos un borohidruro soluble en agua.
La presente invención también provee un proceso para la recuperación de petróleo desde una formación que contiené petróleo. El proceso incluye proveer un fluido de entrada, tal como un fluido acuoso, o un fluido no acuoso tal como monóetilenglicol, que tiene oxigeno disuelto en él. En un aspecto
de la invención, el fluido acuoso es una solución de salmuera acuosa, y específicamente, una solución de salmuera ,acuosa alcalina. El proceso además incluye, en una realización, mezclar un depurador de oxígeno que comprende esencialmente por lo menos un borohidruro soluble en agua con el fluido de entrada para reducir el nivel de oxígeno disuelto n el fluido de entrada.
En otra realización, el proceso además incluye mezclar un depurador de oxígeno comprende una solución acuosa alcalina que comprende por lo menos un borohidruro soluble en agua con el fluido de entrada para reducir el nivel de oxígeno disuelto en el fluido de entrada.
Preferentemente, la solución acuosa alcalina incluye desde el 5 hasta
20% en peso de borohidruro de sodio y desde el 30% hasta el 50% en. peso de hidróxido de sodio. Más preferentemente, la solución acuosa alcalina incluye desde el 10% hasta el 15% en peso de borohidruro de sodio y desde el 35% hasta el 45% en peso de hidróxido de sodio. Aun más preferentemente, la solución acuosa alcalina incluye desde el 12% hasta el 14% en peso de borohidruro de sodio y desde 37% hasta el 42% en peso de hidróxido de sodio.
El proceso además opcionalmente incluye, preferentemente dentro de un período de tiempo después de que por lo menos un borohidruro soluble en agua se mezcla con el fluido de entrada, mezclar por lo menos un material polimérico con el fluido de entrada que contiene por lo menos un borohidruro soluble en agua para disolver o dispersar por lo menos un material polimérico en el fluido de entrada y por lo tanto proveer un fluido de inundación.
Preferentemente, el período de tiempo predeterminado es de 30 segundos, más preferentemente 15 segundos, y aún más preferentemente, 10 segundos. Preferentemente, la cantidad de por lo menos un borohidruro soluble en
agua es por lo menos suficientemente grande para reducir el nivel de oxígeno disuelto en el fluido de inundación a menos de una cantidad detectable.
El proceso también comprende inyectar el fluido de inundación en la formación que contiene petróleo; y extraer el petróleo residual desde la formación que contiene petróleo. Preferentemente, la cantidad del depurador de oxígeno se ajusta de manera tal que el fluido de inundación contenga por lo menos 6,6 x 10-8 moles de borohidruro por cada gramo de fluido de inundación después de que el oxígeno disuelto en el fluido se ha depurado y más preferentemente, el fluido de inundación contiene desde 6,6 x 10-8 hasta 2,64 x 10-7 moles de borohidruro por cada gramo de fluido de inundación después de que el oxígeno disuelto en el fluido de entrada se ha depurado.
Preferentemente, por lo menos un borohidruro soluble en agua se selecciona del grupo formado por borohidruro de litio, borohidruro de sodio y borohidruro de potasio. Más preferentemente, por lo menos un borohidruro soluble en agua es borohidruro de sodio.
El material polimérico puede ser un material polimérico sintético o un material polimérico natural. En uno de los aspectos de la presente invención, el material polimérico sintético es preferentemente un material polimérico sintético aniónico. Preferentemente, el material polimérico sintético añlónico se selecciona del grupo formado por poliacrilamidas, homopolímeros y copolímeros que incluyen por lo menos un ácido carboxílico insaturado en forma etilénica. En otro aspecto, se prefiere que el polímero sintético se seleccione del grupo formado por carboximetilcelulosa, hidroxietilcelulosa y carboximetilhidroxietilcelulosa. En otro aspecto, el material polimérico es un material polimérico sintético seleccionado del grupo formado por poliacrilamidas, homopolímeros y copolímeros que incluyen por
lo menos un ácido carboxílico ¡nsaturado en forma etilénica, carboximetilcelulosa, hidroxietilcelulosa y carboximetilhidroxietilcelulosa.
