MX2014000724A

MX2014000724A - Un fluido de emulsion inversa que contiene un liquido higroscopico, un agente dispersante polimerico y solidos de baja densidad.

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Publication number: MX2014000724A
Application number: MX2014000724A
Authority: MX
Inventors: S Maghrabi Shadaab; B Wagle Vikrant; G Kulkarni Dhanashree
Original assignee: Halliburton Energy Serv Inc
Priority date: 2011-07-20
Filing date: 2012-07-19
Publication date: 2014-02-19
Also published as: WO2013012988A1; EP3023474A1; US20130020081A1; US8950492B2; CA2839733A1; EA201490044A1; US9518206B2; AU2012284001B2; MX355402B; US20140357536A1; EP2734597B1; CA2839733C; EP2734597A1; BR112014000112A2

Abstract

Un fluido para tratamiento con emulsión inversa comprende: (A) una fase externa, en donde la fase externa comprende un líquido hidrocarbonado; (B) una fase interna, en donde la fase interna comprende un líquido higroscópico; (C) un agente dispersante, en donde el agente dispersante es un polímero, y en donde el polímero comprende ligaduras urea y (D) un material particulado, en donde el material particulado tiene una densidad menor de 3.5 g/cm3, en donde un fluido de prueba que consiste esencialmente de la fase externa, la fase interna, el agente dispersante y el material particulado, y en las mismas proporciones que el fluido para tratamiento, y después de envejecimiento estático durante dos meses a una temperatura de 93.3° (200°F), tiene una resistencia de un gel durante 10 minutos de al menos 1,436 Pa (30 lb/100 ft2) a una temperatura de 48.9°C (120°F). Un método para utilizar el fluido para tratamiento con emulsión inversa comprende: introducir el fluido para tratamiento en una porción de una formación subterránea.

Description

UN FLUIDO DE EMULSIÓN INVERSA QUE CONTIENE UN LÍQUIDO HIGROSCÓPICO, UN AGENTE DISPERSANTE POLIMERICO Y SÓLIDOS DE BAJA DENSIDAD CAMPO DE LA INVENCIÓN Se proporcionan un fluido para tratamiento con emulsión inversa y los métodos de uso. El fluido para tratamiento contiene un liquido higroscópico como la fase interna, un agente dispersante de un polímero que comprende ligaduras de urea, y materiales particulados de baja densidad. En una modalidad, el polímero también comprende ligaduras uretano. En ciertas modalidades, el líquido higroscópico es una solución salina y en otras modalidades, el líquido higroscópico comprende un alcohol. De acuerdo con una modalidad, el fluido para tratamiento es un gel frágil. En una modalidad, el fluido para tratamiento no contiene una arcilla organofílica o lignita. De acuerdo con algunas modalidades, el fluido para tratamiento se usa en una formación sensible al agua.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN De acuerdo con una modalidad, un fluido para tratamiento con emulsión inversa comprende: (A) una fase externa, en donde la fase externa comprende un líquido hidrocarbonado, (B) una fase interna, en donde la fase interna comprende un liquido higroscópico; (C) un agente dispersante, en donde el agente dispersante es un polímero, y en donde el polímero comprende ligaduras urea, y (D) un material particulado, en donde el material particulado tiene una densidad menor de 3.5 g/cm3, en donde un fluido de prueba que consiste esencialmente de la fase externa, la fase interna, el agente dispersante, y el material particulado, y en las mismas proporciones que el fluido para tratamiento, y después de un envejecimiento estático durante 2 meses a una temperatura de 93.3°C (200°F), tiene una resistencia de un gel durante 10 minutos de al menos 1,436 Pa (30 lb/100 ft2) a una temperatura de 48.9°C (120°F).

SUMARIO DE LA INVENCIÓN De acuerdo con otra modalidad, un método para tratar una porción de una formación subterránea comprende: introducir el fluido para tratamiento dentro en la porción de una formación subterránea.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN En el sentido en el que se utilizan en la presente, las palabras "comprenden", "tienen", "incluyen", y todas las variaciones gramaticales de las mismas, se pretende que cada una tengan un significado no limitante claro, que no excluya elementos o pasos adicionales.

En el sentido en el que se utiliza en la presente, los términos "que consiste esencialmente de", y todas las variaciones gramaticales de las mismas se pretende que limiten el alcance de una reivindicación a los materiales o pasos específicos y aquellos que no afecten materialmente las características básicas y novedosas de la invención reivindicada. Por ejemplo, el fluido para prueba consiste esencialmente de la fase externa, la fase interna, y el material particulado. El fluido para prueba puede contener otros ingredientes, siempre y cuando la presencia de los otros ingredientes no afecten materialmente las características básicas y novedosas de la invención reivindicada, es decir, siempre y cuando el fluido para prueba tenga una resistencia de un gel durante 10 minutos de al menos 1,436 Pa (30 lb/100 ft2) a una temperatura de 48.9°C (120°F), después de un enve ecimiento estático durante 2 meses a una temperatura de 93.3°C (200°F) .

En el sentido en el que se utiliza en la presente, un "fluido" es una sustancia que tiene una fase continua que puede fluir y se ajusta al contorno de su recipiente cuando la sustancia se prueba a una temperatura de 22°C (71°F) y una presión de 0.1 megapascales "MPa" (una atmósfera) "atm" . Un fluido puede ser un liquido o gas. Un fluido homogéneo tiene sólo una fase, mientras que un fluido heterogéneo tiene más de una fase distinta. Un coloide es un ejemplo de un fluido heterogéneo. Un coloide puede ser: una suspensión, que incluye una fase liquida continua y partículas sólidas no disueltas como la fase dispersa; una emulsión, que incluye una fase líquida continua y al menos una fase dispersa de gotitas líquidas inmiscibles, o una espuma, que incluye una fase líquida continua y un gas como la fase dispersa. En el sentido en el que se utiliza en la presente, el término "emulsión" significa un coloide en el cual un líquido acuoso es la fase continua (o externa) y un líquido hidrocarbonado es la fase dispersa (o interna) . En el sentido en el que se utiliza en la presente, el término "emulsión inversa" significa un coloide en el cual un líquido hidrocarbonado es la fase externa. Por supuesto, puede haber más de una fase interna de la emulsión o emulsión inversa, aunque sólo una fase externa. Por ejemplo, puede haber una fase externa que esté adyacente a una primera fase interna, y la primera fase interna puede estar adyacente a una segunda fase interna. Cualquiera de las fases de una emulsión o emulsión inversa puede contener materiales disueltos y/o sólidos no disueltos.

Un "gel" se refiere a una sustancia que no fluye fácilmente y en la cual las tensiones de esfuerzo cortante por debajo de un cierto valor finito fracasan en producir una deformación permanente. Una sustancia puede desarrollar resistencia de un gel. Entre mayor sea la resistencia de un gel, será más probable que la sustancia se convierta en un gel. Inversamente, entre menor sea la resistencia de un gel, con mayor probabilidad la sustancia permanecerá en un estado fluido. Aunque no existe una linea divisoria especifica para determinar si una sustancia es un gel, en general, una sustancia con una resistencia de un gel durante 10 minutos mayor que 1, 436 Pa (30 lb/100 ft2) se tornará en un gel. Alternativamente, en general, una sustancia con una resistencia de un gel durante 10 minutos menor que 1,436 Pa (30 lb/100 ft2) permanecerá en un estado fluido. Un gel plano indica que la gelificación de la sustancia no está ganando mucha resistencia con el tiempo, mientras que, un gel progresivo indica que la gelificación de la sustancia está ganando resistencia rápidamente con el tiempo. Un gel puede ser un gel frágil. Un gel frágil es un fluido que actúa similar a un gel cuando se deja permanecer estático durante un periodo de tiempo (es decir, no se aplica fuerza externa al fluido) exhibiendo asi buenas propiedades dispersantes, aunque se puede descomponer en un liquido o estado bombeable al aplicar una fuerza al gel. Inversamente, un gel progresivo no se puede descomponer, o se puede requerir una fuerza mucho mayor para descomponer el gel.

Los hidrocarburos en el petróleo y gas se presentan naturalmente en algunas formaciones subterráneas. Una formación subterránea que contiene petróleo o gas en ocasiones se denomina como un yacimiento. Un yacimiento puede estar ubicado bajo la tierra o el mar. Para producir petróleo o gas, se perfora un sondeo en un yacimiento o adyacente a un yacimiento .

Un pozo puede incluir, sin limitación, un pozo petrolífero, gasífero, o para producción de agua, o un pozo de inyección. En el sentido en el que se utiliza en la presente, un "pozo" incluye al menos un sondeo. Un sondeo puede incluir porciones verticales, inclinadas, y horizontales, y puede ser recto, curvado, o ramificado. En el sentido en el que se utiliza en la presente, el término "sondeo" incluye cualquier porción de orificio abierto revestida y cualquiera no revestida del sondeo. Una región cerca del sondeo es el material subterráneo y roca de la formación subterránea que circunda al sondeo. En el sentido en el que se utiliza en la presente, un "pozo" también incluye la región cerca del sondeo. La región cerca del sondeo en general se considera que será la región dentro de aproximadamente 30.48 metros (100 pies) del sondeo. En el sentido en el que se utiliza en la presente, "interior de un pozo" significa e incluye el interior de cualquier porción del pozo, incluyendo el interior del sondeo o el interior de la región cerca del sondeo vía el sondeo.

Una porción de un sondeo puede ser un orificio abierto u orificio revestido. En una porción del sondeo de orificio abierto, se puede colocar en el sondeo una cadena de tubería. La cadena de tubería permite que se introduzcan fluidos al interior o que fluyan desde una porción remota del sondeo. En una porción del sondeo de orificio revestido, se coloca un revestimiento en el sondeo que también puede contener una cadena de tuberías. Un sondeo puede contener una corona circular. Los ejemplos de un corona circular incluyen de manera enunciativa: el espacio entre el sondeo y el costado externo de una cadena de tubería en un sondeo de orificio abierto; el espacio entre el sondeo y el costado externo de un revestimiento en un sondeo de orificio revestido; y el espacio entre el costado interno de un revestimiento y el costado externo de una cadena de tuberías en un sondeo de orificio revestido.

Con frecuencia es conveniente tratar al menos una porción de un pozo con un fluido para tratamiento. En el sentido en el que se utiliza en la presente, un "fluido para tratamiento" es un fluido diseñado y preparado para resolver una condición específica de un pozo o formación subterránea, tal como para perforación, completación, estimulación, aislamiento, filtro de grava, o control del gas o agua en el yacimiento. El término "fluido para tratamiento" se refiere a la composición especifica del fluido que se está introduciendo en un sondeo. El término "tratamiento" en el término "fluido para tratamiento" no necesariamente implica ninguna acción particular por el fluido.

