MX2014006402A - Reduccion de diutan con acido oxalico de 82.2°c (180°f) a 104.4°c (220°f). - Google Patents

Abstract

Se proporciona un método para tratar una porción de un pozo. El método incluye la etapa de formar un fluido de tratamiento que comprende: (i) una fase acuosa; (ii) un agente de incremento de viscosidad seleccionado del grupo que consiste de diutan, diutan clarificado, derivado de diutan soluble en agua, y cualquier combinación de los mismos en donde el agente de incremento de viscosidad se disuelve en la fase acuosa; y (iii) un reductor que comprende ácido oxálico, en donde el ácido oxálico se disuelve en la fase acuosa. La viscosidad del fluido de tratamiento se reduce a menor que 3.0 cP en menos de 72 horas. cuando está en un intervalo de temperatura de 82.2°C a 104.4°C (180°F a 220°F) . El método también incluye la etapa de introducir el fluido de tratamiento en la porción del pozo y hacer fluir de vuelta desde la porción del pozo.

Description

REDUCCIÓN DE DIUTAN CON ÁCIDO OXÁLICO DE 82.2°C (180°F) A 104.4°C (220°F) CAMPO DE LA INVENCIÓN Las invenciones están .en el campo de producción de petróleo crudo o gas. natural en formaciones subterráneas. Más particularmente, la presente invención se refiere métodos para reducir la viscosidad de los fluidos de tratamiento de pozos que incluyen diutan o derivado de diutan.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Producción de Petróleo y Gas Para producir petróleo o gas de un yacimiento, un pozo se perfora en una formación subterránea, que puede ser el yacimiento o adyacente al yacimiento. Un pozo incluye una cabeza de pozo y por lo menos una perforación de pozo desde la cabeza de pozo que penetra la tierra. Típicamente, una perforación de pozo se debe perforar miles de pies en la tierra para alcanzar una formación que lleva hidrocarburos. Generalmente, mientras es mayor la profundidad de la formación, es mayor la presión "estática" y la temperatura de la formación.

En general, los mantenimientos del pozo incluyen una amplia variedad de operaciones que se pueden llevar a cabo en los pozos, tales como perforación, cementación, terminación, e intervención. Estos mantenimientos del pozo son diseñados para facilitar o mejorar la producción de los fluidos de o a través de una formación subterránea.

Las operaciones de perforación, terminación e intervención pueden incluir varios tipos de tratamientos que se llevan a cabo comúnmente en una perforación de pozo o formación subterránea. Por ejemplo, un tratamiento para el control de pérdida de fluido se puede usar durante cualquiera de las operaciones de perforación, terminación e intervención. Durante la terminación o intervención, la estimulación es un tipo de tratamiento llevado a cabo para mejorar o restaurar la productividad del petróleo y gas de un pozo. Los tratamientos de estimulación se encuentran en dos grupos principales: tratamientos de fracturación . y matriz hidráulicos. Los tratamientos de fracturación se llevan a cabo por arriba de la presión de la fractura de la formación subterránea para crear o extender una trayectoria de flujo sumamente permeable entre la formación y la perforación del pozo. Los tratamientos.de matriz se llevan a cabo por debajo de la presión de fractura de la formación. Otros tipos de tratamiento de terminación o intervención pueden incluir, por ejemplo, compactación de grava, consolidación, y control de producción de agua excesiva. Aún otros tipos de tratamientos de terminación o intervención incluyen, pero no se limitan a, remoción de daño, aislamiento de la formación, limpieza de la perforación del pozo, remoción de incrustaciones y control de incrustaciones.

Como se usa en este documento, la palabra "tratamiento" se refiere a cualquier 'tratamiento para cambiar una condición de una porción de una perforación de pozo o una formación subterránea adyacente, sin embargo, la palabra "tratamiento" no implica necesariamente ningún propósito de tratamiento particular.

Un tratamiento implica usualmente introducir un fluido de tratamiento en un pozo. Como se usa en este documento, un "fluido de tratamiento" es un fluido usado en un tratamiento. A menos que el contexto lo requiera de otra manera la palabra "tratamiento" en el término "fluido de tratamiento" no implica necesariamente 'ningún tratamiento o acción particular por el fluido. Si un fluido de tratamiento se va a usar en un volumen relativamente pequeño, por ejemplo, menor que aproximadamente 200 barriles, es algunas veces referido en la técnica como un lavado, vaciado, lodo pesado o suspensión viscosa.

Como se usa en este documento, una "zona de tratamiento" se refiere a un intervalo de roca a lo largo de una perforación de pozo en la cual un fluido del tratamiento se dirige para fluir de la perforación del pozo. Además, como se usa en este documento, "en una zona de tratamiento" significa dentro y a través de la cabeza de pozo y, adicionalmente, a través de la perforación de pozo y. en una zona de tratamiento.

Las siguientes son algunas descripciones generales de tratamientos de pozos comunes y fluido de tratamiento asociados. Por supuesto, otros tratamientos de pozos y fluido de tratamiento son conocidos en la técnica.

Control de Arena y Compactación de Grava La compactación de grava se usa comúnmente como un método de control de arena para evitar la producción de arena de formación y otros finos de una formación subterránea deficientemente consolidada. En este contexto, "finos" son partículas pequeñas, que tienen típicamente un diámetro de 43 mieras o más pequeño, que tiene una tendencia a fluir a través de la formación con la producción de hidrocarburo. Los finos tienen una tendencia a taponar los espacios de poro pequeños en la formación y bloquean el flujo de petróleo. Ya que todo el hidrocarburo está fluyendo de una región relativamente grande alrededor de la perforación de pozo hacia un área relativamente pequeña alrededor de la perforación de pozo, los finos tienen una tendencia a ser compactados densamente y tapar o taponar el área inmediatamente alrededor de la perforación de pozo. Por otra parte, los finos son sumamente abrasivos y pueden ser dañinos para el bombeo del campo petrolífero, a otro equipo y operaciones.

La colocación de un material particulado relativamente grande cerca de la perforación de pozo ayuda a filtrar la arena o partículas finas y evitan que fluyan en el pozo con los fluidos producidos. El objetivo primario es estabilizar la formación mientras que se provoca un deterioro mínimo a la productividad del pozo.

El material particulado usado para este propósito es referido como "grava". En el campo de petróleo y gas, como se usa en este documento, el término "grava" se refiere a partículas relativamente grandes en la clasificación de tamaño de arena, es decir, las partículas que varían en diámetro de aproximadamente 0.1 mm hasta aproximadamente 2 mm. En general, la grava se selecciona por tener propiedades de integridad física y estabilidad química. Un ejemplo de un material de compactación de grava comúnmente usado es arena que tiene un intervalo. de tamaño particulado apropiado. Para varios propósitos, los materiales particulados de grava también se pueden recubrir con ciertos tipos de materiales, incluyendo resinas,, agentes adherentes, y similares. Por ejemplo, un agente adherente puede ayudar con los finos y las resinas pueden ayudar a mejorar la conductividad (por ejemplo, flujo de fluidos) a través de la compactacion de material particulado.

En un tipo común de compactacion de grava, una criba mecánica se coloca en la perforación de pozo y el anillo circundante se compacta con' un material particulado de un tamaño especifico más grande diseñado para evitar el paso de la arena de formación u otros finos. También es común, por ejemplo, compactar con grava después de un procedimiento de fracturacion, y tal procedimiento combinado es alguna vez referido como una "compactacion de fracturacion".

Un taponado es una condición encontrada durante algunas operaciones de compactacion de grava en donde el área de tratamiento no puede aceptar grava de compactacion adicional (arena más grande). Bajo condiciones ideales, esto debe significar que el área hueca completa se ha compactado exitosamente con la grava. Sin -embargo, si el taponado se presenta más temprano que lo esperado en el tratamiento, puede indicar un tratamiento incompleto y la presencia de huecos indeseables dentro de la zona de tratamiento.

Fluidos Basados en Agua o Basados en Aceite Un fluido tiene inherentemente una fase continua. De manera preferente, la fase continua es un liquido bajo condiciones de laboratorio estándares. Como se usa en este documento, "basado en agua" con respecto a un fluido significa que el agua o una solución acuosa es el material dominante en peso de la fase continua de la sustancia. En contraste "basado en aceite" significa que el aceite es el material dominante en peso de la fase continua de la sustancia.

Fluidos y Viscosidad aparente Un fluido puede ser una fase individual o una dispersión. En general, un fluido es una sustancia amorfa que es o tiene una fase continua de partículas (por ejemplo, moléculas) que son más pequeñas que aproximadamente 1 micrómetro que tiende a fluir y a conformarse al contorno de su contenedor.

La viscosidad es una medición de la resistencia de un fluido a fluir. En términos cotidianos, viscosidad es "espesor" o "fricción interna". De esta manera, el agua pura es "delgada", que tiene una viscosidad relativamente baja mientras que la miel es "espesa", que tiene una viscosidad relativamente más alta. Puesto simplemente, mientras el fluido es menos viscoso, es mayor su facilidad de movimiento (fluidez) . De manera más precisa, la viscosidad se define como la relación de esfuerzo cortante a velocidad de esfuerzo cortante.

U fluido Newtoniano (llamado después de Isaac Newton) es fluido por el cual la curva de velocidad de esfuerzo cortante versus de formación es lineal y pasa a través del origen. La constante de proporcionalidad se conoce como la viscosidad. Ejemplos de fluidos Newtonianos incluyen agua y la mayoría de gases. La ley de viscosidad de Newton es una aproximación que se mantiene para algunas sustancias pero no a otras.