En un aspecto, el proceso de la presente invención además incluye proveer por lo menos un surfactante, y mezclar por lo menos un surfactante con el fluido de manera tal que el fluido de inundación además comprenda por lo menos un surfactante. Preferentemente, por lo menos un surfactante se mezcla con el fluido antes de que se mezcle por lo menos un material polimérico.
En otro aspecto de la presente invención, el depurador de oxígeno comprende un agente de estabilización básico y por lo menos un borohidruro soluble en agua. En una de las realizaciones de la presente invención el agente de estabilización básico es una base soluble en agua, tal como hidróxido de sodio o hidróxido de potasio. En otra realización de la presente invención, el depurador de oxígeno comprende esencialmente una solución acuosa de hidróxido de sodio y por lo menos un borohidruro soluble en agua.
En otro aspecto, la presente invención provee un fluido de inundación para la mejora de la recuperación de petróleo desde formaciones subterráneas.
En uno de los aspectos, el fluido de inundación comprende esencialmente agua, por lo menos un borohidruro soluble en agua y un material polimérico, el fluido tiene oxígeno disuelto en una concentración menor que una cantidad detectable.
En otro aspecto, el fluido de inundación comprende un fluido no acuoso, preferentemente monoetilenglicol, por lo menos un borohidruro soluble en agua y un material polimérico, el fluido tiene oxígeno disuelto en una concentración menor que una cantidad detectable.
En otro aspecto, el fluido de inundación acuoso comprende agua, por
lo menos un borohidruro soluble en agua y un material polimérico, el fluido tiene oxígeno disuelto en una concentración menor que una cantidad detectable. En aún otro aspecto, el fluido de inundación incluye por lo menos una base acuosa. Preferentemente, por lo menos un borohidruro soluble en agua es borohidruro de sodio. Preferentemente, el nivel de la base es suficiente para proveer un pH de 9 a 12. Preferentemente, la concentración del borohidruro de sodio es de 5 ppm a 200 ppm, más preferentemente de 10 ppm a 100 ppm, aún más preferentemente de 25 ppm a 50 ppm.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS
La Figura 1 es un diagrama de bloques que muestra una realización del proceso de la presente invención.
La Figura 2 es una fotografía que muestra la configuración del aparato usado para llevar a cabo un ensayo sobre el terreno del proceso de la presente invención.
DESCRIPCIÓN DETALLADA
El proceso de la presente invención provee una reducción muy rápida en el nivel de oxígeno disuelto en el agua u otro fluido acuoso o un fluido jio acuoso tal como monoetilenglicol que se está usando en operaciones de recuperación secundaria y terciaria o "mejorada" de petróleo desde formaciones subterráneas. El proceso permite preparar rápidamente un fluido de inundación, que incluye un material polimérico con un muy bajo nivel de oxígeno disuelto. El nivel de oxígeno disuelto se puede reducir casi instantáneamente a por debajo de los niveles detectables usando el presente proceso. Por "menos que una concentración detectable" o "menos que un nivel detectable" de oxígeno disuelto se entiende un nivel de oxígeno disuelto caracterizado por un potencial de reducción de oxígeno
menor de -1000 mV.
El proceso se puede usar para preparar fluidos de inundación acuosos y no acuosos para usar en operaciones de recuperación de petróleo de inundación de polímero, en operaciones de recuperación de petróleo de inundación de surfactante y polímero ("SP") y en operaciones de recuperación de petróleo de polímero y surfactante alcalino ("ASP").
El fluido empleado en el proceso de la presente invención puede ser cualquier tipo de fluido acuoso o no acuoso empleado en operaciones de recuperación secundaria y/o terciaria de petróleo. Por ejemplo, el fluido acuoso puede ser agua dulce obtenida desde el suministro de agua doméstico local o desde pozos locales, o agua reciclada o regenerada. Alternativamente, el fluido acuoso puede ser salmuera obtenida desde fuentes de agua salada locales, o una salmuera preparada agregando materiales inorgánicos adecuados a agua dulce, tales como carbonato de sodio para proveer una solución alcalina, tal como una solución alcalina que tiene un pH de 9 a 11 , generalmente denominada en el arte salmuera "producida". Las salmueras alcalinas se pueden producir mediante el agregado soda cáustica, silicato de sodio o hidróxido de sodio. Dichas salmueras producidas frecuentemente tienen una elevada concentración de iones divalentes tales como más de 1000 ppm. Se pueden preferir las soluciones alcalinas según la naturaleza del petróleo de la formación subterránea, así como la naturaleza de la propia formación subterránea. Por ejemplo, el petróleo puede contener materiales ácidos tales como ácidos naftalénicos que se pueden convertir mediante la reacción química con la solución alcalina en un material surfactante (jabones) que son beneficiosos para la operación de recuperación. La solución alcalina también puede mejorar la recuperación reduciendo la cantidad del surfactante agregado que retiene
la roca en la formación subterránea.