Durante las operaciones de perforación, se forma un sondeo utilizando una broca. Se puede utilizar una tubería de perforación para ayudar a la broca en la perforación a través de una formación subterránea para formar el sondeo. La tubería de perforación puede incluir una varilla de sondeo. Un fluido para tratamiento adaptado para este fin se denomina como un fluido de perforación o lodo de perforación. El fluido de perforación se puede hacer circular de manera descendente a través de la varilla de sondeo, y de regreso a la corona circular entre el sondeo y el costado externo de la varilla de sondeo. El fluido de perforación realiza diversas funciones, tales como enfriar la broca, mantener la presión deseada en el pozo, y transportar los detritos de perforación de manera ascendente a través de la corona circular entre el sondeo y la varilla de sondeo.

Durante completación del pozo, comúnmente se desea sellar una porción de un corona circular de tal forma que los fluidos no se fluirán a través de la corona circular, sino que en su lugar fluirán a través de la cadena de tuberías o revestimiento. Al sellar la porción de la corona circular, se puede producir petróleo o gas de una forma controlada a través de la boca del pozo vía la cadena de tuberías o de revestimiento. Se pueden utilizar diferentes herramientas para crear sellos en el pozo. Los ejemplos de estas herramientas incluyen obturadores y tapones de detención.

Se puede utilizar un obturador hinchable o tapón de detención para sellar la corona circular en un sondeo. El obturador o tapón de detención pueden estar en contacto con un fluido para tratamiento. El obturador hinchable y el tapón de detención incluye un elemento hinchable, que al contacto con el fluido para tratamiento, se pueda hinchar a un tamaño que sea mayor que el tamaño del elemento pre-hinchado . El elemento hinchable es un anillo ajustado alrededor del costado externo de una porción de una cadena de tuberías o revestimiento o un mandril unido a cualquiera de los dos. El elemento hinchable normalmente se restringe axialmente en la parte superior y el fondo de tal forma que el elemento hinchable se pueda expandir en una dirección radial únicamente. Mientras que se hincha el elemento hinchable, éste se expande radialmente y sella la corona circular.

Durante la completación del pozo, es común introducir una composición de cemento en una porción de una corona circular en un sondeo. Las composiciones de cemento también se pueden utilizar en operaciones de cementación primaria o secundaria, obturación de pozos, u operaciones de filtro de grava. Durante la completación del pozo, por ejemplo, se puede colocar una composición de cemento en el interior y se deja fraguar en la corona circular entre el sondeo y el revestimiento para estabilizar y asegurar el revestimiento en el sondeo. Al cementar el revestimiento en el sondeo, se evita que los fluidos fluyan al interior de la corona circular. Por consiguiente, se puede producir petróleo o gas de una forma controlada al dirigir el flujo de petróleo o gas a través del revestimiento y al interior de la boca del pozo.

En el sondeo se puede introducir un fluido separador después de una operación de perforación y antes de que se introduzca en el pozo una composición de cemento. El fluido separador se puede hacer circular hacia abajo a través de una tubería de perforación o una cadena de tuberías y hacia arriba a través de la corona circular. El fluido separador funciona para retirar el fluido para tratamiento del sondeo. Sin embargo, ciertos tipos de fluidos para tratamiento son más difíciles de retirar con un fluido separador en comparación con otros tipos de fluidos para tratamiento .

Un fluido para tratamiento puede incluir materiales particulados de baja densidad, denominadas comúnmente como sólidos de baja densidad. En el sentido en el que se utiliza en la presente, un "material particulado de baja densidad" o "sólido de baja densidad" es un material particulado que tiene una densidad menor de 3.5 gramos por centímetro cúbico (g/cm3) . El material particulado de baja densidad se puede incluir en un fluido para tratamiento para, entre otras cosas, aumentar la densidad total del fluido para tratamiento .

Algunas formaciones subterráneas se pueden ver afectadas adversamente por ciertos tipos de fluidos para tratamiento. Un ejemplo de una formación que se puede ver afectada adversamente por ciertos tipos de fluidos para tratamiento es una formación sensible al agua. Un ejemplo de un fluido para tratamiento que contiene agua es una emulsión inversa "tradicional". Una emulsión inversa tradicional contiene un líquido hidrocarbonado como la fase externa y agua como la fase interna. Cuando un fluido para tratamiento contiene agua, y el agua entra en contacto con una formación sensible al agua, entonces el agua puede afectar adversamente la formación subterránea. Algunos de los efectos adversos pueden incluir hinchamiento o desprendimiento de roca de la formación subterránea, o formación de barro.

Un ejemplo de una formación sensible al agua es una formación de esquisto. Las formaciones de esquisto son diferentes de otros tipos de formaciones, e incluso existen diferencias entre formaciones individuales de esquisto. Típicamente, dos formaciones de esquisto no son iguales. Por lo tanto, es un reto encontrar formas para explorar y desarrollar gas de esquisto a partir de estas formaciones. Sin embargo, la exploración y producción de gas de esquisto como una alternativa al gas natural producido a partir de "formaciones tradicionales" sigue teniendo un interés aumentado debido a la basta cantidad de gas de esquisto no producido alrededor del mundo, en especial en Norteamérica. Por ejemplo, se estima que existen más de 0.08 billones de metros cúbicos (3 billones de pies cúbicos (Tcf ) ) de gas de esquisto sólo en Norteamérica que están disponibles para producción .

Con el fin de ayudar a reducir al mínimo algunos de los efectos adversos, el agua puede tener en una formación sensible al agua, una emulsión inversa tradicional que contiene típicamente una fase interna de una solución acuosa de sal. La solución de sal-agua puede llevar a cabo diversos objetivos, incluyendo, disminuir la actividad de la fase interna de la emulsión, mantener una presión hidrostática suficiente en el sondeo, y aglutinar las moléculas de agua incluidas en la fase interna.

La actividad se refiere a la presión de vapor de las moléculas de agua en una solución acuosa en comparación con la del agua pura. La actividad se expresa matemáticamente como la proporción de dos presiones de vapor como sigue: aw = p/por donde p es la presión de vapor de la solución y ?s es la presión de vapor del agua pura. Al aumentar la concentración de sal (u otros solutos) en la solución, aw disminuye, debido a que disminuye la presión de vapor de la solución .

Presión hidrostática significa la fuerza por área unitaria ejercida por una columna de fluido en descanso. Dos factores que pueden afectar la presión hidrostática son la densidad del fluido y la profundidad del fluido por debajo de la superficie terrestre o la superficie de un cuerpo de agua. La presión hidrostática se puede calcular utilizando la ecuación: P = MW*depth*0.052 , donde MW es la densidad del fluido en libras por galón (ppg) , la profundidad es la profundidad vertical verdadera en pies, y 0.052 es un factor de conversión unitario para unidades de libras por pulgada cuadrada (psi) . En general se realiza un sobre equilibrio de fluido al clocar un fluido, tal como una salmuera de completación, en la corona circular a una presión hidrostática que exceda la presión ejercida por los fluidos en la formación subterránea. De esta forma, la mayor presión sobre la pared del sondeo ayuda a evitar que la formación se colapse en el espacio anular.

Una sustancia que puede aglutinar moléculas de agua con frecuencia se denomina como una sustancia higroscópica. La higroscopicidad es la capacidad de una sustancia para atraer y conservar las moléculas de agua del entorno circundante a través de ya sea absorción o adsorción. La naturaleza higroscópica de la sal puede disminuir la actividad de una solución salina y puede ayudar a evitar que el agua en la fase interna fluya al interior y entre en contacto con la formación sensible al agua, reduciendo al mínimo con esto el hinchamiento o desprendimiento de roca de la formación. La naturaleza higroscópica de algunos alcoholes también puede disminuir la actividad de una solución de alcohol-agua .

Las sales utilizadas comúnmente en una emulsión inversa tradicional incluyen de manera enunciativa, cloruro de sodio, cloruro de calcio, bromuro de calcio, cloruro de potasio, bromuro de potasio, cloruro de magnesio, acetato de potasio, formiato de potasio y sulfato de magnesio, con el más común que será cloruro de magnesio .

Además de la sal, otro ingrediente común incluido en una emulsión inversa tradicional es una arcilla organofilica o lignita organofilica. En el sentido en el que se utiliza en la presente, el término "organofilico" significa una sustancia que se asocia con superficies orgánicas y oleosas y líquidos y rechaza los sistemas acuosos. En el sentido en el que se utiliza en la presente, el término "arcilla organofilica" o "lignita organofilica" significa una arcilla o lignita que se haya recubierto con una amina cuaternaria de ácido graso para hacer que la sustancia sea dispersible en aceite. Las arcillas utilizadas comúnmente son bentonita, hectorita, atapulgita y sepiolita. Tecnología reciente, como se describe, por ejemplo, en las patentes de los Estados Unidos Nos. 7,462,580 y 7,488,704, expedidas el 9 de diciembre de 2008 y 10 de febrero 2009, respectivamente, para Jeff Kirsner et al., presentan fluidos para tratamiento a base de una emulsión inversa "libre de arcilla", que ofrecen ventajas significativas con respecto a los fluidos para tratamiento que contienen arcillas organofílicas . En el sentido en el que se utiliza en la presente, el término "libre de arcilla" significa un fluido para tratamiento que no contenga ninguna arcilla o lignita organofilica .

Por lo general, un aumento en la viscosidad de un fluido base, sólidos coloidales en exceso o ambos, aumentará la viscosidad plástica ("PV") de un fluido. La viscosidad plástica (PV) se obtiene a partir del modelo reológico Bingham-Plastic y representa la viscosidad de un fluido cuando se extrapola para la velocidad infinita de esfuerzo cortante. El valor PV puede tener un efecto sobre la densidad de circulación equivalente ("ECD") y la velocidad de penetración de un fluido para tratamiento ("ROP"). La ECD es la densidad de circulación efectiva ejercida por un fluido contra la formación tomando en cuenta la magnitud de flujo y caída de presión en la corona circular por encima del punto que se considerará y medirá como la diferencia en una densidad superficial medida del fluido para tratamiento en la boca del pozo y la densidad de circulación equivalente del fluido para tratamiento en el fondo del pozo. Una ECD baja es cuando la diferencia entre la densidad superficial y la densidad de circulación equivalente en el fondo del pozo es relativamente pequeña. Una PV alta puede aumentar la ECD debido a una mayor caída de presión en la corona circular provocada por la fricción interna del fluido. Una PV baja puede ayudar a reducir al mínimo la cantidad de aumento de densidad, o la densidad de circulación equivalente provocada por el bombeo del fluido. El ROP es cuán rápidamente una broca forma un sondeo (es decir, la velocidad a la cual la broca penetra en una formación subterránea) . Una PV baja puede indicar que el fluido es capaz de perforar rápidamente debido, entre otras cosas, a la baja viscosidad del fluido que sale de la broca y la capacidad de utilizar una magnitud de flujo aumentada. Además de desear un valor PV bajo, también es conveniente tener una ECD baja y un ROP alto.