Los fluidos no Newtonianos muestran una relación más complicada entre el esfuerzo cortante y la gradiente de velocidad (es decir, velocidad de esfuerzo cortante) que la linealidad simple. De esta manera, existe una variedad de formas de fluidos no Newtonianos. Los fluidos de espesamiento por esfuerzo cortante .tienen una viscosidad aparente que se incrementa con el incremento de la velocidad del esfuerzo cortante. Los fluidos de espesamiento por esfuerzo cortante tienen una viscosidad que disminuye con el incremento de la velocidad de esfuerzo cortante. Los fluidos tixotrópicos son menos viscosos a través del tiempo en una velocidad constante de esfuerzo cortante. Los fluidos reopécticos son más viscosos a través del tiempo en una velocidad constante de esfuerzo cortante. Un plástico Bingham es un material que se comporta como un sólido en tensiones bajas pero fluye como un fluido viscoso en tensiones altas.

La mayoría de fluidos de pozo son fluidos no Newtonianos. Por consiguiente, la viscosidad aparente de un fluido aplica solamente bajo un conjunto particular de condiciones que incluyen esfuerzo cortante versus velocidad de esfuerzo cortante, que se debe especificar o entender del contexto. En el campo petrolífero, y como se usa en este documento, a menos que el contexto lo requiera de otra manera se entiende que una referencia a la viscosidad es actualmente a una referencia a una viscosidad aparente. La viscosidad aparente se expresa comúnmente en unidades de centipoise ("CP").

Similar a otras propiedades físicas, la viscosidad de un fluido Newtoniano o la viscosidad aparente de un fluido no Ne toniano pueden ser sumamente dependiente de las condiciones físicas, principalmente temperatura y presión. Por consiguiente, a menos que se establezca de otra manera, la viscosidad o viscosidad aparente de un fluido se mide bajo Condiciones de Laboratorio Estándares.

Existen numerosas formas para medir y modelar las propiedades viscosas, y nuevos desarrollos continúan siendo hechos. Los métodos dependen del tipo de fluido por el cual la viscosidad está siendo medida. Un método típico para propósitos del aseguramiento de la calidad o control de la calidad (QA/QC) usa un dispositivo de couette, tal como un viscosímetro Fann Modelo 35 o 50, que mide la viscosidad como una función de 'tiempo, temperatura, y velocidad de esfuerzo cortante. El instrumento de medición de la viscosidad se puede calibrar usando aceites de silicona de viscosidad estándar u otros fluidos de viscosidad estándar.

Debido a la geometría de la mayoría de dispositivos de medición de viscosidad comunes, sin embargo, el material particulado sólido, específicamente si es más grande que el cieno (es decir, partículas que tienen un diámetro más grande que aproximadamente 74 mieras), interferirían con la medición en algunos tipos de dispositivos de medición. Por lo tanto, la viscosrdad de un fluido que contiene tal material particulado sólido es usualmente . inferido y estimado al medir la viscosidad de un fluido de prueba que es similar al fluido del tratamiento sin ningún material particulado que de otra manera se incluiría. Sin embargo, ya que las partículas suspendidas (que pueden ser sólidas, de gel, liquidas, o burbujas gaseosas) afectan usualmente la viscosidad de un fluido, la viscosidad actual de una suspensión es usualmente de alguna manera diferente que aquella de la fase continua.

Agentes de Increménto de Viscosidad Un agente de incremento de viscosidad se puede usar para incrementar la capacidad de un fluido. Un agente de incremento de viscosidad se puede usar para varios propósitos, tales como para ayudar a llevar un material particulado o para ayudar a controlar y dirigir la penetración del fluido, en una formación subterránea.

Un agente de incremento de viscosidad es algunas veces referido en la técnica como un agente viscosificante , viscosificador, espesante, agente de gelificación, o agente de suspensión. En general, cualquiera de estos se refiere a un agente que incluye por lo menos la característica de incrementar la viscosidad de un fluido en el cual se dispersa o se disuelve. Existen varias clases de agentes de viscosidad y técnicas relacionadas para incrementar la viscosidad de un fluido.

Polímeros para Incrementar la Viscosidad Ciertas clases de polímeros se pueden usar para incrementar la viscosidad de un fluido. En general, el propósito de usar . un polímero es para incrementar la capacidad de fluido al suspenderse y llevar un material particulado. Los polímeros para incrementar la viscosidad de un fluido son de manera preferible solubles en la fase externa de un fluido. Los polímeros para incrementar la viscosidad de un fluido pueden ser polímeros de origen natural tales como polisacáridos, derivados de polímeros de origen natural, o polímeros sintéticos.

Polímeros Solubles ¦ en Agua para Incrementar la Viscosidad Los fluidos de tratamiento de pozo son usualmente basados en agua. Los agentes de incremento de viscosidad eficiente y rentable para el agua incluyen ciertas clases de polímeros solubles en agua.

La viscosidad de los fluidos de tratamiento basados en agua para llevar un material particulado usualmente elaborado viscoso por la adición de aproximadamente 4.53 kilos a aproximadamente de 36.28 kilos (10 libras a aproximadamente 80 libras (Ibs)) de polímero soluble en agua por 1000 galones (Mgal) de agua (equivalentes a aproximadamente 1.2 g/L a aproximadamente 9.6 g/L).

Como se apreciará por una persona de experiencia en el campo, la dispersabilidad o solubilidad en agua de una cierta clase de material polimérico puede ser dependiente de la salinidad o pH del agua. Por consiguiente, la salinidad o pH del agua se pueden modificar para facilitar la dispersabilidad o solubilidad del polímero soluble en agua. En algunos casos, el polímero ' soluble en agua se puede mezclar con un surfactante para facilitar su dispersabilidad o solubilidad en el agua o solución de sal utilizada.

El polímero, soluble en agua puede tener un peso molecular promedio en el intervalo de aproximadamente 50,000 a 20,000,000, de manera mucho más preferible de aproximadamente 100,000 a aproximadamente 4,000,000. Por ejemplo, el polímero de · guar se cree que tiene un peso molecular en el intervalo de aproximadamente 2 a aproximadamente 4 millones.

Los polímeros- solubles en agua típicos usados en los tratamientos de pozos incluyen polisacáridos solubles en agua y polímeros sintéticos solubles en agua (por ejemplo, poliacrilamidas) . Los polisacáridos solubles en agua más comunes empleados en los tratamientos de pozos son guar y sus derivados .

Un polímero se puede clasificar por ser de cadena individual o de múltiples¦ cadenas, con base en su estructura de solución en medios líquidos acuosos. Ejemplos de polisacáridos de cadena individual que se usan comúnmente en la industria de pozos petrolíferos incluyen guar, derivados de guar, y derivados de celulosa. El polímero de guar, que se deriva de las semillas de una planta de guar, es referido químicamente como una goma de galactomanano . Ejemplos de polisacáridos de múltiples cadenas incluyen xantano, diutan, y escleroglucano, y derivados de cualquiera de estos. Sin que se limite a ninguna teoría, se cree actualmente que los polisacáridos de múltiples cadenas tienen una estructura de solución similar a una hélice o son de otra manera entrelazados.

Como se usa en este documento, un "polisacárido" puede incluir ampliamente un polisacárido modificado derivado. Como se usa en este documento, "modificado" o "derivado" significa un compuesto o sustancia formada por un proceso químico de un compuesto o sustancia precursora, en donde el esqueleto químico del precursor de retiene en el derivado. El proceso químico incluye de manera preferible a lo sumo pocas etapas de reacción química, y de manera más preferible solo una o dos etapas de reacción química. Como se usa en este documento, una "etapa de reacción química" es una reacción química entre dos especies de reactivos químicos para producir por lo menos una especie químicamente diferente de los reactivos (sin considerar el número de especies químicas transcientes que se pueden formar durante la reacción) . Un ejemplo de una etapa química es una reacción de sustitución. La sustitución en un material polimérico puede ser parcial o completa.

Agentes de Reticulación La viscosidad de un fluido en una concentración dada del agente de incremento de viscosidad se puede incrementar en gran medida al reticular el agente de incremento de viscosidad. Un agente de reticulación, algunas veces referido como un reticulador, se puede usar para este propósito. El reticulador interactúa con por lo menos dos moléculas de polímero para formar una "reticulación" entre ellas.

Algunas veces, sin embargo, la reticulación es indeseable, ya que puede provocar que material polimerico sea más difícil de reducir y puede tener un residuo indeseable en la formación. Un fluido con un agente de incremento de viscosidad polimérico no reticulado es algunas veces referido como un "gel lineal".

Reducción de la Viscosidad Después de que un fluido del tratamiento se coloca donde se desee en el pozo y por el tiempo deseado, el fluido usualmente se debe remover de la perforación de pozo o la formación. Por ejemplo, cuando un fluido viscosificado se usa para corapactación de grava, el fluido viscosificado se debe remover de la compactación de grava. Para lograr esta remoción, la viscosidad del fluido del tratamiento se debe reducir a una viscosidad muy baja, de manera preferible cerca de la viscosidad del agua, para la remoción óptima del pozo.

La reducción de la viscosidad de un fluido viscosificado es referida como una reducción de fluido. Los químicos usados para reducir la viscosidad de los fluidos del tratamiento son llamados reductores. Otros tipos de fluido . de pozo viscosificado también necesitan ser reducidos, para la remoción de la perforación de pozo o la formación subterránea.