El fluido de entrada también puede ser un fluido no acuoso tal como dioles, trioles orgánicos y similares, tales como monoetilenglicol, dietilenglicol, trietilenglicol y polietilenglicoles.
Los materiales poliméricos preferentemente se agregan y se mezclan con el fluido de entrada en el proceso de la presente invención para disolver o dispersar el material polimérico en el fluido de entrada. Preferentemente, se emplean materiales poliméricos solubles en agua en el proceso de manera tal que el agregado y la mezcla de materiales poliméricos solubles en agua provea una solución del material polimérico en el fluido de entrada. La cantidad y el tipo del material polimérico soluble en agua que se debe agregar y mezclar con el fluido depende de el equilibrio hidrófobo/hidrófilo del fluido de entrada, de la viscosidad deseada para el fluido de inundación y de las características de la formación subterránea. El aumento de la viscosidad del fluido de inundación puede aumentar la cantidad del petróleo recuperado, según las características de la formación subterránea específica, como lo puede determinar un experto en el arte.
Ejemplos de polímeros que se pueden emplear en el proceso de la presente invención incluyen polímeros sintéticos tales como homopolímeros y copolímeros de monómeros insaturados en forma etilénica, que incluyen, por ejemplo, ácido acrílico, ácido metacrílico, ácido itacónico, ácido vinil sulfónico, metacrilato de etilo, acrilato de butilo, acrilato de laurilo, metacrilato de metilo, acrilato de hidroxietilo, acrilamida, metacrilamida, acetato de vinilo, propionato de vinilo y similares. Además, se pueden emplear derivados modificados químicamente de dichos polímeros, tales como poliacrilamida parcialmente hidrolizada. Ejemplos adicionales incluyen polisacáridos tales como derivados de celulosa que incluyen
hidroximetil celulosa, hidroxiétil celulosa, carboximetilcelulosa y carboximetilhidroxietil celulosa. También se pueden emplear materiales poliméricos obtenidos biológicamente, que incluyen gomas tales como goma guar y goma de xantano y derivados químicamente modificados de ellos.
Los polímeros que se pueden emplear en el proceso y las composiciones de la presente invención se revelan, por ejemplo, en las Patentes Estadounidenses 2.827.964, 2.923.734, 2.938.017, 3.948.740, 3.953.341 , 4.060.490, 4.128.482, 4.254.249, 4.326.970, 4.406.799, 4.433.727, 4.503.909, 4.508.629, 4.524.003, 4.580.627, 4.633.947, 4.653.584, 4.852.652, 5.080.809, 5.186.257, 5.382.371 , 5.960.877, 5.968.879, 6.030.928, 6.051.670, 7.091.159, 7.1 14.568, 7.182.136, 7.622.428, 7.730.950, 7.759.292, 7.905.287, 7.934.557, 7.943.555, 8.091.638 y RE32.114, cada una de las cuales se incorpora en la presente como referencia.
Normalmente, se emplea una pequeña cantidad del material polimérico (tal como, por ejemplo, de 200 a 1000 mg/l o ppm) de un polímero soluble en agua para aumentar la viscosidad del fluido de inundación o la "inundación" que se usa en la inundación de la formación de petróleo subterránea y por lo tanto reducir la movilidad del fluido que se usa para inundar la formación. Se prefieren los materiales poliméricos que tienen un alto peso molecular, tal como de 2 a 5 millones. Se han propuesto muchos tipos diferentes de polímeros y se los ha evaluado para el uso en sistemas de recuperación mejorada de petróleo. Éstos incluyen poliacrilamidas, polivinil-pirrolidonas, hidroxietilcelulosas, ésteres de sulfato de celulosa, gomas guar, gomas de xantano, y escleroglucanos. Los materiales poliméricos son útiles para restringir la movilidad del fluido de inundación de manera tal que el fluido de inundación no viaje a través de la formación más rápidamente
que el petróleo residual de la formación. El material polimérico puede adsorber á las superficies de la formación y llenar los poros en la roca de la formación, empujando de ese modo al fluido dé inundación hacia dentro de partes previamente no inundadas de la formación, aumentando la magnitud de la recuperación de petróleo.