Los fluidos para tratamiento con emulsión inversa libres de arcilla, similares al fluido para tratamiento INNOVERT®, comercializado por Halliburton Energy Services, Inc., por ejemplo, se ha mostrado que proporcionan un alto desempeño en la perforación, incluyendo las ECD menores y el ROP mejorado.

Existe una necesidad continua y de esta forma un interés permanente en toda la industria por fluidos para tratamiento novedosos que proporcionen un desempeño mejorado mientras que no dañen al medio ambiente y sean económicos.

Se ha descubierto que un fluido para tratamiento con emulsión inversa que contiene: una fase interna que comprende un liquido higroscópico, un agente dispersante polimérico que comprende ligaduras urea o urea-uretano, y material particulados de baja densidad se puede utilizar en operaciones petrolíferas o gasíferas. El fluido para tratamiento de emulsión inversa también se puede utilizar en formaciones sensibles al agua, tales como formaciones de esquisto. De acuerdo con ciertas modalidades, el fluido para tratamiento de emulsión inversa no contiene una arcilla organofilica o lignita organofilica . El fluido para tratamiento de emulsión inversa puede ser menos dañino para el medio ambiente y puede proporcionar un desempeño mejorado en comparación con algunos fluidos para tratamiento con emulsión inversa tradicionales que utilizan arcilla o lignita organofilica. El fluido para tratamiento de emulsión inversa puede incluir un liquido higroscópico de ya sea una solución salina o una solución alcohólica y puede tener ECD menores y un ROP superior en comparación con otros fluidos para tratamiento. Las material particulados de baja densidad pueden ayudar a mejorar la resistencia de un gel del fluido para tratamiento.

Algunas de las propiedades convenientes de un fluido para tratamiento de emulsión inversa es que el fluido: exhiba buena reologia; tenga una baja viscosidad plástica, un alto punto de rendimiento y un alto punto de rendimiento de bajo esfuerzo cortante; sea un gel; tenga una buena resistencia de esfuerzo cortante sea estable; tenga un factor adecuado de hundimiento y exhiba baja pérdida de fluidos en la formación subterránea.

Si cualquier prueba (por ejemplo, reologia o pérdida de fluidos) requiere el paso de mezclado, entonces, el fluido para tratamiento de emulsión inversa se mezcla de acuerdo con los siguientes procedimientos. Un volumen conocido (en unidades de barriles) de la fase externa se agrega a un recipiente para mezclado y el recipiente luego se coloca en una base para mezcladora. El motor de la base luego se enciende y se mantiene a 11,000 revoluciones por minuto (rpm) . Luego se agregan cualesquiera de los siguientes ingredientes a la fase externa y se mezclan durante al menos 5 minutos antes de agregar el siguiente ingrediente, en donde los ingredientes se agregan en orden del primer ingrediente hasta el último ingrediente como sigue: un emulsionante y un activador emulsionante; un viscosificante ; un agente para control de torta de filtro; el agente dispersante; la fase interna; viscosificantes adicionales; sólidos de baja densidad, y un agente lastrante. Los ingredientes se pueden agregar a una concentración establecida de peso por volumen del fluido para tratamiento, por ejemplo, en unidades de libras por barril del fluido para tratamiento. Se debe entender que cualquier mezclado se realiza a temperatura y presión ambiente (aproximadamente 22°C (71°F) y aproximadamente 0.1 MPa (1 atm) ) .

También se debe entender que si cualquier prueba (por ejemplo, reologia o pérdida de fluidos) requiere que la prueba se realice a una temperatura especifica y, posiblemente, a una presión especifica, entonces la temperatura y presión del fluido para tratamiento se aumentará a la temperatura y presión especificas después de ser mezclado a temperatura y presión ambiente. Por ejemplo, el fluido para tratamiento se puede mezclar a 22°C (71°F) y 0.1 MPa (1 atm) y luego se coloca en el aparato de prueba y la temperatura del fluido para tratamiento se puede aumentar a la temperatura especifica. En el sentido en el que se utiliza en la presente, la velocidad de aumento de la temperatura está en la variación entre aproximadamente 3°C/min hasta aproximadamente 5°C/min (aproximadamente 1.67°C/min hasta aproximadamente 2.78°C/min). Después de que el fluido para tratamiento se aumenta a la temperatura especifica y posiblemente, la presión, el fluido para tratamiento se mantiene a esa temperatura y presión durante el periodo de la prueba.

Una propiedad conveniente de un fluido para tratamiento es para que el fluido exhiba buena reologia. La reologia es una medición de cuánto se deforma y fluye un material. En el sentido en el que se utiliza en la presente, la "reologia" de un fluido para tratamiento se mide de acuerdo con API 13B-2 sección 6.3, Práctica Recomendada para Prueba de Campo de Fluidos para Tratamiento a base de Petróleo como sigue. El fluido para tratamiento se mezcla y se deja envejecer estático durante un periodo de tiempo específico a una temperatura específica. El fluido para tratamiento se coloca en la celda de prueba de un viscómetro giratorio, tal como el viscómetro FANN® Modelo 35, ajustado con un accesorio Bob and Sleeve y un resorte número 1. El fluido para tratamiento se prueba a la temperatura específica y presión ambiental, aproximadamente 0.1 MPa (1 atm) . Las lecturas de reología se toman a múltiples rpm, por ejemplo, a 3, 6, 100, 200, 300, y 600.

La viscosidad plástica (,PV") de un fluido para tratamiento se obtiene a partir del modelo reológico Bingham-Plastic y se calcula como la diferencia entre las lecturas de dial de 300 rpm y 600 rpm, a partir de la prueba de reología, expresadas en unidades de cP. Un plástico Bingham es un material viscoplástico que se comporta como un cuerpo rígido a bajas tensiones pero fluye a un fluido viscoso a altas tensiones. Es conveniente tener una PV baja para un fluido para tratamiento.

El punto de rendimiento ("YP") se define como el valor obtenido a partir del modelo reológico Bingham-Plastic cuando se extrapola con una velocidad de esfuerzo cortante de cero. En el sentido en el que se utiliza en la presente, el "Punto de rendimiento" de un fluido para tratamiento se calcula como la diferencia entre la viscosidad plástica y la lectura de dial de 300 rpm, expresada en unidades de Pa (lb/100 ft2) . El punto de rendimiento de un material se define como la tensión a la cual el material comienza a deformarse plásticamente. Antes de alcanzar el punto de rendimiento, el material se deformará elásticamente y regresará a su forma original cuando se retira la tensión aplicada. Sin embargo, una vez que se excede el punto de rendimiento, alguna fracción de la deformación será permanente y no reversible. Similarmente, la tensión de rendimiento o Tau cero es la tensión que se debe aplicar a un material para hacer que comience a fluir (o rinda) , y comúnmente se puede calcular a partir de lecturas reométricas medidas a velocidades de 3, 6, 100, 200, 300 y 600 rpm. La extrapolación en este caso se puede realizar al aplicar un ajuste de mínimos cuadrados o un ajuste de curva al modelo reológico Herchel-Bulkley . Un medio más conveniente para estimar la tensión de rendimiento es al calcular el punto de rendimiento de bajo esfuerzo cortante ("LSYP") al restar (2 * la lectura de 3 rpm) a partir de la lectura de 6 rpm, expresada en unidades de Pa (lb/100 ft2) .

Una sustancia puede desarrollar resistencia de un gel. En el sentido en el que se utiliza en la presente, la "resistencia de un gel inicial" de un fluido para tratamiento se mide de acuerdo con API 13B-2 sección 6.3, Práctica Recomendada para la Prueba de Campo de los Fluidos para Tratamiento a base de Petróleo como sigue. Después de se realiza la prueba reologia de la sustancia, la sustancia se deja sedimentar en la celda de prueba durante 10 segundos (s) . El motor del viscosimetro luego se enciende a 3 rpm. La deflexión máxima de la lectura de dial es la resistencia de un gel a 10 s en unidades de Pa (lb/100 ft2) . En el sentido en el que se utiliza en la presente, la "resistencia de un gel durante 10 min" se mide como sigue. Después de que se haya realizado la prueba inicial de resistencia de un gel, la sustancia se deja sedimentar en la celda de prueba durante 10 minutos (min) . El motor del viscosimetro luego se enciende a 3 rpm. La deflexión máxima de la lectura de dial es la resistencia de un gel a 10 min en unidades de Pa (lb/100 ft2).

Otra propiedad conveniente de un fluido para tratamiento gelificado es una alta resistencia de esfuerzo cortante. La resistencia de esfuerzo cortante de un fluido para tratamiento se puede utilizar para indicar si el fluido para tratamiento tiene un gel o se convertirá en un gel. La resistencia de esfuerzo cortante es la resistencia de un material o componente contra el tipo de falla de rendimiento o estructural donde el materia o componente se rompe y se puede expresar en unidades de Pa (lb/100 ft2) . La resistencia de esfuerzo cortante en general se mide a un tiempo especifico después de que el fluido para tratamiento se haya mezclado y la composición se prueba a una temperatura especifica y, posiblemente, una presión especifica. Por ejemplo, la resistencia de esfuerzo cortante se puede medir en un tiempo en la variación entre aproximadamente 48 hasta aproximadamente 72 horas después de que la composición se mezcla y la composición se prueba a una temperatura de 49°C (120°F). En el sentido en el que se utiliza en la presente, la resistencia de esfuerzo cortante de un fluido para tratamiento se mide como sigue de acuerdo con API RP 13B-1, Apéndice A. El fluido para tratamiento se mezcla y se envejece estático durante un tiempo especifico a una temperatura especifica. Después, sobre la superficie del fluido para tratamiento se coloca un tubo soldado metálico de 89 mm (3.5 pulgadas) de longitud, con un diámetro externo de 36 mm (1.4 pulgadas), y espesor de pared de 0.02 mm (0.008 pulgadas) . Luego se coloca directamente sobre la parte superior del tubo soldado metálico una plataforma o soporte. Cantidades cada vez mayores de un peso conocido se colocan secuencialmente sobre la plataforma hasta que el tubo soldado metálico se sumerge a aproximadamente 50.8 mm (2 pulgadas) en la superficie del fluido para tratamiento. Luego se mide y registra con precisión la profundidad sumergida junto con el peso combinado de la plataforma y los pesos agregados incrementalmente . Cuando pulgadas, gramos, galones, y libras son las unidades empleadas, se puede utilizar la siguiente ecuación para calcular la resistencia de esfuerzo cortante: 3.61 ÍZ + W) S = — 0.256 A donde S = resistencia de esfuerzo corte en Pa (lb/100 ft2) , Z = peso del tubo soldado en gramos, = peso total de esfuerzo cortante en gramos (plataforma + pesos agregados incrementalmente) , L = profundidad sumergida del tubo soldado en pulgadas, y A es la densidad del fluido para tratamiento en lb/gal. Un buen resultado para la resistencia al esfuerzo cortante de un fluido para tratamiento gelificado es mayor que 958 Pa (20 lb/100 ft2) , cuando se mide a una temperatura de 21.66°C (71°F) y una presión de 0.1 MPa (1 atmósfera) después de enve ecimiento estático durante 2 meses a una temperatura de 93.3°C (200°F).