Ningún mecanismo particular se implica necesariamente por el término. Por ejemplo, un reductor puede reducir el peso molecular de un polímero soluble en agua al cortar la cadena del polímero larga. Conforme la longitud de la cadena de polímeros se corta,, se reduce la viscosidad del fluido. Por ejemplo, la reducción del peso molecular del polímero de guar a cadenas más cortas que tienen un peso molecular de aproximadamente 10,000 convierte el fluido a una viscosidad casi de agua delgada. Este proceso puede presentarse independientemente de cualquier unión de reticulación que pueda existir entre las cadenas de polímero. En el caso de una gente de incremento de viscosidad reticulado, por ejemplo, una forma de disminuir la viscosidad es al romper las reticulaciones.

Los reductores de^ viscosidad se deben seleccionar para cumplir las necesidades de cada situación. Primero, es importante entender los criterios de desempeño general de los reductores de viscosidad. Al reducir la viscosidad del fluido del tratamiento a un estado casi de agua delgada, el reductor de viscosidad debe mantener un balance crítico. La reducción prematura de la viscosidad durante el bombeo de un fluido de tratamiento puede poner en peligro el tratamiento. La reducción inadecuada de la viscosidad del fluido después del bombeo también puede reducir la producción si no se obtiene la conductividad requerida. Por ejemplo, un criterio de reducción de compactación de grava típico es un tiempo de reducción de 8 horas mínimo en la temperatura de diseño.

Un reductor se debe seleccionar con base en su desempeño en la temperatura, pHr tiempo, y perfil de viscosidad deseado para cada tratamiento específico.

Los fluidos viscosificados con un polisacárido de múltiples cadenas, tal como diutan y derivados, puede ser más difícil de reducir que los fluidos viscosificados con un polisacárido de cadena individual.

Como se da a conocer en la Patente de E.U.A. No. 7, 547, 665, que se incorpora en este documento a manera de referencia, se ha propuesto la reducción de diutan con ácidos. Sin embargo, los ácidos específicos previamente dados a conocer tienden a reducir el diutan muy rápidamente o muy lentamente en un intervalo de temperatura deseada de 82.2°C a 104.4°C (180°F a 220°F) . Es deseable tener un reductor operativo para el diutan dentro de este intervalo de temperatura.

SUMARIO DE LA INVENCIÓN Las invenciones están en el campo de la producción de petróleo crudo o gas natural de formaciones subterráneas. Más específicamente, las invenciones se refieren generalmente a métodos y composiciones para tratar una formación subterránea. De manera más particular, la presente invención se refiere a métodos para reducir la viscosidad de fluido del tratamiento que incluyen diutan o. un derivado de diutan.

En una modalidad, la presente invención proporciona un método para tratar una porción de un pozo, el método que incluye las etapas de: (a) formar un fluido de tratamiento, en donde el fluido de tratamiento incluye: (i) una fase acuosa; (ii) un agente de incremento de viscosidad seleccionado del grupo que consiste de diutan, uno o más diutanes clarificados, uno o más derivados solubles en agua de diutan, y cualquier combinación de los mismos en donde el agente de incremento de viscosidad se disuelve en la fase acuosa al grado de por lo menos 0.1% en peso del agua; y (iii) un reductor que comprende ácido oxálico, en donde el ácido oxálico se disuelve en la fase acuosa al grado de por lo menos 0.1% en peso del agua; en donde el agente de incremento de viscosidad no se retícula; en donde el fluido de tratamiento no incluye un agente de reticulación para el agente e incremento de viscosidad; en donde la viscosidad del fluido de tratamiento es igual o mayor que 5.0 cP; en donde la viscosidad del fluido de tratamiento se reduce a menor que 3.0 cP en menos de 72 horas cuando está en un intervalo de temperatura de 82.2°C (180°F) a 104.4°C (220°F) ; (b) introducir el fluido de tratamiento en la porción del pozo, en donde la temperatura de diseño de la porción del pozo es mayor que 82.2°C (180°F); y (c) hacer fluir de vuelta desde la porción del pozo, en donde la etapa de hacer fluir de vuelta está dentro de 72 horas de la etapa de introducción; y en donde la etapa de hacer fluir de vuelta está antes de poner en contacto la porción del pozo con cualquier fluido de tratamiento diferente que sea reactivo a degradar el agente de incremento de viscosidad del fluido de tratamiento.

Estos y otros aspectos de la invención serán evidentes para una persona experta, en el campo en la lectura de la siguiente descripción detallada. Mientras que la invención es susceptible a varias modificaciones y formas alternativas, las modalidades especificas de las mismas se describirán con detalle y se mostrarán a manera de ejemplo. Se debe entender, sin embargo, que no se propone limitar la invención a las formas particulares dadas a conocer, sino, por el contrario, la invención es para cubrir todas las modificaciones y alternativas que se encuentran dentro del espíritu y alcance de la invención como es expresado en las reivindicaciones adj untas .

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Definiciones Generales y Usos Como se usa en este documento, las palabras "comprenden", "tienen", "incluyen" y todas las variaciones gramáticas de las mismas se proponen cada una para tener un significado no limitante, indefinido que no excluye elementos o etapas adicionales.

Mientras que las composiciones y métodos se describen en términos de "que comprende", "que contiene" o "que incluye" varios componentes o etapas, las composiciones y métodos también pueden "consistir esencialmente de" o "consisten de" los diversos componentes y etapas. Los artículos indefinidos "un" o "una", como se usan en las reivindicaciones, se definen en este documento para proponer uno o más de uno del elemento que introduce. Siempre y cuando un valor numérico con un límite inferior y un límite superior se da a conocer, cualquier número y cualquier intervalo incluido que se encuentre dentro del intervalo se dan a conocer específicamente. En particular, cada intervalo de valores (de la forma, "de aproximadamente a a aproximadamente b" o, equivalentemente, "de aproximadamente a a b" o, equivalentemente, "de aproximadamente a a b") dado a conocer en este documento se va a entender que expone cada número o intervalo abarcado dentro del amplio intervalo de valores.

Los términos en este documento tienen su significado ordinario, simple a menos que se defina explícita y claramente de otra manera. Si existe cualquier conflicto en los usos de una palabra o término en esta especificación y una o más patente (s) u otros documentos que se pueden incorporar en este documento a manera de referencia, las definiciones que son consistentes con esta especificación se deben adoptar.

Como se usa en este documento, si no se establece específicamente de otra manera o a menos que el contexto lo requiera claramente de otra manera, el estado o fase física de una sustancia (o mezcla de sustancias) y otras propiedades físicas se determinan en una temperatura de 25°C (77 °F) y una presión de 1 atmósfera (Condiciones de Laboratorio Estándares) bajo ningún esfuerzo cortante.

Como se usa en este documento, si no se establece específicamente de otra manera o a menos que el contexto lo requiera claramente de otra .manera, . una sustancia se considera que es "soluble" en un líquido si por lo menos 10 gramos de la sustancia se pueden disolver en un litro de liquido cuando se somete a prueba a 25°C (77°F) y a una presión de 1 atmósfera durante 2 horas y se considera que es "insoluole" si es menos soluble que esto.

Como se apreciará por una persona de experiencia en el campo, la capacidad de hidratación, dispersabilidad, o solubilidad de una sustancia en agua puede ser dependiente de la salinidad, pH u otras sustancias en el agua. Por consiguiente, la salinidad, pH y selección de aditivos del agua se puede modificar para facilitar la capacidad de hidratación, dispersabilidad, y solubilidad de una sustancia en solución acuosa.

Como se usa en este documento, a menos que se especifique de otra manera o a menos que el contexto lo requiera claramente de otra manera, la viscosidad aparente de un fluido (excluyendo cualquier material particulado sólido suspendido más grande que el cieno) se mide con un viscosimetro de tipo Fann Modelo 35 con un muelle Fl, plomada Bl, y rotor Rl en una velocidad de esfuerzo cortante de 511 1/s y a 25°C (77°F) y una presión de 1 atmósfera. Para referencia, la viscosidad del agua pura es de aproximadamente 1 CP.

Como se usa en este documento, una sustancia se considera que es un fluido viscoso si tiene una viscosidad aparente mayor que 5 cP.

Como se usa en este documento, una sustancia se considera que es un fluido si tiene una viscosidad aparente menor que 5,000 cP (independiente de cualquier característica del gel) .

En la industria petrolera, el término "gel" se usa ampliamente para referirse a un fluido viscosificado con un agente espesante o gelificante, sin considerar si cumple con la definición técnica para el estado físico de un gel. Como se usa en este documento, a menos que se especifique de otra manera o el contexto lo requiera de otra manera, una sustancia referida como un "gel" se incluye por el concepto de "fluido" si es un fluido bombeable.

Como se usa en este documento, la viscosidad de un fluido viscoso se considera que se reduce si la viscosidad se reduce a 3.0 cP o menos (a un esfuerzo cortante de 511 seg-1 en un viscosímetro Fann 35).

Como se usa en este documento el término "temperatura de diseño" se refiere a un estimado o medición de la temperatura actual en el entorno pozo abajo en el momento del tratamiento. Es decir, la temperatura de diseño toma en cuenta no solo la temperatura estática pozo abajo ("BHST") , sino también el . efecto de la temperatura del fluido de tratamiento en la BHST durante el tratamiento. Debido a que los fluidos de tratamiento pueden ser considerablemente más fríos que la BHST, la diferencia entre las dos temperaturas puede ser muye grande. Finalmente, si se deja inalterada, una formación subterránea regresará a la BHST.