Opcionalmente se pueden incluir surfactantes en los fluidos de inundación de la presente invención. Dichos surfactantes se pueden agregar al fluido acuoso antes del agregado del depurador de oxígeno, o posteriormente, o se pueden premezclar con el depurador de oxígeno y/o el material polimérico. Ejemplos de surfactantes que se pueden emplear incluyen alcoholes etoxilados, alcoholes oxialquilados sulfonados, éteres de alquilo de polialquilenglicol y similares. Los surfactantes que se pueden usar en la preparación de fluidos de inundación de la presente invención se revelan, por ejemplo, en las Patentes "Estadounidenses 3.508.612, 3.638.728, 3.792.731 , 2.800.823, 3.81 1.504, 3.81 1.507, 3.946.812, 3.977.471 , 4.008.165, 4.018.278, 4.059.154, 4.066.126, 4.077.471 , 4.088.189, 4.094.789, 4.120.358, 4.120.800, 4.122.020, 4.138.345, 4.143.716, 4.157.306, 4.161.982, 4.181.178, 4.184.549, 4.187.073, 4.187.185, 4.19..382, 4.192.755, 4.192.767, 4.194.565, 4.214.999, 4.284.517, 4.293.428, 4.295.980, 4.296.812, 4.299.71 1 , 4.331.543, 4.340.492, 4.343.711 , 4.426.302, 4.426.303, 4.455.254, 4.455.255, 4.460.481 , 4.468.342, 4.469.604, 4.532.051 , 4.629.000, 4.632.786, 4.643.253, .4.720.348, 4.842.776, 5.068.043, 5.318.709, 6.225.263, 6.828.281 , 7.559.372, 7.772.162, y 7.776.930, cada una de las cuales se incorpora en la presente como referencia.
La preparación de composiciones de borohidruro acuoso adecuadas para su uso en la presente invención se revela, por ejemplo, en la Patente Estadounidense 6.866.689, incorporada en la presente como referencia. Si bien se
prefiere el borohidruro de sodio, se pueden emplear otros borohidruros tales como borohidruro de litio, borohidruro de potasio, cianoborohidruro de sodio y mezclas de ellos.
Los materiales que se deben agregar al fluido acuoso se pueden agregar usando cualquier proceso y equipo conocido en el arte, tal como mediante bombas de alimentación convenció ha les, mediante mezcla en hoyos de lodo y similares. Preferentemente, sin embargo, se deben evitar los métodos de agregado que se sabe que aumentan el nivel de oxígeno disuelto en el fluido acuoso. Además, los materiales que se deben mezclar con el fluido acuoso se pueden mezclar usando cualquier proceso y equipo conocido en el arte, como la mezcla usando uno o más mezcladores estáticos intercalados en el flujo del fluido acuoso. Sin embargo, dado que se sabe que algunos equipos y técnicas aumentan el nivel del oxígeno disuelto en el fluido acuoso, éstos se deben evitar si es factible.
Preferentemente, se recogen datos referidos a una formación subterránea específica antes de seleccionar la composición del fluido acuoso que se debe usar para inundar la formación en una operación de recuperación mejorada de petróleo. Por ejemplo, la formación se puede registrar, se pueden extraer muestras de la roca de la formación y del petróleo y se puede desarrollar un modelo estático y/o dinámico para la formación usando un software de creación de* modelos. El flujo del petróleo en la formación depende de numerosas fuerzas, que incluyen fuerzas viscosas, fuerzas capilares y la gravedad. Se puede emplear un software de simulación para predecir el efecto de diferentes métodos de recuperación mejorada de petróleo sobre la formación específica. Se pueden obtener núcleos de muestras de la formación y se pueden evaluar sus características de la inundación. En forma similar, se pueden perforar pozos piloto y se los puede inundar para proveer
información adicional acerca de las características de la inundación de la formación. Además, se pueden hacer comparaciones con efectos de diferentes métodos de recuperación mejorada de petróleo sobre formaciones que tienen características similares. ·
El fluido de inundación también puede incluir uno o más surfactantés tales como sulfonatos de petróleo o ramnolipidos, para reducir la tensión interfacial o la presión capilar que de otro modo impedirían el flujo del petróleo a través de la formación subterránea.