Otra propiedad conveniente de un coloide es que la fase interna del coloide se distribuya uniformemente a todo lo largo de la fase externa. En el caso de una emulsión, se puede utilizar un tensioactivo o un emulsionante para distribuir uniformemente la fase liquida interna a todo lo largo de la fase liquida externa. En el caso de una suspensión, se puede utilizar un agente dispersante para distribuir uniformemente los sólidos no disueltos a todo lo largo de la fase líquida externa. En el sentido en el que se utiliza en la presente, un fluido para tratamiento con emulsión inversa "estable" significa que la emulsión inversa no se convertirá en crema, se floculará, ni coalescerá y que la mayoría de cualesquiera sólidos no disueltos no se sedimentará después de que sea probada de acuerdo con las condiciones de prueba listadas más adelante. En el sentido en el que se utiliza en la presente, el término "cremar" significa que al menos algunas de las gotitas de la fase interna converjan hacia la superficie o al fondo de la emulsión (dependiendo de las densidades relativas de los líquidos que constituyen las fases externa e interna) . Las gotitas convergidas mantienen una forma de gota discreta. En el sentido en el que se utiliza en la presente, el término "flocular" significa que al menos algunas de las gotitas de la fase interna se combinan para formar pequeños agregados en la emulsión. En el sentido en el que se utiliza en la presente, el término "coalescer" significa al menos algunas de las gotitas de la fase interna se combinan para formar gotas más grandes en la emulsión. La prueba de estabilidad se realiza de acuerdo con API 131 Práctica Recomendada para la Prueba de Laboratorio de los Fluidos para Tratamiento, al colocar el fluido para tratamiento en una celda para enve ecimiento de acero inoxidable. La celda para envejecimiento luego se presuriza con gas de nitrógeno para evitar que el fluido se evapore y se coloca en un horno giratorio caliente a una temperatura especifica. El recipiente luego se hace girar a una temperatura especifica durante un tiempo especifico. La celda de envejecimiento luego se retira del horno giratorio y se inspecciona visualmente para determinar si el fluido para tratamiento es estable .

Otra propiedad conveniente de un fluido para tratamiento es un buen factor de hundimiento. En el sentido en el que se utiliza en la presente, sólo los fluidos para tratamiento que se consideran "estables" después de realizar la prueba de estabilidad se prueban para el "factor de hundimiento" ( S F) como sigue. El fluido para tratamiento se coloca en una celta de envejecimiento a alta temperatura, alta presión. El fluido para tratamiento luego se envejece estático a una temperatura específica durante un período de tiempo específico. La gravedad específica ( SG ) del fluido para tratamiento se mide en la parte superior del fluido y en la parte inferior del fluido en la celda de envejecimiento. El factor de hundimiento se calcula utilizando la siguiente fórmula: S F = SGinferior/ ( SGinferior + SGsuperior ) . El factor de hundimiento mayor que 0.53 indica que el fluido tiene un potencial para hundimiento, por lo tanto, un factor de hundimiento menor que o igual a 0.53 se considera que será un buen factor de hundimiento.

Otra propiedad conveniente de un fluido para tratamiento es una baja pérdida de fluidos. En el sentido en el que se utiliza en la presente, la "pérdida de fluidos" de un fluido para tratamiento se prueba de acuerdo con API 13B-2 sección 7, Práctica Recomendada para Pruebas de Campo del Procedimiento de Fluidos para Tratamiento a base de Aceite a una temperatura y presión especifica diferencial como sigue. El fluido para tratamiento se mezcla. La camisa calefactora del aparato de prueba se precalienta a aproximadamente 6°C (10°F) por encima de la temperatura específica. El fluido para tratamiento se agita durante 5 min. utilizando una mezcladora de campo. El fluido para tratamiento se vacía en la celda de filtro. El aparato de prueba se ensambla con un papel filtro insertado en el aparato. El fluido para tratamiento se calienta a la temperatura específica. Cuando el fluido para tratamiento alcanza la temperatura específica, se abre el vástago de la válvula inferior y se ajusta la presión diferencial específica. Se pone en marcha un cronómetro y se recolecta el filtrado fuera del aparato de prueba en un recipiente volumétrico por separado. La prueba se realiza durante 30 min. Se lee el volumen total de filtrado recolectado. La pérdida de fluido se mide en mililitros (mL) de fluido recolectado en 30 min. Los mL totales de la pérdida de fluido luego se multiplican por 2 para obtener la pérdida de fluido API para el fluido para tratamiento en unidades de mi/30 min.

Cualquiera de los ingredientes incluidos en el fluido para tratamiento pueden ser inherentemente biodegradables . La biodegradabilidad inherente se refiere a la prueba que permite una exposición prolongada de la sustancia de prueba problema a microorganismos. En el sentido en el que se utiliza en la presente, una sustancia con una velocidad de biodegradación de >20% se considera como "biodegradable primaria inherentemente". Una sustancia con una velocidad de biodegradación de >70% se considera como "biodegradable final inherentemente". Una sustancia pasa la prueba de biodegradabilidad inherente si la sustancia ya sea se considera como biodegradable primaria inherentemente o biodegradable final inherentemente. En el sentido en el que se utiliza en la presente, la "biodegradabilidad inherente" de una sustancia se prueba de acuerdo con el método Marine BODIS-OSPAR Commision 2006 como siguiente. La sustancia de prueba, los nutrientes minerales, y una cantidad relativamente grande de lodo activado en medio acuoso se agita y se airea a 20°C hasta 25°C en la oscuridad o en luz difusa durante hasta 28 dias. Se corre en paralelo un control en blanco, que contiene lodo activado y nutrientes minerales, pero no la sustancia de prueba. El proceso de biodegradación se supervisa mediante la determinación de DOC (o COD (2)) en muestras filtradas tomadas a diario u otros intervalos de tiempo. La proporción de DOC (o COD) eliminado, corregido para el blanco, después de cada intervalo de tiempo, al valor DOC inicial se expresa como la biodegradación porcentual en el tiempo de muestreo. La biodegradación porcentual se gráfica contra el tiempo para proporcionar la curva de biodegradación.

De acuerdo con una modalidad, un fluido para tratamiento con emulsión inversa comprende: (A) una fase externa, en donde la fase externa comprende un líquido hidrocarbonado, (B) una fase interna, en donde la fase interna comprende un líquido higroscópico; (C) un agente dispersante, en donde el agente dispersante es un polímero, y en donde el polímero comprende ligaduras urea, y (D) un material particulado, en donde el material particulado tiene una densidad menor que 3.5 g/cm3, en donde un fluido de prueba que consiste esencialmente de la fase externa, la fase interna, el agente dispersante, y el material particulado, y en las mismas proporciones que el fluido para tratamiento, y después de un enve ecimiento estático durante 2 meses a una temperatura de 93.3°C (200°F), tiene una resistencia de un gel durante 10 minutos de al menos 1.436 Pa (30 lb/100 ft2) a una temperatura de 48.9°C (120°F).

De acuerdo con otra modalidad, un método para tratar una porción de una formación subterránea comprende: introducir el fluido para tratamiento en la porción de una formación subterránea.

El análisis de las modalidades preferidas que se relacionan con el fluido para tratamiento o cualquier ingrediente en el fluido para tratamiento, se pretende que se apliquen a las modalidades de la composición y las modalidades del método. Cualquier referencia a "galones" unitarios significa galones de los Estados Unidos.

El fluido para tratamiento es una emulsión inversa. La emulsión inversa incluye sólo la fase externa y al menos una fase interna. La fase externa comprende un liquido de hidrocarburo. La fase externa puede incluir materiales disueltos o sólidos sin disolver. De preferencia, el liquido hidrocarbonado se selecciona del grupo que consiste de: un destilado fraccional de petróleo crudo; un derivado graso de un ácido, un éster, un éter, un alcohol, una amina, una amida, o una imida; un hidrocarburo saturado; un hidrocarburo insaturado; un hidrocarburo ramificado; un hidrocarburo cíclico, y cualquier combinación de los mismos. El petróleo crudo se puede separar en destilados fracciónales con base en el punto de ebullición de las fracciones en el petróleo crudo. Un ejemplo de un destilado fraccional adecuado de petróleo crudo es gasoil. Un ejemplo disponible comercialmente de un éster de ácido graso es el fluido base PETROFREE® ESTER, comercializado por Halliburton Energy Services, Inc. El hidrocarburo saturado puede ser alcano o una parafina. De preferencia, el hidrocarburo saturado es una parafina. La parafina puede ser un isoalcano (isoparafina) , un alcano lineal (parafina) , o un alcano cíclico ( cicloparafina) . Un ejemplo de un alcano es un fluido base BAROID ALKANEMR, comercializado por Halliburton Energy Services, Inc. Los ejemplos de parafinas adecuadas incluyen, de manera enunciativa: BIO-BASE 360® (un isoalcano y n-alcano) ; BIO-BASE 300MR (un alcano lineal); BIO-BASE 560® (una mezcla que contiene más del 90% de alcanos lineales) , y ESCAID 110MR (una mezcla de aceite mineral principalmente de alcanos y alcanos cíclicos). Los líquidos BIO-BASE están disponibles de Shrieve Chemical Products, Inc. en The Woodlands, TX. El líquido ESCAID está disponible de ExxonMobil en Houston, TX. El hidrocarburo insaturado puede ser un alqueno, alquino, o aromático. De preferencia, el hidrocarburo insaturado es un alqueno. El alqueno puede ser un isoalqueno, un alqueno lineal, o un alqueno cíclico. El alqueno lineal puede ser una alfa-olefina lineal o una olefina interna. Un ejemplo de una alfa-olefina lineal es NOVATECMR, disponible de M-I SWACO en Houston, TX. Los ejemplos de olefinas internas incluyen, el fluido para tratamiento ENCORE® y el fluido para tratamiento ACCOLADE®, comercializado por Halliburton Energy Services, Inc.