Como se usa en este documento, a menos que se especifique de otra manera o a menos que el contexto lo requiera claramente de otra manera, cualquier relación o porcentaje significa en peso.

Como se usa en este documento, al menos que se especifique de otra manera o al menos que el contexto lo requiera claramente de otra manera, la frase "en peso del agua" significa el peso del agua de la fase continua del fluido sin el peso de' ningún agente de incremento de viscosidad, sal, material particulado suspendido, u otros materiales o aditivos que pueden estar presentes en el agua.

Al menos que se especifique de otra manera, cualquier duda con respecto a si las unidades son en unidades U.S. o Imperiales, donde exista cualquier diferencia, las unidades U.S. se proponen en este documento. Por ejemplo, "gal/Mgal" significa galones U.S. por miles de galones U.S.

El micrómetro (µp?) puede algunas veces ser referido en este documento como una miera.

Como se usa en éste documento, al menos que se especifique de otra manera o al menos que el contexto lo requiera claramente de otra manera, "aproximadamente" con respecto a un número o medición significa dentro de 10% del número o medición.

Objetivos Generales Los fluidos viscosificados con diutan se usan comúnmente en las operaciones de compactación de grava en temperaturas de 82.2°C a 132.2°C (180°F a 270°F) .

Los reductores de viscosidad oxidantes no han sido capaces de proporcionar una reducción completa de una cadena principal de polímero de diutan en temperaturas por debajo de 93°C 200°F) . Los valores de permeabilidad recuperados reducidos se han observado cuando los reductores de viscosidad oxidantes se usaron en temperaturas más bajas. Por arriba de 93°C (200°F), sin embargo, los reductores de viscosidad oxidantes provocan una velocidad muy rápida de reducción de viscosidad para el diutan.

La Patente de E.U.A. No. 7,584,791 expedida el 8 de Septiembre de 2009 da a conocer un método para usar ácidos orgánicos tales como ácidos fórmicos y acéticos para reducir los fluidos de diutan en temperaturas dentro del intervalo de 82.2°C a 132.2°C (180°F a 270°F) . La reducción del polímero de diutan se ha logrado al ajustar el pH del fluido de compactación de grava con reductores internos similares a ácido fórmico y a ácido acético. Los valores de permeabilidad recuperados fueron excelentes cuando el fluido que comprende el polímero de diutan se redujo al ajustar el pH del fluido con estos ácidos al nivel apropiado.

Los sistemas de reductores ácidos existentes aplicables al diutan de 82.2°C a 104. °C (180°F a 220°F) usan ácido fórmico e inician la acción reductora al reducir el pH del sistema a un nivel suficiente para degradar la cadena principal del polímero. ' En concentraciones efectivas, el ácido fórmico proporciona un tiempo de reducción de 2 a 3 días en el intervalo de temperatura de 82.2°C a 104.4°C (180°F a 220°F)..Los tiempos de reducción más cortos que de 2 a 3 días se pueden lograr usando cargas de ácido fórmico más altas. Sin embargo, las cargas de ácido fórmico más altas afectan gravemente las propiedades de suspensión del material particulado de los fluidos viscosificados con diutan a temperaturas de 82.2°C a 104.4°C (180°F a 220°F) . Esto hace que los fluidos viscosificados con diutan con cargas de ácido más alta inadecuados para las aplicaciones que incluyen material particulado de suspensión, tal como compactación de grava .

Además, el ácido fórmico es un líquido fumante a temperatura ambiente de 25 °C (77°F) con un punto de evaporación instantánea de 68.8°C (156°F) y una velocidad de inflamabilidad de 2 en la escala NFPA. Su reactividad en la escala NFPA es 1. Además,, el ácido fórmico se clasifica como un irritante y corrosivo con una frase de riesgo de R36/38. Debido a estas propiedades, el uso de ácido fórmico puede elevar muchas preocupaciones de seguridad, especialmente en las aplicaciones del campo.

Los requisitos del campo demandan frecuentemente la reducción de viscosidad en un tiempo relativamente corto y sin afectar gravemente las propiedades de suspensión de la arena de los fluidos viscosificados con diutan en temperaturas de 82.2°C a' 104.4°C (180°F a 220°F). En tales casos, se requerirán diferentes sistemas reductores.

La presente invención se refiere a métodos para reducir la viscosidad de los fluidos de tratamiento que comprenden una fase acuosa continua, un agente de incremento de viscosidad en la fase acuosa, y un reductor, en donde el agente de incremento de viscosidad comprende diutan, diutan clarificado, un derivado de diutan, o cualquier combinación de los mismos, y en donde el reductor comprende ácido oxálico disuelto en la fase acuosa.

La presente invención proporciona un medio muy simple, efectivo y más seguro para reducir fluido de tratamiento viscosificados con un diutan o similar en temperaturas dentro del intervalo de 82.2°C a 104.4°C (180°F a 220°F).

Un propósito de esta invención es proporcionar un tratamiento de pozo que incluye formar un fluido de tratamiento que comprende' una fase continua que incluye agua, un agente de incremento de viscosidad hidratado en el agua, y un reductor, en donde el agente de incremento de viscosidad incluye una cadena principal de polímero de diutan y en donde el reductor incluye ácido oxálico que se disuelve en el agua. El agua puede incluir cualquiera o más de agua dulce, agua salobre, agua salada, agua de mar, o salmuera. El fluido se adapta para tener . tiempos de reducción relativamente cortos a temperaturas en el intervalo de 82.2°C a 104.4°C (180°F a 220°F). de manera más preferible, el reductor es efectivo en un intervalo de temperatura de 82.2°C a 104. °C (180°F a 220 °F) . Una aplicación, particularmente útil para esta invención es la compactación de grava.

Como se usa en este documento, un tiempo de reducción corto significa menor que 2 días, de manera preferible menor que 24 horas, y de manera más preferible menor que 16 horas a una temperatura dentro del intervalo de temperatura de 82.2°C a 104.4°C (180°F a 220°F). No obstante, es deseable que el tiempo de reducción no sea muy corto, es decir, de manera preferible por lo menos 1 hora, de manera más preferible por lo menos 2 horas, y de manera mucho más preferible por lo menos 4 horas. Por consiguiente, un tiempo de reducción corto incluye tiempos de reducción en el intervalo de 1 hora a 2 dias en una temperatura dentro del intervalo de 82.2°C a 104.4°C (180°F a 220°F) .

La presente invención da a conocer usos de un reductor de viscosidad simple para' una cadena principal de polímero de diutan que comprende ácido . oxálico en un intervalo de temperatura de 82.2°C a 104.4°C (180°F a 220°F). El ácido oxálico puede ser efectivo para filtrar en este intervalo de temperatura como un reductor de un componente.

El ácido fórmico tiene una constante de disociación ácida (pKa) de 3.77, mientras que el ácido oxálico tiene una pKal de 1.38. Sin que se limite por ninguna teoría,, esto indica que el ácido oxálico es un ácido. mucho más potente que el ácido fórmico y tiene un mayor potencial de disminución del pH para iniciar la acción de reducción en el agente de incremento de viscosidad que comprende un diutan.

Comparado con el ácido fórmico, la presente invención usa un reductor que incluye por lo menos ácido oxálico, que es un sólido incoloro a temperatura ambiente de 25°C (77°F) . El ácido oxálico tiene un punto de evaporación instantánea de 188.8°C a 191.1°C (372°F a 376°F), que es mucho más alto que aquel del ácido fórmico 68.8°C (156°F). El ácido oxálico tiene una velocidad de inflamabilidad de 1 en la escala NFPA, que es menor que aquella del ácido fórmico. El ácido oxálico tiene una reactividad de 0 en la escala NFPA, que indica que es más estable, comparado con el ácido fórmico. Además, el ácido oxálico no se. asigna a ninguna clasificación de frase de riesgo. También, siendo un sólido estable, el ácido oxálico será más fácil de transportar que el ácido fórmico, que es un liquido fumante. En vista de estos puntos, el ácido oxálico puede servir como una elección excelente para un sistema reductor y cumple con todos los estándares de seguridad.

Mientras que los métodos de la presente invención pueden ser adecuados para el uso en una variedad de tratamientos subterráneos, puede ser particularmente útil en tratamientos para formaciones subterráneas que comprenden temperaturas elevadas, tales como aquellas por arriba de 82.2°C (180°F). Una de las muchas ventajas de la presente invención es que puede permitir una disminución controlada en la viscosidad de un fluido de tratamiento viscosificado . En algunas modalidades, un reductor de la presente invención también puede ser capaz de reducir un fluido de tratamiento que comprende un diutan o derivado en temperaturas por arriba de 93°C (200°F), mientras que proporciona una suspensión particulada satisfactoria para un tiempo mínimo deseado, por ejemplo, 4 horas. Adicionalmente, en algunas modalidades, cuando el fluido de tratamiento viscosificado se reduce, los niveles disminuidos de residuo pueden estar presentes como es comparado con los fluidos de tratamiento viscosificados tradicionales .