La Figura 1 es un diagrama de bloques que ilustra una realización del proceso 10 de la presente invención. Un tanque de contención 20 contiene una cantidad de agua dulce obtenida de un pozo local (no se muestra). El agua dulce 20 se bombea con una primera bomba de medición 22 dentro de una línea 24. Una mezcla acuosa de borohidruro de sodio e hidróxido de sodio 30 se bombea mediante una segunda bomba de medición 32 dentro de la línea 24 y la mezcla del agua dulce y el hidróxido de sodio y el borohidruro de sodio fluye a través de un primer mezclador estático 34. Una solución polimérica acuosa 40 se bombea mediante una tercera bomba de medición 42 dentro de la línea 24. La mezcla del agua dulce, el hidróxido de sodio, el borohidruro de sodio y la solución polimérica acuosa (o el fluido de inundación) fluye a través de un segundo mezclador estático 44 hacia una bomba de inyección 50 que inyecta el fluido de inundación a una formación subterránea que contiene petróleo 60, mediante lo cual el fluido de inundación empuja el petróleo residual dentro de la formación 60 a uno o más pozos de recolección 70 que extraen el petróleo residual.
Ejemplo
Se llevó a cabo un ensayo sobre el terreno para verificar el trabajo de
laboratorio usando MontBrite® (Montgomery Chemicals, Conshohocken, PA) 1240 (solución acuosa con 12% en peso de borohidruro de sodio y 40% en peso de hidróxido de sodio) para funcionar en escala y depurar eficazmente el oxígeno desde la corriente de agua entrante. Después de la introducción del depurador de oxígeno se agregaron tanto el surfactante como el polímero a la corriente y se extrajo una muestra corriente abajo para la medición.
El bisulfito de amonio (un depurador de oxígeno estándar) no mostró ninguna acción detectable hasta 200 ppm dado el tiempo de residencia breve de aproximadamente seis segundos antes de la extracción de la muestra.
La mezcla de ditionito de Montgomery Chemicals se inyectó a 75 ppm y derivó en una lectura de 2 ppb en un ensayo de Chemets DO (oxígeno disuelto) (CHEMtrics Inc., Midland, VA) con una lectura de ORP (potencial de reducción de oxígeno) de aproximadamente -50 mV. Más cerca de 200 ppm el oxígeno disuelto permaneció indetectable y el potencial de reducción de oxígeno fue inferior a -700 mV.
También se inyectó una solución de borohidruro de sodio sola de 25-200 ppm que derivó en un potencial de reducción de oxígeno negativo de -200 mV a 25 ppm e inferior a -1000 mV a más de 50 ppm. No se pudo usar el estuche del ensayo CHEMets para detectar el oxígeno disuelto ya que la concentración del borohidruro en la solución interfirió con la reacción de reducción y oxidación dentro del estuche. Hubo consenso en cuanto a que con un potencial de reducción de oxígeno tan bajo, el oxígeno ya no está presente o es por lo menos inerte.
El objetivo de este ensayo fue verificar que la composición química de MontBrite 1240 (ditionito de sodio, también denominado hidrosulfito de sodio) sería eficaz para reducir rápidamente el contenido del oxígeno disuelto (DO) de la entrada
de agua de compensatoria.
La configuración química de la corredera de agua compensatoria 100 se puede observar en la Figura 2. La corredera incluye un punto de inundación o de inyección del depurador de oxígeno 120, un punto de inundación o de inyección de surfactante 130, mezcladores estáticos 140 y un punto de inundación o de inyección de polímero 150.
El tiempo de residencia total entre la inundación del depurador de oxígeno inicial y la extracción de la muestra es de aproximadamente seis segundos después de que atraviesa mezcladores estáticos durante cuyo tiempo se agregan tanto el surfactante como el polímero. Para prevenir la degradación, es necesario que el oxígeno disuelto esté tan cercano a cero como sea posible después de la introducción del polímero.