El fluido para tratamiento incluye una fase interna. La fase interna comprende un liquido higroscópico. De acuerdo con una modalidad, el liquido higroscópico comprende un alcohol. De preferencia, el alcohol disminuye la actividad de la fase interna. De acuerdo con una modalidad, el alcohol es un poliol e incluye más de dos grupos hidroxilo. De preferencia, el alcohol es soluble en agua. En el sentido en el que se utiliza en la presente, el término "soluble en agua" significa que más de 1 parte de la sustancia se disuelve en 5 partes de agua. De preferencia, el alcohol comprende un glicerol. El glicerol puede ser poliglicerol . Una de las ventajas para utilizar glicerol en comparación con poliglicerol es que el glicerol es menos costoso que poliglicerol. Como tal, el costo de utilizar glicerol puede ser comparable con emulsiones inversas que utilizan sal en lugar de un alcohol. De acuerdo con una modalidad, cuando el liquido higroscópico comprende un alcohol, entonces el fluido para tratamiento no incluye una sal soluble en agua. De acuerdo con esta modalidad, ni el líquido higroscópico ni el agua contiene una sal disuelta. La fase interna puede estar en una concentración en la variación entre aproximadamente 0.5% hasta aproximadamente 60% en volumen de la fase externa. La fase interna también puede estar en una concentración entre aproximadamente 15% hasta aproximadamente 45% en volumen de la fase externa. Si la fase interna incluye además agua, entonces el agua puede ser agua dulce. El agua puede estar en una concentración en la variación entre aproximadamente 5% hasta aproximadamente 90% en peso de la fase interna del fluido para tratamiento. Si la fase interna incluye el alcohol y agua, entonces el alcohol puede estar en una concentración en la variación entre aproximadamente 5% hasta aproximadamente 90% en peso de la fase interna.

De acuerdo con otra modalidad, el líquido higroscópico comprende una sal y un solvente adecuado. La sal se puede seleccionar del grupo que consiste de cloruro de sodio, cloruro de calcio, bromuro de calcio, cloruro de potasio, bromuro de potasio, cloruro de magnesio, acetato de potasio, formiato de potasio, sulfato de magnesio, y combinaciones de los mismos. El solvente adecuado puede ser cualquier líquido que sea capaz de solubilizar la sal y formar una de una solución. Alguien con experiencia en la técnica será capaz de seleccionar el solvente adecuado con base en la sal especifica utilizada. De acuerdo con una modalidad, el solvente se selecciona de tal forma que toda la sal se disuelva en el solvente para formar el liquido hiqroscópico . Se debe entender que la fase interna puede incluir otros ingredientes además de la sal y el solvente adecuado. Los otros ingredientes pueden ser un liquido, solutos disueltos en el solvente, o sólidos sin disolver. Los ejemplos de solventes adecuados incluyen de manera enunciativa, agua y alcohol, tal como metanol o etanol. El agua puede ser agua dulce. La fase interna puede estar en una concentración en la variación entre aproximadamente 0.5% hasta aproximadamente 60% en volumen de la fase externa. La sal de la fase interna puede estar en una concentración en la variación entre aproximadamente 2% hasta aproximadamente 40% en peso de la fase interna. El solvente en la fase interna puede estar en una concentración en la variación entre aproximadamente 60% hasta aproximadamente 90% en peso de la fase interna. Se debe entender que las concentraciones establecidas pueden diferir dependiendo de la sal especifica y el solvente que se utilicen, ya que cada sal tendrá su propia solubilidad máxima única en el solvente particular.

El fluido para tratamiento incluye un agente dispersante. El agente dispersante es un polímero que comprende ligaduras urea. En una modalidad, el polímero comprende además ligaduras uretano. Un polímero es una gran molécula compuesta de unidades de repetición conectadas típicamente mediante enlaces químicos covalentes. Un polímero puede estar formado a partir de la reacción de polimerización de monómeros . Un polímero formado a partir de un tipo de monómero se denomina un homopolímero . Un copolímero se forma a partir de dos o más diferentes tipos de monómeros. En la reacción de polimerización, los monómeros se transforman en las unidades de repetición de un polímero. Para un copolímero, las unidades de repetición para cada uno de los monómeros se pueden disponer en diversas formas a lo largo de la cadena polimérica. Por ejemplo, las unidades de repetición pueden ser aleatorias, alternantes, periódicas o de bloque. Un polímero también se puede formar de una forma paso por paso. Por ejemplo, un primer polímero, denominado comúnmente un pre-polímero, primero se puede formar a partir de la polimerización de uno o más tipos de monómeros diferentes. En el segundo paso, el pre-polímero se puede polimerizar con un monómero o monómeros finales para formar el polímero. Un polímero también se puede formar en una forma paso por paso primero al polimerizar dos pre-polímeros diferentes y luego al polimerizar ambos de los pre-polímeros para formar el polímero. Un polímero tiene un peso molecular promedio, que está relacionado directamente con la longitud de cadena promedio del polímero. El peso molecular promedio para un copolímero se puede expresar como siguiente: Peso molecular promedio = (M.W.mi * RU mi) + (M.W.m2 * RU m2) ... donde M.W.mi es el peso molecular del primer monomero; RU mi es el número de unidades de repetición del primer monomero ; M. .m2 es el peso molecular del segundo monomero, y RU rti2 es el número de unidades de repetición del segundo monomero. Para un polímero que se forma de una forma paso por paso, el peso molecular del polímero es: el peso molecular promedio del pre-polímero más el peso molecular de los monómeros finales, las veces del número de unidades de repetición de los monómeros finales, o el peso molecular promedio de ambos de los pre-polímeros agregados conj untamente .

Un compuesto que contiene un grupo funcional isocianato se puede denominar como un isocianato, un compuesto que contiene un grupo funcional amino se puede denominar como una amina, y un compuesto que contiene un grupo funcional hidroxilo se puede denominar como un alcohol. Un di-isocianato es un compuesto que contiene dos grupos funcionales de isocianato, una diamina es un compuesto que contiene dos grupos funcionales amina, y un diol es un compuesto que contiene dos grupos hidroxilo. Una pre-poliamina es un pre-polimero que contiene múltiples grupos funcionales amina, un pre-poliol es un pre-polimero que contiene múltiples grupos funcionales hidroxilo, un pre-poliisocianato es un pre-polimero que contiene múltiples grupos funcionales isocianato, y un pre-poliuretano es un pre-polimero formado a partir de la polimerización de un primer monómero que contiene al menos un grupo funcional isocianato y un segundo monómero que contiene al menos un grupo funcional hidroxilo y contiene múltiples grupos funcionales isocianato. Los múltiples grupos funcionales del pre-polimero están disponibles para unirse a los grupos funcionales disponibles del monómero final o los grupos funcionales disponibles de otro pre-polimero. Cualquiera de los monómeros y pre-polimeros puede ser alifáticos o aromáticos .

El agente dispersante puede ser un polímero que comprende ligaduras urea o ligaduras urea y uretano. Los siguientes ejemplos ilustran algunas de las posibles maneras para formar un polímero que comprenda ligaduras urea o urea y uretano, aunque no significa que representen todas las maneras posibles de formar el polímero. Un polímero que comprende ligaduras urea se forma a partir de la combinación de un compuesto que contenga dos o más grupos funcionales isocianato y un compuesto que contenga dos o más grupos funcionales amina, y se puede formar al: 1) polimerizar un primer monómero de di-isocianato y un segundo monómero de diamina; 2) formar un pre-poliisocianato y luego polimerizar el pre-poliisocianato con un monómero final de diamina; 3) formar una pre-poliamina y luego al polimerizar la pre-poliamina con un monómero de di-isocianato, o 4) formar un pre-poliisocianato y una pre-poliamina y luego al polimerizar ambos de los pre-polimeros . Un polímero que comprende ligaduras urea y uretano se forma a partir de la combinación de un compuesto que contiene dos o más grupos funcionales isocianato, un compuesto que contiene dos o más grupos funcionales amina, un compuesto que contiene dos o más grupos funcionales hidroxilo, o un compuesto que contiene combinaciones de grupos funcionales isocianato, amina e hidroxilo, y se puede formar al: 1) polimerizar un monómero de di-isocianato con una mezcla de monómeros diol y diamina; 2) formar un pre-poliuretano y luego polimerizar el pre-poliuretano con un monómero de diamina; 3) formar un poliisocianato, una poliamina, o un poliol pre-polímero y luego polimerizar el pre-polímero con los monómeros restantes que contienen los grupos funcionales necesarios (por ejemplo, formar una pre-poliamina y luego polimerizar la pre-poliamina con un mezcla de monómeros que contienen diol y diamina) , o 4) formar más de un pre-polímero luego polimerizar todos los pre-polímeros, más cualesquiera monómeros restantes que contengan los grupos funcionales necesarios. Se debe entender que cualquiera de los compuestos que contienen el grupo funcional necesario pueden ser un monómero o parte de un pre-polímero. Por supuesto, el pre-polimero puede incluir más de uno de los grupos funcionales necesarios. También se debe entender que el polímero y cualquiera de los pre-polímeros pueden ser polímeros naturales o polímeros sintéticos, incluyendo resinas.

Los ejemplos de compuestos adecuados (por ejemplo, monómeros o pre-polímeros) que contienen dos o más grupos funcionales isocianato incluyen de manera enunciativa: hexametilen-diisocianato (HDI) ; toluen-diisocianato (TDI) ; 2,2'-, 2,4'- y 4, ' -diisocianatodifenilmetano (MDI) ; diisocianato polimetilenpolifenilo (PMDI) ; naftalen-diisocianato (NDI); 1, 6-diisocianato-2, 2, 4-trimetilhexano; isoforono-diisocianato; ( 3-isocianato-metil ) -3,5, 5-trimetil ciclohexil isocianato (IPDI); tris (4-isocianato-fenil) -metano; tris- ( -isocianato-fenilérter) de ácido fosfórico; y tris- ( 4-isocianato-feniléster) de ácido tiofosfórico .