Los métodos de la presente invención se pueden usar en cualquier operación subterránea que implique la introducción de un fluido de tratamiento en una formación subterránea en donde la viscosidad del fluido de tratamiento se disminuye, incluyendo, operaciones de compactacion de grava, operaciones de compactacion de fracturación, operaciones de limpieza de perforación de pozo, y similares. En ciertas modalidades de la presente invención, el fluido de tratamiento se puede introducir en una porción de una formación subterránea para crear un "tapón" capaz de desviar el flujo de fluidos que se introducen a la perforación de pozo en algún punto después de que se ha formado el tapón (por ejemplo, otros fluidos de tratamiento) a otras porciones de la formación. En aquellas modalidades, al reductor se le. puede permitir reducir la viscosidad del fluido dentro de los poros de la formación, el cual puede por lo menos restaurar parcialmente el flujo de fluidos a través de la porción de la formación subterránea.

Formación de un Fluido de Tratamiento De acuerdo con la invención, los métodos incluyen la apa de formar un fluido de tratamiento, en donde el fluído de tratamiento incluye: (i) una fase acuosa; (ii) un agente de incremento de viscosidad seleccionado del grupo que consiste de diutan, uno o; más diutanes clarificados, uno o más derivados solubles en agua de diutan, y cualquier combinación de los mismos en donde el agente de incremento de viscosidad se disuelve en la fase acuosa al grado de por lo menos 0.1% en peso del agua; y (iii) un reductor que comprende ácido oxálico, en donde el ácido oxálico se disuelve en la fase acuosa al grado de por lo menos 0.1% en peso del agua; en donde el agente de incremento de viscosidad no se retícula; en donde el fluido de tratamiento, no incluye un agente de reticulación para el agente de incremento de viscosidad; en donde la viscosidad del fluido de tratamiento es igual o mayor que 5.0 cP; en donde la viscosidad del fluido de tratamiento se reduce a menor que 3.0 cP en menos de 72 horas cuando está en un intervalo de temperatura de 82.2°C (180°F) a 104.4°C (220°F) .

El fluido de tratamiento se puede preparar en el sitio de trabajo, se puede preparar en una planta o instalación antes del uso, o ciertos componentes del fluido de tratamiento (por ejemplo, la fase acuosa y el agente de incremento de viscosidad) se pueden pre-mezclar antes del uso y luego transportar al sitio de trabajo. Ciertos componentes del fluido de tratamiento se pueden proporcionar como una "mezcla seca" para ser ¦ combinada co un liquido u otros componentes antes o durante la introducción del fluido de tratamiento en la formación subterránea.

Formación sobre la Marcha En ciertas modalidades, la preparación de estos fluidos de tratamiento de la presente invención se puede hacer en el sitio de trabajo en un método caracterizado por ser llevado a cabo "sobre la marcha". El término "sobre la marcha" se usa en este documento para incluir métodos para combinar dos o más componentes en donde una corriente que fluye de un elemento se introduce continuamente en la corriente que fluye de otro componente de modo que las corrientes se combinan y se mezclan mientras que continúan fluyendo como una sola corriente o como parte del tratamiento en marcha. Tal mezclado también se puede describir como mezclado "de tiempo real". En algunas modalidades de la presente invención, el agente de incremento de viscosidad de diutan se puede mezclar en el fluido base sobre la marcha.

Variaciones en los Fluidos del Pozo a través del Tiempo A menos que el contexto especifico lo requiera de otra manera, un fluido de pozo o fluido de tratamiento se refiere a las propiedades especificas y composición de un fluido en el momento en que el fluido está siendo introducido en un pozo. Además, se debe entender que, durante el curso de una operación de pozo tal como perforación, cementación, terminación, o intervención, o durante un tratamiento especifico, las propiedades especificas y la composición de un tipo de fluido de pozo se puede variar o varios tipos diferentes de fluidos 'de pozo se pueden usar. Por ejemplo, las composiciones se pueden variar para ajusfar la viscosidad o elasticidad de los fluidos de pozo para adaptar cambios en las concentraciones del material particulado que es llevado pozo abajo. También puede ser deseable adaptar los cambios esperados en las temperaturas encontradas por los fluidos de pozo durante el curso del tratamiento. A manera de otro ejemplo, puede ser deseable adaptar la duración más prolongada que el primer fluido de tratamiento pueden necesitar para mantener la viscosidad antes de la reducción comparado con la duración más corta que un fluido de tratamiento introducido posteriormente puede necesitar para mantener la viscosidad antes de la reducción. Los cambios en la concentración de un material particulado, agente de incremento de viscosidad, reductor, u otros aditivos en los diversos fluidos de tratamiento de una operación de tratamiento se pueden hacer en cambios escalonados de concentraciones o cambios- incrementados de concentraciones.

Fase Acuosa Continua De manera preferible, la fase acuosa continua del fluido de tratamiento es un liquido. Sin embargo, se contempla que la fase acuosa continua puede ser espumada o una emulsión.

Agua de la Fase Acuosa De acuerdo con la invención, el fluido de tratamiento es de manera preferible un fluido basado en agua en donde la fase acuosa continua del fluido es mayor que 50% en peso de agua.

El agua está de manera preferible presente en los fluidos de tratamiento adecuados para el uso en la presente invención en una cantidad por lo menos suficiente para hidratar sustancialmente el agente de incremento de viscosidad. En algunas modalidades, la fase acuosa, que incluye los materiales disueltos en la misma, pueden estar presentes en los fluidos de tratamiento adecuados para el uso en la presente invención en una cantidad en el intervalo de aproximadamente 5% a 100% en volumen del fluido de tratamiento.

De manera preferible, el agua para el uso en el fluido de tratamiento no contiene nada que interactuaría adversamente con los otros componentes usados de acuerdo con esta invención o con la formación subterránea.

La fase acuosa puede incluir agua dulce o agua no dulce. Las fuentes de agua no dulce de agua pueden incluir agua superficial que varia de agua salobre a agua de mar, salmuera, agua recuperada (algunas veces referida como agua de flujo posterior) del suministro de un fluido de pozo en un pozo, fluido de pozo no usado, y agua producida. Como se usa en este documento, salmuera se refiere a agua que tiene por lo menos 40,000 mg/L de sólidos disueltos totales.

En algunas modalidades,- la fase acuosa del fluidlo de tratamiento puede comprender una salmuera. Ejemplos de salmueras adecuadas incluyen salmueras de bromuro de calcio, salmueras de bromuro de zinc, salmueras de cloruro de calcio, salmueras de cloruro de sodio, salmueras de bromuro de sodio, salmueras de bromuro de potasio, salmueras de bromuro de potasio, salmueras de cloruro de potasio, salmueras de nitrato de sodio, salmueras de formiato de sodio, salmueras de formiato de potasio, salmueras de formiato de cesio, salmueras de cloruro de magnesio, mezclas de las mismas y similares. La salmuera elegida será compatible con la formación y debe tener una . densidad suficiente para proporcionar el grado aplicado de control del pozo. Sales adicionales se pueden, agregar a una fuente de agua, por ejemplo, para proporcionar una salmuera, y un fluido de tratamiento resultante, que tenga una densidad deseada. Las salmueras, donde se usen, pueden ser de cualquier peso.

Las sales se pueden incluir opcionalmente en un fluido de tratamiento de la presente invención para muchos propósitos, incluyendo, para razones relacionadas con la compatibilidad del fluido de tratamiento con la formación y los fluidos de formación. Para determinar si una sal se puede usar benéficamente para propósitos de compatibilidad, se puede llevar a cabo una prueba de compatibilidad para identificar problemas de compatibilidad potenciales. A partir de tales pruebas, una persona de experiencia ordinaria en el campo con el beneficio de esta descripción será capaz de determinar si una sal se debe incluir en un fluido de tratamiento adecuado para el uso en la presente invención. Las sales adecuadas incluyen, pero no se limitan a, cloruro de calcio, cloruro de sodio, cloruro magnesio, cloruro de potasio, bromuro de sodio, bromuro de potasio, cloruro de amonio, formiato de sodio, formiato de potasio, formiato de cesio, mezclas de los mismos, y similares. La cantidad de sal que se debe agregar debe ser la cantidad necesaria para la compatibilidad de la formación, tal como la capacidad de los minerales de arcilla, tomando en consideración la temperatura de cristalización de la salmuera, por ejemplo, la temperatura en la cual la sal se precipita de la salmuera conforme la temperatura desciende.

Remoción de Cationes de Reticulación Indeseables Las salmueras adecuadas para el uso en algunas modalidades de la presente invención pueden incluir aquellas que comprenden cationes monovalentes, divalentes o trivalentes. Algunos cationes divalentes o trivalentes, tal como magnesio, calcio, hierro, zirconio, pueden, en algunas concentraciones en algunos niveles de pH, provocar reticulación indeseable de un agente de incremento de viscosidad polimérico. Tal reticulación puede ser problemática debido a que, ínter alia, puede provocar problemas de filtración, problemas de inyección, o provoca problemas de permeabilidad de recuperación.

Si se usa una fuente de agua que contenga tales cationes divalentes o trivalentes en concentraciones suficientemente altas para ser problemáticas,- entonces las sales divalentes o trivalentes se pueden remover, ya sea por un proceso tal como osmosis inversa, o al elevar el pH del agua a fin de precipitar tales sales para reducir la concentración de tales sales en el agua antes de que se use el agua.

Otro método seria incluir un agente quelante para ligar químicamente ios iones problemáticos para evitar sus interacciones indeseables con el diutan. Como se usa en este documento, el término "agente quelante" o "quelante" también se refiere a agentes secuestrantes y similares. Los quelantes adecuados incluyen, pero no se limitan a, ácido cítrico o citrato de sodio. Otros agentes quelantes quelantes también son adecuados .