En cada uno de dos días, se planificaron tres agregados de depurador de oxígeno diferentes ("inundaciones"). Se usó bisulfito de amonio como control ya que representa una composición química de depurador de oxígeno estándar (Nalco Company, Naperville, Illinois). Se planificaron inundaciones desde 25 ppm hasta 100 ppm para establecer cuán eficaz fue el material para reducir el oxígeno disuelto antes de extraer las muestras. Se planificaron inundaciones de ditionito de sodio, en la gama desde 25 ppm hasta 200 ppm, para determinar tanto el contenido del oxígeno disuelto como el potencial de reducción de oxígeno en la corriente de agua compensatoria. Finalmente, se planificaron . inundaciones de borohidruro de sodio en la gama desde 25 ppm hasta 100 ppm para determinar si se necesitó la mezcla de ditionito o si solamente el borohidruro podría reducir el contenido de oxígeno en la corriente de agua compensatoria. Entre las inundaciones de diferentes composiciones químicas las líneas se inundaron con agua hasta que
se observaron las lecturas de línea base desde las sondas en línea. Después de la inundación química inicial y entre las inundaciones, se tomaron datos solamente en los cambios de temperatura de rocío cuando la instrumentación en línea indicó valores de estado estacionario.
La extracción de muestras se realizó a través de dos métodos diferentes. En primer lugar, se monitorearon continuamente el pH y el potencial de reducción de. oxígeno usando una sonda de potencial de reducción de oxígeno y de pH en línea que se conectaron a través de la compuerta de extracción de muestras con una velocidad de pérdida continua de aproximadamente 100 mL/minuto. En segundo lugar, se colocaron bombas de muestra sobre diferentes compuertas de muestra corriente abajo con los tiempos de residencia correspondientes de 30 segundos y 3 minutos a concentraciones estables de los depuradores de oxígeno para el ensayo en un laboratorio equipado con una cámara anaeróbica.
Ensayo 1 :
El ensayo se realizó usando agua del suministro de agua local sin agregar ningún otro material. El pH de línea base fue aproximadamente 7 para este ensayo manteniendo la velocidad de flujo constante durante el ensayo en barriles de 4800 ± 10% por día (bpd; 1 bbl=42 galones estadounidenses). La presión de la línea fue entre 50 60 PSIG.
Debido a un problema de marcado de las composiciones químicas (la solución de borohidruro se marcó como bisulfito de potasio y viceversa) se inyectó borohidruro a 200 ppm, lo cual derivó en datos contrarios a lo que se esperaba, lo cual derivó en un grupo de datos limitado que se recogieron dado el tiempo empleado en la determinación del problema y poder garantizar que la totalidad de las marcas de las composiciones químicas eran correctas antes de proceder.
Además, debido a una obstrucción en el medidor de flujo Coriolis de la unidad de mezcla que controla la velocidad de flujo del borohidruro, la resistencia de la mezcla de ditionito resultante fue excepcionalmente baja con un potencial de reducción de oxígeno en el tanque de agua compensatoria de solamente -600 mV. Se esperaba que la lectura fuera inferior a -1000 mV, que representa la lectura más baja que puede medir la sonda del potencial de reducción de oxígeno. Se cree que las concentraciones estimadas del ditionito inyectadas son entre 5-10 ppm a las velocidades de flujo mínimas ensayadas. Los resultados se proveen en la Tabla 1 siguiente.
Tabla 1
Continua...
a. El ensayo de CHE ets DO se confundió con el medio de reducción resistente creado por el borohidruro.
b. En el momento de la inundación, se pensó que esto era bisulfito de amonio.
c. La concentración es apropiada ya que se desconoce la concentración precisa del agua compensatoria debido a problemas con el medidor del flujo de agua sobre la corredera.
d. No se pudieron registrar datos debido , a la observación del desempeño de la bomba de inundación.
Ensayo 2:
Este ensayo se realizó usando agua salmuera tratada con carbonato de sodio con un pH de 10,6, lo cual representa las condiciones ideales para que se introduzca la solución pohmérica en la corriente. La velocidad de flujo se mantuvo a 4800 ± 10% bpd durante el ensayo. La presión de línea fue entre 50 60 PSIG.