Los ejemplos de compuestos adecuados (por ejemplo, monómeros o pre-polímeros) que contienen dos o más grupos funcionales amina incluyen de manera enunciativa: hidrazina; etilendiamina ; 1 , 2-propilendiaraina; 1 , 3-propilendiamina; 1-amino-3-metilaminpropano; 1, 4-diaminobutano; N, N ' -dimet-1-etilendiamina ; 1 , 6-diaminohexano; 1, 12-diaminododecano; 2,5-diamino-2, 5-dimetilhexano; trimetil-1, 6-hexan-diamina; dietilentriamina; ?,?', N"-trimetildietilentriamina; trietilentetraamina; tetraetilenpentamina; pentaetilenhexamina; y polietilenimina, que tienen pesos moleculares promedio entre 250 y 10,000; dipropilentriamina; tripropilentetraamina ; bis- ( 3-aminopropil ) amina ; bis- (3-aminopropil ) -metilamina; piperazina; 1 , 4-diaminociclohexano; isoforondiamina ; N-ciclohexil-1, 3-propandiamina; bis- (4-amino-ciclohexil ) metano; bis- ( 4-amino-3-metil-ciclohexil) -metano; bisaminometiltriciclodecano (TCD-diamina) ; o-, m- y p-fenilendiamina; 1, 2-diamin-3-metilbenzeno; 1 , 3-diamin-4-metilbenzeno (2, 4-diamintolueno) ; 1, 3-bisaminometil-4 , 6-dimetilbenzeno; 2,4- y 2 , 6-diamin-3, 5-dietiltolueno; 1,4- y 1 , 6-diaminonaftaleno; 1,8- y 2, 7-diaminonaftaleno; bis- (4-amino-fenil ) -metano; polimetilenpolifenilamina; 2,2-bis-(4-aminofenil ) -propano ; 4 , 4 ' -oxibisanilina ; 1 , 4 -butanediol bis- ( 3-aminopropiléter) ; 2- (2-aminoetilamino)etanol; ácido 2,6-diamin-hexanoico; polibutadienos líquidos y copolímeros de acrilonitrilo/butadieno que contienen grupos amino y tienen pesos moleculares promedio entre 500 y 10,000, y poliéteres que contienen grupos amino, por ejemplo, a base de óxido de polietileno, óxido de polipropileno o politetrahidrofurano y que tienen un contenido de grupos amino primarios o secundarios de aproximadamente 0.25 hasta aproximadamente 8 mmol/g, de preferencia 1 hasta 8 mmol/g. Estos compuestos se describen en: la publicación de patente de los Estados Unidos No. 2006/0052261 Al, que tiene para los inventores nombrados Bernd Kray, Wilhelm Laufer, Patrick Galda, y Achim Fessenbecker, publicada el 9 de marzo de 2006 y la publicación de patente de los Estados Unidos No. 2006/0058203 Al, que tiene para los inventores nombrados Willhelm Laufer, Michael Wuehr, Klaus Allgower, y Patrick Galda, publicada el 16 de marzo de 2006, cada una de las mismas se incorpora como referencia en su totalidad. Si existe cualquier conflicto entre una referencia incorporada como referencia en la presente descripción, prevalecerá la presente descripción.

Los ejemplos de compuestos adecuados (por ejemplo, monómeros o pre-polimeros ) que contienen dos o más grupos funcionales hidroxilo incluyen de manera enunciativa: polioles de poliéter, polioles de poliéster, polioles de policaprolactona , polioles de policarbonato, y combinaciones de los mismos.

Un ejemplo de un polímero disponible comercialmente adecuado que contiene ligaduras urea (es decir, poliurea) es ADDITIN® M 10411, disponible de LANXESS India Prívate Limited, Business Unit-Rhein Chemie en Maharashtra, India. Un ejemplo de un polímero comercialmente disponible adecuado que contiene enlaces urea y uretano (es decir, poliurea-uretano) es Crayvallac LA-250, disponible de Cray Valley en París, Francia .

El agente dispersante puede ser biodegradable inherentemente. En una modalidad, el agente dispersante se selecciona de tal forma que la emulsión sea estable. Por ejemplo, cualesquiera sólidos no disueltos en el fluido para tratamiento no se sedimentarán hacia el fondo del fluido.

El agente dispersante se puede seleccionar de tal forma que el fluido para tratamiento tenga un factor de hundimiento menor o igual a 0.53. El agente dispersante puede estar en al menos una concentración suficiente de tal forma que el fluido para tratamiento tenga un factor de hundimiento menor o igual a 0.53. De acuerdo con otra modalidad, el agente dispersante se selecciona y está en una concentración suficiente de tal forma que el fluido para tratamiento sea un gel frágil. De acuerdo con esta modalidad, el agente dispersante se selecciona y está en una concentración suficiente de tal forma que el fluido para tratamiento tenga una resistencia de un gel durante 10 minutos de al menos 1,436 Pa (30 lb/100 ft2) , alternativamente mayor que 2, 394 Pa (50 lb/100 ft2) a una temperatura de 48.9°C (120°F) y un tiempo de 48 horas. De acuerdo con otra modalidad, el agente dispersante se selecciona y está en una concentración suficiente de tal forma que el fluido para tratamiento tenga una resistencia de esfuerzo cortante de al menos 958 Pa (20 lb/100 ft2), alternativamente mayor que 1,436 Pa (30 lb/100 ft2) , a una temperatura de 93.3°C (200°F) y un tiempo de 6 días. En otra modalidad, el agente dispersante está en una concentración de al menos 0.1 kg/m3 (1 libras por barril (ppb) ) del fluido para tratamiento. El agente dispersante también puede estar en una concentración en la variación entre aproximadamente 0.02 hasta aproximadamente 1.79 kg/m3 (0.25 hasta aproximadamente 15 ppb) de fluido para tratamiento. En una modalidad, el agente dispersante está en una concentración en la variación entre aproximadamente 2 hasta aproximadamente 0.95 kg/m3 (8 ppb) del fluido para tratamiento .

El fluido para tratamiento incluye un material particulado. En el sentido en el que se utiliza en la presente, el término "material partuculado" significa una pequeña masa discreta de materia sólida. Además, el término "material particulado" es una palabra tanto singular como plural, que pertenece a una masa única de materia sólida y también a dos o más masas de materia sólida. De acuerdo con una modalidad, el material particulado tiene una densidad menor de 3.5 g/cm3. De acuerdo con otra modalidad, el material particulado tiene una densidad en la variación entre aproximadamente 1 hasta aproximadamente 3.5 g/cm3, de preferencia entre aproximadamente 2 hasta aproximadamente 3 g/cm3.

El tamaño del material particulado puede variar. El tamaño del material paticulado puede ser igual o diferente. Sin estar limitados por la teoría, se cree que el agente dispersante forma una red polimérica en el fluido para tratamiento. La red puede contener poros. Las dimensiones de los poros pueden variar. De acuerdo con una modalidad, el material particulado tiene un tamaño de tal forma que el material particulado sea capaz de ser suspendido adyacente o dentro de los poros o la retícula de la red. El material particulado puede tener una variación de distribución de tamaño de tal forma que la mayoría del material particulado sea capaz de ser suspendido adyacente o dentro de los poros o la retícula de la red.

El material particulado puede ser biodegradable inherentemente. En una modalidad, el material particulado se selecciona de tal forma que la emulsión sea estable. Por ejemplo, cualesquiera sólidos no disueltos en el fluido para tratamiento no se sedimentarán hacia el fondo del fluido. El material particulado se puede seleccionar de tal forma que el fluido para tratamiento tenga un factor de hundimiento menor o igual a 0.53. El material particulado puede estar en al menos una concentración suficiente de tal forma que el fluido para tratamiento tenga un factor de hundimiento menor o igual a 0.53. De acuerdo con otra modalidad, el material particulado se selecciona y está en una concentración suficiente de tal forma que el fluido para tratamiento sea un gel frágil. De acuerdo con esta modalidad, el material particulado se selecciona y está en una concentración suficiente de tal forma que el fluido para tratamiento tenga una resistencia de un gel durante 10 minutos de al menos 1,436 Pa (30 lb/100 ft2) , alternativamente mayor que 2, 394 Pa (50 lb/100 ft2) a una temperatura de 48.9°C (120°F) y un tiempo de 48 horas, de preferencia un tiempo de 2 meses. De acuerdo con otra modalidad, el material particulado se selecciona y está en una concentración suficiente de tal forma que el fluido para tratamiento tenga una resistencia de esfuerzo cortante de al menos 958 Pa (20 lb/100 ft2) , alternativamente mayor que 1, 436 Pa (30 lb/100 ft2) , a una temperatura de 93.3°C (200°F) y un tiempo de 6 días, de preferencia un tiempo de 2 meses. De acuerdo con otra modalidad, el agente dispersante y el material particulado se seleccionan y están en una concentración suficiente de tal forma que el fluido para tratamiento sea un gel frágil. De acuerdo con esta modalidad, el agente dispersante y el material particulado se seleccionan y están en una concentración suficiente de tal forma que el fluido para tratamiento tenga una resistencia de un gel durante 10 minutos de al menos 1, 436 Pa (30 lb/100 ft2) , alternativamente mayor que 2,394 Pa (50 libras/100 m2) a una temperatura de 48.9°C (120°F) y un tiempo de 48 horas, de preferencia un tiempo de 2 meses. De acuerdo con otra modalidad, el agente dispersante y el material particulado se seleccionan y están en una concentración suficiente de tal forma que el fluido para tratamiento tenga una resistencia de esfuerzo cortante de al menos 958 Pa (20 lb/100 ft2) , alternativamente mayor que 1469 Pa (30 lb/100 ft2) , a una temperatura de 93.3°C (200°F) y un tiempo de 6 días, de preferencia un tiempo de 2 meses. En otra modalidad, el material particulado está en una concentración de al menos 0.11 kg/m3 (1 libra por barril (ppb)) de fluido para tratamiento. El material particulado también puede estar en una concentración en la variación entre aproximadamente 0.25 hasta aproximadamente 23.96 kg/m3 (200 ppb) de fluido para tratamiento. En una modalidad, el material particulado está en una concentración en la variación entre aproximadamente 0.23 hasta aproximadamente 0.95 kg/m3 (aproximadamente 2 hasta aproximadamente 8 ppb) de fluido para tratamiento.

El material particulado se puede seleccionar del grupo que consiste de mármol molido, sepiolita, montmorillonita de calcio, sólidos provenientes de la formación, y combinaciones de los mismos. Los ejemplos comercialmente disponibles de un material particulado adecuado incluyen BARACARB® y TAU- OD®, comercializado por Halliburton Energy Services, Inc.

El fluido para tratamiento puede incluir además un emulsionante. El emulsionante se puede seleccionar del grupo que consiste de derivados de ácido graso a base de aceite de resina, derivados a base de aceite vegetal, y combinaciones de los mismos. Los ejemplos comercialmente disponibles de un emulsionante adecuado incluyen de manera enunciativa, EZ MUL® NT, INVERMUL® NT, LE SUPER UL®, y combinaciones de los mismos, comercializados por Halliburton Energy Services, Inc. De acuerdo con una modalidad, el emulsionante está en al menos una concentración suficiente de tal forma que el fluido para tratamiento mantenga una emulsión inversa estable. De acuerdo todavía con otra modalidad, el emulsionante está en una concentración de al menos 0.35 kg/m3 (3 ppb) del fluido para tratamiento. El emulsionante también puede estar en una concentración en la variación entre aproximadamente 3 hasta aproximadamente 2.39 kg/m3 (20 ppb) del fluido para tratamiento .

El fluido para tratamiento puede incluir además un activador emulsificador . El activador emusificador ayuda al emulsionante para crear una emulsión inversa estable. El activador emulsificador puede ser una base, tal como cal. De acuerdo con una modalidad, el activador emulsificador está en una concentración de al menos 0.05 kg/m3 (0.5 ppb) del fluido para tratamiento. El activador emulsificador también puede estar en una concentración en la variación entre aproximadamente 0.05 hasta aproximdamente 0.35 kg/m3 (aproximadamente 0.5 hasta aproximadamente 3 ppb) del fluido para tratamiento.