En algunas modalidades, el fluido de tratamiento puede comprender opcionalmente un agente quelante. Cuando se agrega a los fluidos de tratamiento de la presente invención, el agente quelante puede quelar cualquier hierro disuelto (u otro catión divalente o trivalente) que puede estar presente en el fluido acuoso. Tal quelante puede evitar que los iones reticulen las moléculas de agente de incremento de viscosidad.

Cualquier agente quelante adecuado se puede usar con la presente invención. Los ejemplos de agentes quelantes adecuados incluyen, pero no se limitan a, una forma anhidra de ácido cítrico, comercialmente disponible bajo el nombre comercial Agente Secuestrante de Hierro "Fe-2MR" de Halliburton Energy Services, .Inc., of Duncan, Oklahoma. Otro ejemplo de un agente quelante adecuado es una solución de ácido cítrico disuelto en agua, comercialmente disponible bajo el nombre comercial agente amortiguador "Fe-2AMR" de Halliburton Energy Services, Inc., of Duncan, Oklahoma. Otros agentes quelantes que pueden ser adecuados para el uso con la presente invención incluyen, ínter alia, ácido nitrilotriacético ("NTA") , cualquiera forma de un ácido etilendiamin-tetracético ("EDTA") , ácido hidroxietiletilendiaminatriacético ("HEDTA"), sal de tetrasodio de ácido dicarboximetil-glutámico ("GLDA") , ácido dietilentriaminapentaacético ("DTPA") , ácido propilendiamin-tetraacético ("PDTA") , ácido etilendiaminadi (o-hidroxifenilacético) ("EDDHA") , ácido glucohep ónico, ácido glucónico, citrato de sodio, ácido fosfónico, sales de los mismos y similares. En algunas modalidades, el agente quelante puede ser una sal de sodio o potasio.

Generalmente, el agente quelante puede estar presente en una cantidad suficiente para evitar la reticulación de las moléculas del agente de incremento de viscosidad puede ser cualquier hierro libre (o cualquier otro catión divalente o trivalente) que puede estar presente. En una modalidad, el agente quelante puede estar presente en una cantidad de aproximadamente 0.02% a aproximadamente 5.0% en peso del agua en la fase continua del fluido de tratamiento. En otra modalidad, el agente quelante está presente en una cantidad en el intervalo de aproximadamente 0.02% a aproximadamente 2.0% en peso del agua en la fase continua del fluido de tratamiento. Una persona de experiencia ordinaria en el campo con el beneficio de esta descripción será capaz de determinar la concentración apropiada del agente quelante para una aplicación particular.

Agente de Incremento de Viscosidad que Incluye Polímero Soluble en Agua con Cadena Principal de Diutan Un agente de incremento de viscosidad adecuado para el uso en los métodos de la presente invención se selecciona del grupo que consiste dé diutan, uno o más diutanes clarificados, uno o más derivados solubles en agua de diutan, y cualquier combinación de los mismos. Otros agentes de incremento de viscosidad adicionales pueden o no ser incluidos en el fluido de tratamiento.

Diutan La goma de diutan (comúnmente referida simplemente como diutan) es un polisacárido de múltiples cadenas que se usa algunas veces para incrementar la viscosidad en los fluidos de pozo.

En general, el diutan es un polisacárido que se puede preparar por la fermentación de una cepa de esfingomonas . El diutan también se puede referir como un polisacárido designado S-657 o S-8 en alguna literatura. Su estructura se ha dilucidado por tener una unidad de repetición de un hexasacárido con una unidad de repetición de tetrasacárido en la cadena principal que comprende glucosa y unidades de rapnosa y una cadena lateral de di-ramnosa . Los detalles de la estructura de la goma de diutan se pueden encontrar en el artículo por Diltz y colaboradores, "Location of O-acetyl Groups in S-657 Using the Reductive-Cleavage Method, " Carbohydrate Research, Vol. 331, páginas 265-270 (2001). Los detalles para preparar la goma de diutan se pueden encontrar en la Patente de E.U.A. No.' 5, 175,278, que se incorpora a manera de referencia. Se cree que tiene propiedades espesantes, de suspensión y estabilizantes en soluciones acuosas o no acuosas.

Diutan Clarificado El término "diutan clarificado" como se usa en este documento se refiere a un diutan que tiene propiedades de turbiedad o filtración mejoradas como es comparado con el diutan no clarificado. En algunas modalidades, los diutanes clarificados adecuados pueden haber sido tratados con enzimas o similares para remover las estructuras celulares residuales, tales como paredes celulares. En algunas modalidades, los diutanes clarificados adecuados se pueden producir de cepas genéticamente modificadas o biodiseñadas de bacterias u otras cepas de bacterias que permiten que el diutan clarificado tenga propiedades funcionales mejoradas tales como capacidad de filtración, turbiedad, etc. .

En algunas modalidades, los agentes de incremento de viscosidad adecuados para el uso en los métodos de la presente invención pueden comprender un diutan clarificado, en donde el diutan clarificado en una concentración de 0.1% en agua desionizada, en una célula óptica de 1 cm, tiene una transmitancia en longitud de onda de 350 nanómetros ("nm") de por lo menos aproximadamente 20%. En algunas modalidades, el diutan clarificado tiene una transmitancia de por lo menos aproximadamente 25%. En algunas modalidades, el diutan clarificado tiene una transmitancia de por lo menos aproximadamente 30%. En algunas modalidades, el diutan clarificado tiene una transmitancia de por lo menos aproximadamente 40%. En algunas modalidades, el diutan clarificado tiene una transmitancia de por lo menos aproximadamente 50%. En algunas modalidades, el diutan clarificado tiene una transmitancia de por lo menos aproximadamente 60%. En algunas modalidades, el diutan clarificado tiene una transmitancia de por lo menos aproximadamente 70%. En algunas modalidades, el diutan clarificado tiene una transmitancia de por lo menos aproximadamente 80%. En algunas modalidades, el diutan clarificado tiene una transmitancia de por lo menos aproximadamente 90%. Una persona' de experiencia ordinaria en el campo con el beneficio- de esta descripción reconocerá que la transmitancia de cualquier fluido de tratamiento particular también puede variar dependiendo de la adición de ciertos aditivos, la composición del fluido de tratamiento, el grado de hidratación del diutan, la temperatura, y el pH del fluido de tratamiento.

Información adicional con respecto al diutan clarificado se puede encontrar en las Publicaciones de Patente de E.U.A. Nos. 2008/0194427, 2008/0194428, 2008/0194430, cada una publicada el 14 de Agosto de 2008, teniendo cada una los inventores nombrados Thomas D. Welton, Richard W. Pauls, Lulu Song, Jason E. Bryant, Sean R. Beach; y Ian D. Robb, y cada una titulada "Treatment Fluids Comprising Diutan and Associated Methods", la descripción total de la cual se incorpora en este documento a manera de referencia.

Derivado de Diutan En una modalidad, el diutan o diutan clarificado se puede modificar por ingeniería genética o selección de bacterias o el resultado del tratamiento químico o derivatización de un diutan. Un ejemplo de tal modificación sería donde una porción del diutan se oxida o se hidroliza. El diutan clarificado adecuado también puede estar presente en una forma que se hidratará solo parcialmente o no se hidratará a temperatura ambiente. Esta forma de diutan clarificado se puede modificar químicamente, recubrir químicamente, modificar genéticamente, o producir de una nueva cepa de bacterias.

Concentraciones En algunas modalidades, los agentes de incremento de viscosidad adecuados para el uso en los métodos de la presente invención pueden comprender un diutan clarificado, en donde el diutan clarificado en una concentración de 0.1% en agua desionizada, en una célula óptica de 1 cm, tiene una transmitancia en longitud de onda de 600 nanometros ("nm") de por lo menos aproximadamente 65%. En algunas modalidades, el diutan clarificado puede tener una transmitancia de por lo menos aproximadamente 75%. En algunas modalidades, el diutan clarificado puede tener una transmitancia de por lo menos aproximadamente 85%. Una persona de experiencia ordinaria en el campo con el beneficio de esta descripción reconocerá que la transmitancia de cualquier fluido de tratamiento particular también puede variar dependiendo de la adición de ciertos aditivos, la composición del fluido de tratamiento, el grado de hidratación del diutan, la temperatura, y el pH del fluido de tratamiento.

Fuentes de Diutan Una fuente adecuada de un diutan es "GEOVIS XT", que es comercialmente disponible de Kelco Oil Field Group, Houston, Texas. Otra fuente adecuada de diutan es "FDP-S848-07" y "FDP-S849-07", ambas de las cuales son disponibles de Halliburton Energy Services, Duncan, Oklahoma. Otros ejempJ.os de fuentes adecuadas de un diutan pueden incluir aquellas dadas a conocer en la Patente de E.U.S. No. 5, 175,278 y Publicación de Patente de E.U.A. Nos. 2006/0121578, 2006/0199201, 2006/0166836, 2006/0166837, y 2006/0178276, que se incorporan en este documento a manera de referencia.

Ventajas del Diutan, ' Diutan Clarificado o Diutan Derivado Un fluido viscosificado con un diutan o diutan derivado puede ser capaz de una cantidad sustancial de flexibilidad de diseño para una variedad de aplicaciones que se beneficiarían usando un sistema de fluido de daño bajo, de adelgazamiento por esfuerzo cortante incluyendo, por ejemplo, compactación de grava, control de pérdida de fluido y reducción de presión por fricción.