Debido a las preocupaciones acerca de la confiabilidad de la corredera de mezcla, dos tandas de 20 litros se mezclaron manualmente en baldes a una relación de 8:1 de bisulfito de sodio: borohidruro de sodio. La concentración final del bisulfito fue 250 mL/L y la del borohidruro fue de 31 ,25 mL/L y el resto estaba compuesto por agua. El material se mezcló mediante la agitación secuencial y el venteo del gas hidrógeno producido hasta que ya no evolucionó más gas. Cuando se cargó desde los baldes de ditionito, se usó cinta adhesiva para sellar la abertura para limitar la cantidad de oxígeno que se pudo difundir en la mezcla de ditionito. Los resultados del segundo ensayo se proveen en la Tabla 2.
Tabla 2
Continua...
a. El ensayo de oxígeno disuelto de CHEMets se confundió con el medio de reducción resistente creado por el borohidruro.
Conclusiones:
El bisulfito de amonio no tuvo suficiente tiempo para reaccionar con el oxígeno para efectuar las lecturas del oxígeno disuelto apreciablemente después de
la inundación del polímero. No es adecuado para su uso en esta aplicación ya que el polímero se expondrá a una alta concentración de oxígeno después de la inundación y la mezcla. Otros datos corriente abajo pueden incluir una reducción en la concentración de oxígeno. Dichos datos no están actualmente disponibles.
El ditionito de sodio parece ser eficaz para reducir la concentración del oxígeno a por debajo de los límites detectables a más de 75 ppm. Con concentraciones superiores a 75 ppm el potencial de reducción de oxígeno continúa disminuyendo a por debajo de los límites detectables. El pH de la mezcla permanece sin cambios y los estuches del ensayo CHEMets no resultan afectados por la composición química.
El agregado del borohidruro de sodio produce una lectura del potencial de reducción de oxígeno bajo no detectable (<- 1000 mV) a concentraciones por debajo de 40 ppm. Cuando se agrega el borohidruro de sodio al carbonato de sodio que contiene solución de salmuera, no cambia apreciablemente el pH del sistema a pesar de la alta concentración de soda cáustica. Lamentablemente el efecto sobre el oxígeno disuelto es poco concluyente ya que el borohidruro interfiere con los estuches del ensayo de CHEMets, lo cual impide una lectura precisa del oxígeno disuelto. Además se planifica la experimentación en escala de laboratorio para confirmar la viabilidad del uso exclusivamente de borohidruro de sodio como un depurador de oxígeno eficaz.
Se pueden hacer diferentes modificaciones en los detalles de las diferentes realizaciones de los procesos, las composiciones y los artículos de la presente invención, todo dentro del alcance y el espíritu de la invención y definido por las reivindicaciones adjuntas.
Claims (20)
1. Un proceso para preparar un fluido de inundación para su uso en la recuperación de petróleo desde una formación que contiene petróleo, el proceso caracterizado porque comprende: (a) proveer un fluido de entrada que tiene oxígeno disuelto dentro de él; (b) mezclar un depurador de oxígeno que comprende esencialmente una solución acuosa alcalina de por lo menos un borohidruro soluble en agua con el fluido de entrada para reducir el nivel del oxígeno disuelto en el fluido de entrada; (c) mezclar por lo menos un material polimérico con el fluido de entrada que contiene el depurador de oxígeno para disolver o dispersar por lo menos un material polimérico en el fluido de entrada para proveer un fluido de inundación, la cantidad del depurador de oxígeno es por lo menos suficientemente grande para reducir el nivel del oxígeno disuelto en el fluido de inundación á menos que una cantidad detectable.
2. Un proceso de acuerdo con la reivindicación 1 , caracterizado porque la solución acuosa alcalina incluye del 5 al 10 por ciento en peso de borohidruro de sodio y del 30 al 50 por ciento en peso de hidróxido de sodio.
3. Un proceso de acuerdo con la reivindicación 2, caracterizado porque la solución acuosa alcalina incluye del 10 al 15 por ciento en peso de borohidruro de sodio y del 35 al 45 por ciento en peso de hidróxido de sodio.
4. Un proceso de acuerdo con la reivindicación 1 , caracterizado porque el material polimérico se mezcla con el fluido acuoso que contiene el depurador de oxígeno dentro de un período predeterminado de tiempo, el período de tiempo predeterminado es de quince segundos.