El fluido para tratamiento puede incluir además un agente lastrante. El agente lastrante se puede seleccionar del grupo que consiste de barita, hematita, tetróxido de manganeso, carbonato de calcio, y combinaciones de los mismos. De acuerdo con una modalidad, el agente lastrante no es una arcilla organofilica ni una lignita organofilica . Los ejemplos comercialmente disponibles de un agente lastrante adecuados incluyen de manera enunciativa, BAROID®, BARODENSE®, MICROMAXMR, y combinaciones de los mismos, comercializados por Halliburton Energy Services, Inc. De acuerdo con una modalidad, el agente lastrante está en una concentración de al menos 1.19 kg/m3 (10 ppb) del fluido para tratamiento. El agente lastrante también puede estar en una concentración en la variación entre aproximadamente 10 hasta aproximadamente 59.9 kg/m3 (500 ppb) del fluido para tratamiento. De acuerdo con otra modalidad, el agente lastrante está en al menos una concentración suficiente de tal forma que el fluido para tratamiento tenga una densidad en la variación entre aproximadamente 1.078 hasta aproximadamente 2.397 kilogramos por litro "kg/L") (aproximadamente 9 a aproximadamente 20 libras por galón (ppg) ) . De preferencia, el agente lastrante está en al menos una concentración suficiente de tal forma que el fluido para tratamiento tenga una densidad en la variación entre aproximadamente 1.1 hasta aproximadamente 2.4 kg/L (aproximadamente 9 a aproximadamente 18 ppg) .

El fluido para tratamiento puede incluir, además, un aditivo para pérdida de fluidos. El aditivo para pérdida de fluidos se puede seleccionar del grupo que consiste de estireno-co-acrilato de metilo, un copolimero de estireno sustituido, y combinaciones de los mismos. Los ejemplos comercialmente disponibles de un aditivo para pérdida de fluidos adecuado incluyen de manera enunciativa, ADAPTA®, comercializado por Halliburton Energy Services, Inc. De acuerdo con una modalidad, el aditivo para pérdida de fluidos está en al menos una concentración suficiente de tal forma que el fluido para tratamiento tenga una pérdida de fluidos API menor de 8 mi/30 min a una temperatura de (149°C) 300°F y un diferencial de presión de 3.4 megapascales "MPa" (500 psi) . El aditivo para pérdida de fluido también puede estar en al menos una concentración suficiente de tal forma que el fluido para tratamiento tenga una pérdida de fluido API menor de 5 ml/30 min a una temperatura de 149°C (300°F) y un diferencial de presión de 3.4 MPa (500 psi). De acuerdo con otra modalidad, el aditivo para pérdida de fluido está en una concentración de al menos 0.05 kg/m3 (0.5 ppb) del fluido para tratamiento. El aditivo para pérdida de fluidos también puede estar en una concentración en la variación entre aproximadamente 0.5 hasta aproximadamente 1.19 kg/m3 (10 ppb) del fluido para tratamiento.

El fluido para tratamiento también puede incluir un reductor de fricción. Los ejemplos comercialmente disponibles de un reductor de fricción adecuado incluyen de manera enunciativa, PAR-TRIM® II, carbón grafitico, y combinaciones de los mismos, comercializado por Halliburton Energy Services, Inc. El reductor de fricción puede estar en una concentración de al menos 0.05 kg/m3 (0.5 ppb) del fluido para tratamiento. En una modalidad, el reductor de fricción se está en una concentración en la variación entre aproximadamente 0.05 hasta aproximadamente 0.59 kg/m3 (aproximadamente 0.5 hasta aproximadamente 5 ppb) del fluido para tratamiento.

De acuerdo con ciertas modalidades, el fluido para tratamiento no incluye una arcilla organofilica ni una lignita organofilica. El fluido para tratamiento puede contener arcilla organofilica, lignita organofilica, y combinaciones de las mismas. El fluido para tratamiento puede contener la arcilla o lignita organofilica a una concentración de hasta 0.11 kg/m3 (1 libras por barril (ppb) ) del fluido para tratamiento. El fluido para tratamiento también puede contener la arcilla o lignita organofilica a una concentración en la variación de 0 hasta aproximadamente 2.39 kg/m3 (20 ppb), alternativamente de 0 hasta aproximadamente 1.19 kg/m3 (10 ppb), o alternativamente entre aproximadamente 0.35 kg/m3 hasta aproximadamente 0.95 kg/m3 (aproximadamente 3 hasta aproximadamente 8 ppb) del fluido para tratamiento.

De acuerdo con una modalidad, un fluido para prueba que consiste esencialmente en la fase externa, la fase interna, el agente dispersante y el material particulado y en las mismas proporciones que el fluido para tratamiento, y después de un envejecimiento estático durante 2 meses a una temperatura de 93.3°C (200°F), tiene una resistencia de un gel durante 10 minutos de al menos 1,436 Pa (30 lb/100 ft2) a una temperatura de 48.9°C (120°F) . De acuerdo con otra modalidad, el fluido de prueba que consiste esencialmente de la fase externa, la fase interna, el agente dispersante, y el material particulado y en las mismas proporciones que el fluido para tratamiento, y después de un enve ecimiento estático durante 2 meses a una temperatura de 93.3°C (200°F), tiene una resistencia de esfuerzo cortante de al menos 958 Pa (20 lb/100 ft2) una temperatura de 21.7°C (71°F). De acuerdo con otra modalidad, el fluido para tratamiento tiene una resistencia de un gel durante 10 minutos de al menos 30 lb/100 ft2(1.436 Pa) a una temperatura de 48.9°C (120°F) y una resistencia al esfuerzo cortante de al menos 958 Pa (20 lb/100 m2) a una temperatura de 21.7°C (71°F) y un tiempo de 48 horas.

El fluido para tratamiento puede ser, sin limitación, un fluido para perforación, un fluido obturador, un fluido de completación, un fluido separador, o un fluido de reparación. De acuerdo con una modalidad, el fluido para tratamiento es un fluido obturador, utilizado para poner en contacto un obturador hinchable o tapón de detención hinchable .

De acuerdo con las modalidades del método, los métodos incluyen el paso de introducir el fluido para tratamiento en al menos una porción de una formación subterránea. De preferencia, al menos una porción de la formación subterránea es una formación sensible al agua. De mayor preferencia, al menos una porción de la formación subterránea es una formación de esquisto. El paso de introducir el fluido para tratamiento puede ser con el fin de perforar un sondeo, completar el sondeo, o estimular el sondeo. El paso de introducir puede incluir poner en contacto con obturador hinchable o tapón de detención con el fluido para tratamiento. El fluido para tratamiento puede estar en un estado bombeable antes y durante la introducción en la formación subterránea. El fluido para tratamiento puede formar un gel después de la introducción en la formación subterránea. De acuerdo con una modalidad, el fluido para tratamiento es un gel frágil. El pozo puede ser un pozo para producción de petróleo, gas, o agua, o un pozo de inyección. La formación subterránea puede incluir una corona circular. El paso de introducir el fluido para tratamiento puede incluir introducir el fluido para tratamiento en una porción de la corona circular.

Los métodos también pueden incluir además los pasos de introducir una composición de cemento en al menos una porción de la formación subterránea, en donde el paso de introducir la composición de cemento se realiza antes o después de los pasos de introducir el fluido para tratamiento. En el sentido en el que se utiliza en la presente, una "composición de cemento" es una mezcla de al menos cemento y agua, y posiblemente aditivos. En el sentido en el que se utiliza en la presente, el término "cemento" significa una sustancia inicialmente seca que, en presencia de agua, actúa como un aglutinante para unir otros materiales conjuntamente. Un ejemplo de cemento es cemento Portland. El paso de introducir la composición de cemento puede ser con el fin de al menos uno de los siguientes: completación de un pozo; cementación con espuma; operaciones de cementación primaria o secundaria; obturación de pozos y filtro de grava. La composición de cemento puede estar en un estado bombeable antes y durante la introducción en la formación subterránea. El paso de introducir puede incluir, introducir la composición de cemento en el pozo. De acuerdo con otra modalidad, la formación subterránea está penetrada por un pozo y el pozo incluye una corona circular. De acuerdo con esta otra modalidad, el paso de introducir puede incluir, introducir la composición de cemento en una porción de la corona circular.

Las modalidades del método también pueden incluir el paso de permitir el fraguado de la composición de cemento. El paso de permitir se puede realizar después del paso de introducir la composición de cemento en la formación subterránea. Los métodos pueden incluir los pasos adicionales de perforar, fracturar, o realizar un tratamiento acidificante, después del paso de introducir el fluido para tratamiento .

Ejemplos Para facilitar una mejor comprensión de las modalidades preferidas, se proporcionan los siguientes ejemplos de ciertos aspectos de las modalidades preferidas. Los siguientes ejemplos no son los únicos ejemplos que se podrían proporcionar de acuerdo con las modalidades preferidas y no se pretende que limiten el alcance de la invención .

Para los datos contenidos en las siguientes tablas, la concentración de cualquier ingrediente en un fluido para tratamiento se expresa como libras por barril del fluido para tratamiento (Abreviado como "ppb").

Cada uno de los fluidos para tratamiento se mezclan y se prueban de acuerdo con el procedimiento para la prueba específica que se describe en la sección de la descripción detallada anterior. La prueba de reología, la resistencia de un gel inicial y durante 10 minutos, la viscosidad plástica, el punto de rendimiento, y las pruebas de punto de rendimiento de bajo esfuerzo cortante se condujeron a una temperatura de 48.9°C (120°F) con el mezclado inicial del fluido (#1) y después estático a una temperatura de 93.3°C (200°F) durante 24 horas para el fluido #2, 6 días para el fluido #3, y 2 meses para el fluido #4. La prueba de estabilidad se realizó a las 24 horas y a una temperatura de 121°C (250°F) para el fluido para tratamiento #2, y a una temperatura de 93.3°C (200°F) para los fluidos para tratamiento #3 y #4. Las resistencias de un gel durante 10 segundos y 10 minutos se realizaron a una temperatura de 48.9°C (120°F) con el mezclado inicial del fluido (#1) y después de estática a una temperatura de 93.3°C (200°F) durante 24 horas para el fluido #2, 6 dias para el fluido #3, y 2 meses para el fluido #4. La resistencia de esfuerzo cortante se condujo después de envejecimiento estático a una temperatura de 93.3°C (200°F) a un tiempo de 6 dias para el fluido #3 y 2 meses para el fluido #4. La prueba de pérdida de fluidos API se condujo a un diferencial de presión de 3.4 MPa (500 psi) y una temperatura de 121°C (250°F) para el fluido para tratamiento #2 y a una temperatura de 93.3°C (200°F) para el fluido para tratamiento #4. Los factores de hundimiento se determinaron después del envejecimiento estático durante 24 horas a 121.1°C (250°F) para el fluido para tratamiento #1, durante 6 dias a 93.3°C (200°F) para el fluido para tratamiento #3, y 2 meses a una temperatura de 93.3°C (200°F) para el fluido para tratamiento #4.