Un fluido viscosificado con un diutan o diutan derivado puede ser capaz de un procedimiento de mezclado simple y desarrollo de viscosidad rápida en una variedad de fluidos basados en agua incluyendo por ejemplo, agua dulce, salmueras de cloruro de potasio' o sodio, y salmueras de bromuro de sodio. El polímero se puede dispersar rápidamente en una fase acuosa sin ir a través de un protocolo de mezclado complejo o un período de hidratación prolongado. Su facilidad de mezclado y rápida hidratación aplican a agua de mar y salmueras monovalentes usadas en las operaciones de terminación. · El fluido viscosificado con diutan puede proporcionar excelente suspensión de material particulados bajo condiciones estáticas a temperaturas de hasta 132.2 °C (270°F) . Es un fluido de adelgazamiento por esfuerzo cortante que tiene una viscosidad relativamente baja en velocidades de esfuerzo cortante altas y viscosidad alta en velocidades de esfuerzo cortante bajas, que es útil en muchos tipos de aplicaciones de tratamiento.

Debido a que tales fluidos tienen viscosidad alta bajo condiciones de esfuerzo cortante bajas, puede ser útil suspender los materiales particulares similares a un fluido viscosificado con un polímero reticulado. Además, las viscosidades altas bajo esfuerzo cortante bajo logradas con estas cargas de polímero se pueden usar para ayudar a controlar las pérdidas de fluido durante las operaciones de reparación y terminación con daño reducido a la formación.

En concentraciones de polímero más bajas, un fluido con diutan o un derivado pueden producir una consistencia de "agua resbalosa" o "salmuera resbalosa" para ayudar a reducir las presiones de fricción de bombeo.

Forma y Concentración El agente de incremento de viscosidad que comprende diutan se puede proporcionar en . cualquier forma que sea adecuada para el fluido de · tratamiento particular o aplicación de la presente . invención . En ciertas modalidades, el agente de incremento de viscosidad se puede proporcionar como un liquido, gel, suspensión, o aditivos sólido que se mezcla o se incorpora en un fluido de tratamiento usado en conjunción con la presente invención. El agente de incremento de viscosidad también puede estar presente en una forma particulada sólida de cualquier tamaño o forma. Por ejemplo, los materiales particulados dimensionados más grandes de forma esférica se pueden usar, ínter alia, para formar partículas de bloqueo de túnel de perforación, similares a bolas de compactación de perforación. Similarmente, los materiales particulados dimensionados más pequeños se pueden usar, ínter alia, como un material de control de pérdida de fluido que puede actuar para conectar las fracturas naturales a otros canales.

El agente de incremento de viscosidad debe estar presente en un fluido de tratamiento en una forma y en una cantidad por lo menos suficiente para impartir la viscosidad deseada a un fluido de tratamiento. Por ejemplo, en algunas modalidades, la cantidad de · agente de incremento de viscosidad usado en los fluidos de tratamiento adecuados para el uso en la presente invención pueden variar de aproximadamente 0.25 libras por 1,000 galones de fluido de tratamiento ("Ibs/Mgal") a aproximadamente 200 Ibs/Mgal. En otras modalidades, la cantidad de atente de incremento de viscosidad incluido en los fluidos de tratamiento adecuados para el uso en la presente invención puede variar de aproximadamente 10 Ibs/Mgal a aproximadamente 80 Ibs/Mgal. En ogra modalidad, aproximadamente 60 Ibs/Mgal de uin agente de incremento de viscosidad se incluye en un fluido de tratamiento adecuado para el uso en la presente invención. Cabe destacar que en las perforaciones de pozo que comprenden temperaturas de agujero de fondo de 93°C (200°F) o más, 70 Ibs/Mgal o más del agente de incremento de viscosidad se puede usar benéficamente en un fluido de tratamiento adecuado para el uso en la presente invención. En las modalidades en las cuales la cantidad de . diutan se aproxima a 200 Ibs/Mgal, el diutan puede actuar para incrementar la viscosidad del fluido de tratamiento de modo que el fluido de tratamiento se puede usar como un fluido de desviación o pastilla de pérdida de fluido para sellar una formación.

Agente de Incremento de Viscosidad Adicional Opcional Opcionalmente, los fluidos de tratamiento adecuados para el uso en los métodos de la presente invención pueden comprender un agente de incremento de viscosidad adicional diferente a un diutan o derivado- si el uso del diutan y otro agente de incremento dé viscosidad producen un resultado deseable, por ejemplo, un efecto sinérgico. En algunas modalidades, el diutan se puede usar en combinación con otros agentes de incremento de viscosidad de modo que el diutan solo imparte su viscosidad una vez que el fluido de tratamiento ha entrado a la formación para proporcionar viscosidad a temperaturas elevadas donde otros agentes de incremento de viscosidad ya no pueden proveer viscosidad adecuada. Los agentes de incremento de viscosidad adicionales adecuados pueden incluir polisacáridos y gomas de galactomanano . Dependiendo de- la aplicación, un agente de incremento de viscosidad puede ser más adecuado que otro. Una persona de experiencia ordinaria en el campo con el beneficio de esta descripción será capaz de determinar si un agente de incremento de viscosidad adicional se debe incluir para una aplicación particular basada en,, por ejemplo, la viscosidad deseada del fluido de tratamiento y la temperatura de agujero de fondo ("BHT") de la perforación de pozo.

Agente de Viscosidad Opcional Excluye Cadenas Principales de Polímero no de Diutan En una modalidad, la fase acuosa continua del fluido de tratamiento excluye un agente de incremento de viscosidad que no se selecciona del grupo que consiste de diutan, un diutan clarificado o un derivado soluble en agua de diutan. En otras palabras, la fase acuosa excluye un agente de incremento de viscosidad que no tiene una cadena principal de polímero de diutan.

El Agente de Incremento de Viscosidad Excluye el Agente de Reticulación En una modalidad, la fase acuosa del fluido de tratamiento excluye una concentración efectiva de un agente de reticulación para el agente de incremento de viscosidad que incrementaría la viscosidad del fluido no reticulado por más de 10%. En otra modalidad, el fluido de tratamiento excluye un agente de reticulación para el agente de incremento de viscosidad. En todavía otra modalidad, el agente de incremento de viscosidad no se retícula.

El Agente de Incremento de Viscosidad Contribuye a la Viscosidad Deseada La viscosidad del fluido de tratamiento es igual o mayor que 5.0 cP. En una modalidad, la viscosidad del fluido de tratamiento es igual o mayor que 10 cP. En una modalidad, la viscosidad del fluido de tratamiento es igual o mayor que 20 cP. En una modalidad, la viscosidad del fluido de tratamiento es igual o mayor que 50 cP.

Reductor de Viscosidad que Incluye Ácido Oxálico Los reductores de viscosidad adecuados para el uso en la presente invención comprenden generalmente una composición ácida que incluye por lo menos ácido oxálico. Una persona experta en el campo, con el beneficio de esta descripción, reconocerá la cantidad .y tipo de reductor de viscosidad adecuado para una aplicación particular de la presente invención.

La composición ácida puede estar presente en el fluido de tratamiento en una cantidad por lo menos suficiente para disminuir la viscosidad de un fluido de tratamiento que comprende el agente de incremento de viscosidad. La cantidad y composición de la composición ácida o usada en la presente invención puede depender de una variedad de factores, incluyendo la composición o temperatura de la formación, el tipo o cantidad de los agentes de incremento de viscosidad usados, el tipo o cantidad de agente de reticulación usados si lo hay, el pH del fluido de tratamiento, las propiedades amortiguadoras de pH de las sustancias nativas a una formación subterránea en la cual el fluido de tratamiento se usa, y similar. Si el tiempo de reacción es una preocupación, el mantenimiento de otros factores constantes, generalmente la viscosidad del fluido de tratamiento puede disminuir en una velocidad más rápida conforme la concentración de la composición ácida en el reductor de viscosidad se incrementa (por ejemplo, conforme el pH se reduce) . En modalidades en las cuales el fluido de tratamiento tiene materiales particulados suspendidos en el mismo, la cantidad de reductor de viscosidad usado también puede depender de la duración de tiempo en que el usuario desea que el fluido de tratamiento soporte los materiales particulados.

En una modalidad, el fluido de tratamiento comprende ácido oxálico disuelto en la fase acuosa continua en una concentración entre 0.1% en peso y 1% en peso. En una modalidad, esencialmente todo el ácido oxálico en el fluido de tratamiento se disuelve en la fase acuosa.

Fluido de Tratamiento Excluye un Ácido que tiene Propiedades Indeseables En una modalidad, la fase acuosa continua del fluido de tratamiento tiene menos que 0.1% en peso del agua de cualquier ácido con propiedades seleccionadas del grupo que consiste de: una pKal < 1, una pKal > 2, un punto de evaporación instantánea >93°C (> 200°F), un valor de inflamabilidad > 1 en la escala de la Asociación de Protección de Fuego National ("NFPA") , un valor de reactividad > 0 en la escala NFPA, con cualquier valor de fase de riesgo (hasta el año 2010) , o fumante en condiciones de laboratorio estándares. En una modalidad, el fluido de tratamiento excluye cualquier concentración medióle de tal ácido.

En una modalidad, el fluido de tratamiento comprende uno o más ácidos diferentes al ácido oxálico, si embargo, los otros ácidos están en una forma o concentración que no son efectivos para reducir la viscosidad del fluido de tratamiento en una temperatura entre 82.2 °C ( 1800 F) y 104.4°C (220°F) menor que 24 horas.