5. Un proceso de acuerdo con la reivindicación 1 , caracterizado porque la cantidad del depurador de oxígeno se ajusta de manera tal que el fluido de inundación contenga por lo menos 6,6 x 10-8 moles de borohidruro por cada gramo del fluido de inundación después de que se ha depurado el oxígeno disuelto en el fluido de entrada.
6. Un proceso de acuerdo con la reivindicación 5, caracterizado porque el fluido de inundación contiene desde 6,6 x 10-8 hasta 2,4 x 10-7 moles de borohidruro por cada gramo del fluido de inundación después de que se ha depurado el oxígeno disuelto en el fluido de entrada.
7. Un proceso de acuerdo con la reivindicación 1 , caracterizado porque por lo menos un borohidruro soluble en agua es borohidruro de sodio.
8. Un proceso de acuerdo con la reivindicación 1 , caracterizado porque el material polimérico es un material polirhérico sintético aniónico se selecciona del grupo formado por poliacrilamidas, homopolímeros y copolímeros que incluyen por lo menos un ácido carboxílico insaturado en forma etilénica.
9. El proceso de acuerdo con la reivindicación 1 , caracterizado porque el polímero sintético se selecciona del grupo formado por carboximetilcelulosa, hidroxietilcelulosa y carboximetilhidroxietilcelulosa.
10. Un proceso de acuerdo con la reivindicación 1 , caracterizado porque el fluido de entrado es un fluido no acuoso.
11 . Un proceso de acuerdo con la reivindicación 10, caracterizado porque el fluido no acuoso comprende monoetilenglicol.
12. El proceso de acuerdo con la reivindicación 1 , caracterizado porque además comprende proveer por lo menos un surfactante, el fluido de inundación también comprende por lo menos un surfactante.
13. El proceso de acuerdo con la reivindicación 12, caracterizado porque por lo menos un surfactante se. mezcla con el fluido de entrada antes de que se mezcle por lo menos un material polimérico.
14. El proceso de acuerdo con la reivindicación 1 , caracterizado porque el depurador de oxígeno además comprende un agente de estabilización básico.
15. El proceso de acuerdo con la reivindicación 14, caracterizado porque el agente de estabilización básico es hidróxido de sodio.
16. Un proceso para la recuperación de petróleo desde una formación que contiene petróleo, el proceso caracterizado porque comprende: (a) proveer un fluido de entrada que tiene oxígeno disuelto en él; (b) mezclar un depurador de oxígeno que comprende esencialmente una solución acuosa de por lo menos un borohidruro soluble en agua e hidróxido de sodio con el fluido de entrada para reducir el nivel del oxígeno disuelto en el fluido de entrada; (c) dentro de un período de tiempo predeterminado después de esto, mezclar por lo menos un material polimérico con el fluido de entrada que contiene por lo menos un borohidruro soluble en agua para disolver o dispersar por lo menos un material polimérico en el fluido de entrada para proveer un fluido de inundación acuoso, la cantidad de por lo menos un borohidruro soluble en agua es por lo menos suficientemente grande para reducir el nivel del oxígeno disuelto en el fluido de inundación a menos que la cantidad detectable; (d) inyectar el fluido de inundación en la formación que contiene petróleo; y (e) extraer el petróleo residual desde la formación que contiene petróleo.
17. Un proceso de acuerdo con la reivindicación 16, caracterizado porque el período de tiempo predeterminado es de cinco segundos.
18. Un proceso de acuerdo con la reivindicación 16, caracterizado porque el fluido de inundación contiene desde 6,6 x 10-8 hasta 2,64 x 10-7 moles de borohidruro por cada gramo del fluido de inundación después de que se ha depurado el fluido de entrada.
19. Un proceso de acuerdo con la reivindicación 16, caracterizado porque por lo menos un borohidruro soluble en agua es borohidruro de sodio.
20. Un proceso de acuerdo con la reivindicación 16, caracterizado el material polimérico es un material polimérico sintético seleccionado el grupo formado por poliacrilamidas, homopolimeros y copolímeros que incluyen por lo menos un ácido carboxílico insaturado en forma etilénica, carboximetilcelulosa, hidroxietilcelulosa y carboximetilhidroxietilcelulosa.
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