La Tabla 1 contiene un listado de los ingredientes y sus concentraciones respectivas para cuatro diferentes fluidos para tratamiento. Los fluidos para tratamiento #1 y #2 tuvieron una densidad de 1.078 kg/L (9 ppg) y los fluidos para tratamiento #3 y #4 tuvieron una densidad de 1.198 kg/L (10 ppg) . Todos los fluidos para tratamiento tuvieron una proporción de la fase externa a la fase interna de 60:40 en volumen. La fase interna para cada uno de los fluidos para tratamiento contuvo agua dulce y cloruro de calcio (de CaCl2) a una concentración en libras por barril (ppb) del fluido para tratamiento. La fase externa para cada uno de los fluidos para tratamiento fue liquido hidrocarbonado con parafina ESCAID® 110 y se expresa en unidades de barriles ("bbl") . Cada uno de los fluidos para tratamiento también contuvo los siguientes ingredientes, listados en una concentración de ppb del fluido para tratamiento: emulsionante EZ MUL® NT; activador emulsificador de cal; viscosificador RHEMOD L®; agente para control de filtro ADAPTA®; agente dispersante ADDITIN® M 10411; agente lastrante BAROID®, y modificador de reologia con diamina dimérica PriamineMR 1074, disponible de Croda en New Castle, Delaware, USA. Los fluidos para tratamiento #3 y #4 también contuvieron los siguientes ingredientes adicionales como el material particulado, en unidades de ppb: TAU-MOD®; REV DUST®, y BARACARB®. Los ingredientes adicionales mencionados anteriormente se agregaron al fluido para tratamiento #2 después de que el fluido se envejeció estático durante 24 horas. El fluido para tratamiento #3 luego se envejeció estático durante aproximadamente 5 días adicionales (durante un total de 6 días) y luego el fluido se envejeció estático durante un total de 2 meses al igual que el fluido para tratamiento #4.

Tabla 1 La Tabla 2 contiene datos de reologia, viscosidad plástica (PV), resistencias de un gel inicial y durante 10 rain, resistencia de esfuerzo cortante, YP, y LSYP para los fluidos para tratamiento. Como se puede observar en la Tabla 2, el fluido para tratamiento #4 tuvo una reologia, PV, y resistencias de un gel mucho mayor en comparación con fluidos #1 y #2. Esto indica que la adición del material particulado de baja densidad a un fluido que contiene el agente dispersante aumenta la gelificación del fluido. El fluido para tratamiento # 4 se convirtió en un gel, sin embargo, el gel se rompió al agitar el gel con una espátula. Como se puede observar en la Tabla 2, los fluidos para tratamiento (que contienen el material particulado de baja densidad) exhibieron altas resistencias de esfuerzo cortante. Esto indica además la naturaleza gelificante de los fluidos. esta forma, la combinación del agente dispersante y el material particulado de baja densidad se puede utilizar para proporcionar un fluido gelificado en comparación con un fluido sin el material particulado.

Tabla 2 La Tabla 3 contiene datos para pérdida de fluidos para dos de los fluidos para tratamiento. Como se puede observar en la Tabla 3, ambos fluidos para tratamiento #2 y #4 tuvieron una pérdida de fluido API de 2. Esto indica que los fluidos proporcionan un excelente control para pérdida de fluido .

Tabla 3 La Tabla 4 contiene los datos de estabilidad y factor de hundimiento para algunos de los fluidos para tratamiento. Se debe observar sólo los fluidos para tratamiento que se consideraron "estables" se probaron para el factor de hundimiento. Como se puede observar en la Tabla 4, cada uno de los fluidos para tratamiento estables tuvieron un factor de hundimiento menor de 0.53. Esto indica que el fluido permanecerá estable y los sólidos sin disolver permanecerán suspendidos en el fluido.

Tabla 4 La Tabla 5 contiene datos de biodegradabilidad para el agente dispersante ADDITIN® M 10411 con una concentración ThOD de 2.22 miligramos de oxigeno por miligramos (mg 02/mg) . Como se puede observar en la Tabla 5, el agente dispersante se podría clasificar como biodegradables inherentemente tan pronto como 21 días. Además, el día 42, el agente dispersante podría ser clasificado como biodegradable final inherentemente .

Tabla 5 Por lo tanto, la presente invención estará bien adapta para alcanzar los fines y ventajas mencionados, así como aquellos que sean inherentes en la presente. Las modalidades particulares descritas anteriormente son únicamente ilustrativas, ya que la presente invención se puede modificar y practicar en diferentes formas aunque equivalentes evidentes para aquellos expertos en la técnica que tengan el beneficio de las enseñanzas en la presente. Además, no se pretende que haya limitaciones a los detalles de construcción o diseño en el presente mostrados, distintos a los descritos en las reivindicaciones más adelante. Por lo tariLo, será evidente que las modalidades ilustrativas particulares descritas anteriormente se pueden alterar o modificar y se considera que todas estas variaciones queden dentro del alcance y espíritu de la presente invención. Mientras que las composiciones y métodos se describen en los términos de "que comprende", "que contiene", o "que incluye" diversos componentes o pasos, las composiciones y métodos también pueden "consistir esencialmente de" o "consistir de" los diversos componentes y pasos. Siempre que se describa una variación numérica con un límite inferior y un límite superior, se describe específicamente cualquier número y cualquier variación incluida que quede dentro de la variación. En particular, cada variación de valores (de la forma "entre aproximadamente a hasta aproximadamente b", o, equivalentemente, "de aproximadamente a hasta b", o, equivalentemente, "de aproximadamente a hasta b") descritos en la presente se deberá entender que establecen cada número y variación abarcados dentro de la gama más amplia de valores. También, los términos de las reivindicaciones tienen su significado normal, claro, a menos que explícita y claramente se defina de otra manera por el titular de la patente. Además, los artículos indefinidos "uno" o "una", en el sentido en el que se utiliza en las reivindicaciones, se definen en la presente con el significado de uno o más de uno del elemento que se presente. Si existe cualquier conflicto en los usos de una palabra o término en esta especificación y una o más patentes u otros documentos que puedan estar incorporados en la presente como referencia, se deberán adoptar las definiciones que sean consistentes con esta especificación .

Claims

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

1. Un método para tratar una porción de una formación subterránea caracterizado porque comprende: introducir un fluido para tratamiento en la porción de una formación subterránea, en donde el fluido para tratamiento comprende: (a) una fase externa, en donde la fase externa comprende un liquido de hidrocarbonado; (b) una fase interna, en donde la fase interna comprende un liquido higroscópico; y (c) un agente dispersante, en donde el agente dispersante es un polímero, y en donde el polímero comprende ligaduras urea; y (d) un material particulado, en donde el material particulado tiene una densidad menor de 3.5 g/cm3, en donde un fluido para prueba que consiste esencialmente de la fase externa, la fase interna, el agente dispersante, y el material particulado, y en las mismas proporciones que el fluido para tratamiento, y después de enve ecimiento estático durante 2 meses a una temperatura de 93.3°C (200°F), tiene una resistencia de un gel durante 10 minutos de al menos 1.436 Pa (30 lb/100 ft2) a una temperatura de 48.9°C (120°F).

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el liquido hidrocarbonado se selecciona del grupo que consiste de: un destilado fraccional de petróleo crudo; un derivado graso de un ácido, un éster, un éter, un alcohol, una amina, una amida, o una imida; un hidrocarburo saturado, un hidrocarburo insaturado; un hidrocarburo ramificado; un hidrocarburo cíclico, y cualquier combinación de los mismos.

3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el líquido higroscópico comprende un alcohol .

4. El método de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque el alcohol comprende un glicerol.

5. El método de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque el glicerol es poliglicerol .

6. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el líquido higroscópico comprende una sal y un solvente adecuado.

7. El método de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado porque la sal se selecciona del grupo que consiste de cloruro de sodio, cloruro de calcio, bromuro de calcio, cloruro de potasio, bromuro de potasio, cloruro de magnesio, acetato de potasio, formiato de potasio, sulfato de magnesio, y combinaciones de los mismos.

8. El método de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado porque el solvente se selecciona de tal forma que la sal sea capaz de disolverse en el solvente para formar una solución salina.

9. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la fase interna está en una concentración en la variación entre aproximadamente 0.5% hasta aproximadamente 60% en volumen de la fase externa.

10. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la fase interna comprende además agua .

11. El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque el agua está en una concentración en la variación entre aproximadamente 5% hasta aproximadamente 90% en peso de la fase interna.

12. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el polímero comprende además ligaduras uretano.

13. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el agente dispersante está en al menos una concentración suficiente de tal forma que el fluido para tratamiento tenga un factor de hundimiento menor o igual a 0.53.

14. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el agente dispersante está en una concentración en la variación entre aproximadamente 0.25 hasta aproximadamente 15 libras por barril del fluido para tratamiento .

15. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido para tratamiento no contiene una arcilla organofilica o lignita organofilica .

16. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el material particulado tiene una densidad en la variación entre aproximadamente 0.5 hasta aproximadamente 3.5 g/cm3.

17. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido para prueba tiene una resistencia de esfuerzo cortante de al menos 958 MPa (20 lb/100 ft2) , a una temperatura de 21.7°C (71°F).

18. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el material particulado se selecciona y está en una concentración suficiente de tal forma que el fluido para tratamiento tenga una resistencia de un gel durante 10 minutos de al menos 1,436 Pa (30 lb/100 ft2) y una resistencia al esfuerzo cortante de al menos 958 MPa (20 lb/100 ft2), a una temperatura de 21.7°C (71°F) a un tiempo de 48 horas.

19. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el material particulado se selecciona del grupo que consiste mármol molido, sepiolita, montmorillonita de calcio, sólidos provenientes de la formación, y combinaciones de los mismos.

20. El método de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado además porque comprende el paso de introducir una composición de cemento en al menos una porción de la formación subterránea después del paso de introducir el fluido separador.

21. Un fluido para tratamiento con emulsión inversa caracterizado porque comprende: (a) una fase externa, en donde la fase externa comprende un liquido de hidrocarbonado; (b) una fase interna, en donde la fase interna comprende un liquido higroscópico; (c) un agente dispersante, en donde el agente dispersante es un polímero, y en donde el polímero comprende ligaduras urea; y (d) un material particulado, en donde el material particulado tiene una densidad menor de 3.5 g/cm3, en donde un fluido para prueba que consiste esencialmente de la fase externa, la fase interna, el agente dispersante, y el material particulado, y en las mismas proporciones que el fluido para tratamiento, y después de envejecimiento estático durante 2 meses a una temperatura de 93.3°C (200°F), tiene una resistencia de un gel durante 10 minutos de al menos 1.436 Pa (30 lb/100 ft2) a una temperatura de 48.9°C (120°F).