Componente Adicional del Reductor de viscosidad En ciertas modalidades de la presente invención, el reductor de viscosidad puede comprender una combinación de una composición ácida y un "componente reductor de viscosidad adicional", que en este documento se refiere a cualquier otro reductor de viscosidad conocido en la técnica que no impacte negativamente el componente ácido de la composición reductora de viscosidad. Ejemplos de reductores de viscosidad adicionales adecuados . incluyen, pero no se limitan a, oxidantes o enzimas. Ejemplos de reductores de viscosidad oxidantes incluyen clorito de sodio, . bromato de sodio, y similares. En ciertas modalidades de la presente invención, el reductor de viscosidad se puede formular para permanecer inactivo hasta que "se activa" por, entre otras cosas, ciertas condiciones en el fluido (por ejemplo, pH, temperatura, etc.) o se pone en contacto con alguna otra sustancia.

Sin Reductor de viscosidad oxidante En una modalidad, el fluido de tratamiento excluye una cantidad efectiva de un reductor de viscosidad oxidante para reducir el agente de incremento de viscosidad antes de la etapa de hacer fluir de vuelta. En otra modalidad, el fluido de tratamiento no incluye un reductor de viscosidad oxidante en una concentración que sea- efectiva para reducir el fluido de tratamiento en una temperatura de 82.2°C y 104. °C (180°F a 220°F) en menos de 24 horas. En otra modalidad, el fluido de tratamiento no incluye ningún reductor de viscosidad oxidante . pH y Ajustador de pH De manera preferible, el pH de la fase acuosa continua del fluido de tratamiento está en el intervalo de 1 a 3.

En ciertas modalidades, los fluidos de tratamiento de la presente invención pueden comprender un ajustador de pH (diferente al ácido oxálico) . . De manera preferible, el ajustador de pH no tiene propiedades indeseables, como se plantea en lo anterior. De manera preferible, el ácido oxálico y el ajustador de pH están presentes en una cantidad suficiente para mantener o ajusfar el pH del fluido a un pH en el intervalo de aproximadamente 1 a aproximadamente 5.

El ajustador de pH puede estar presente en los fluidos de tratamientos adecuados para el uso en la presente invención en una cantidad suficiente para, mantener o ajustar el pH del fluido. En algunas modalidades, el ajustador de pH puede estar presente en una cantidad suficiente para mantener o ajustar el pH del fluido a un pH en el intervalo de aproximadamente l a aproximadamente 5. En otras modalidades, el ajustador de pH puede estar presente en una cantidad suficiente para mantener o ajustar el pH del fluido a un pH en el intervalo de aproximadamente l a aproximadamente 4, o en el intervalo de aproximadamente 2 a aproximadamente 4.

En general, un ajustador de pH puede funcionar, ínter alia, para afectar la velocidad de la hidrólisis del agente de incremento de viscosidad. En algunas modalidades, un ajustador de pH se puede incluir en el fluido de tratamiento, ínter alia, para ajustar el pH del fluido de tratamiento a, o mantener el pH del fluido de tratamiento cerca de, un pH que equilibre la duración de ciertas propiedades del fluido de tratamiento (por ejemplo la capacidad de suspender el material particulado) con la capacidad del reductor para reducir la viscosidad fluido de tratamiento a un pH que dará por resultado un incremento en la viscosidad del fluido de tratamiento tal que no impida, la producción de los hidrocarburos de la formación.

En ciertas modalidades, el ajustador de pH comprende una sal de un ácido orgánico tal como formiato de sodio o potasio, acetato de sodio o potasio, citrato de sodio o potasio, glicolato de sodio o potasio, maleato de sodio o potasio, fosfato de sodio o potasio, fosfato de potasio-hidrógeno, formiato de cesio, y cualquier combinación de los mismos. En algunas modalidades, el ajustador de pH puede comprender una cantidad pequeña de una base potente tal como NaOH, Na2C03, y Mg(OH)2. En otras modalidades, el ajustador de pH puede ser cualquier otra sustancia conocida en la técnica capaz de mantener el pH del reductor de viscosidad en un intervalo limitado. Una persona de experiencia ordinaria en el campo con el beneficio de esta descripción, reconocerá el ajustador de pH apropiado y la cantidad del para usar una aplicación elegida.

Fluido de Tratamiento como Emulsión Si se desea, los fluidos de tratamiento adecuados para el uso en la presente invención se pueden usar en la forma de una emulsión. Un ejemplo de una emulsión adecuada comprenderla un fluido de base acuosa que comprende un agente de incremento de viscosidad que comprende un diutan derivado, y un hidrocarburo adecuado como otra fase. En algunas modalidades, la emulsión puede comprender aproximadamente 30% de un fluido de base acuosa y 70% de un hidrocarburo adecuado. En algunas modalidades, la fase externa de la emulsión seria acuosa. En ciertas modalidades, puede ser deseable usar una emulsión, ínter alia, para reducir la perdida de fluido a la formación subterránea, o para proporcionar una suspensión particulada mejorada. Otros beneficios y ventajas para usar emulsiones en los métodos de la presente invención serán evidentes para una persona de experiencia ordinaria en el campo.

Fluido de Tratamiento como Espumado En algunas modalidades, los fluidos de tratamiento se pueden espumar (por ejemplo, ün liquido que comprende un gas tal como nitrógeno o dióxido de carbono) .

En ciertas modalidades, puede ser deseable que el fluido de tratamiento se espume para, ínter alia, reducir la cantidad de fluido de tratamiento que se requiere, por ejemplo en formaciones subterráneas sensibles al agua, para reducir la pérdida de fluido a la formación subterránea, mejorar el flujo posterior de los fluidos, o para proporcionar una suspensión particulada mejorada. Además, en ciertas modalidades, donde los fluidos de tratamiento adecuados para el uso en la presente invención se usan para desviación del fluido, puede ser¦ deseable que el tratamiento se espume .

Mientras que varios gases se pueden usar para espumar los fluidos de tratamiento de esta invención, nitrógeno, dióxido de carbono, y mezclas de los mismos son preferidos. En ejemplos de tales modalidades, el gas puede estar presente en un fluido de tratamientos adecuado para el uso en la presente invención, en una cantidad en el intervalo de aproximadamente 5% a aproximadamente 98% en volumen el fluido de tratamiento, y de manera más preferible en el intervalo de aproximadamente 20% a aproximadamente 80%. La cantidad de gas para incorporar en el fluido se puede afectar por factores que incluyen la viscosidad del fluido y las presiones de la cabeza del pozo implicadas en una aplicación particular.

Material Particulado en el Fluido de Tratamiento En una modalidad, el fluido de tratamiento puede incluir un material particulado. Un material particulado, tal como grava, se puede usar en la presente invención. Ejemplos incluyen arena, grava, bauxita, materiales de cerámica, materiales vitreos, materiales de polímero, madera, planta y materia vegetal, cáscaras de nuez, cáscaras de nuez de castilla, cáscaras de. semilla de algodón, cemento curado, ceniza volante, materiales fibrosos, materiales particulados compuestos, esferas huecas o material particulado poroso. Se debe entender que el término, "material particulado", como se usa en esta descripción, incluye todas las formas conocidas de materiales que incluyen materiales sustancialmente esféricos, rectangulares, elipsoides, similar a barra, materiales poligonales (tales como materiales cúbicos) , mezclas de los mismos, y similares.

En algunas modalidades en las cuales el fluido de tratamiento comprende materiales particulados, el fluido de tratamiento puede ser capaz de suspender por lo menos porción de los materiales particulados contenidos en el mismo. Los fluidos de tratamiento que comprenden materiales particulados se pueden usar en cualquier método conocido en el campo que requiera la colocación de materiales particulados en una formación subterránea. Por ejemplo, los fluidos de tratamiento de la presente invención que comprenden materiales particulados se pueden usar, inter alia, para formar una ccmpactación de grava en o adyacente en una porción de la formación subterránea.

Otros Aditivos de Fluido de Pozo En ciertas modalidades, los fluidos de tratamiento adecuados para el uso en los métodos de la presente invención también pueden comprender opcionalmente otros aditivos de fluido de pozo comúnmente usados, tales como aquellos seleccionados del grupo que consiste de surfactantes , bactericidas, aditivos de control de pérdida de fluido, estabilizantes, quelantes, inhibidores de incrustaciones, inhibidores de corrosión, inhibidores de hidrato, estabilizantes de arcilla, sustitutos de sal (tal como cloruro de trimetilamonio) , modificadores de permeabilidad relativos (tal como HPT-1MR comercialmente disponible de Halliburton Energy Services, Duncan, Oklahoma) , depuradores de sulfuro, fibras, nanoparticulas, y cualquier combinación de los mismos.

Se debe entender, sin embargo, que en una modalidad el fluido de tratamiento no incluye cemento hidráulico y el fluido de tratamiento no es una composición de cemento hidráulico.

Introducción del Fluido de Tratamiento en el Pozo Como se usa en este documento, introducir "en un pozo" significa introducido por lo menos en y a través de la cabeza del pozo. De acuerdo con varias técnicas conocidas en el campo, equipo, herramientas, o fluidos de pozo se pueden dirigir desde la cabeza del pozo en cualquier porción deseada de la perforación del pozo. Adicionalmente, un fluido de pozo se puede dirigir desde una porción de la perforación de pozo en la matriz de roca en una zona.

Frecuentemente de la etapa de suministrar un fluido de pozo en un pozo está dentro de un periodo relativamente breve después de formar el fluido de pozo, por ejemplo, menos dentro de 30 minutos a una hora. De manera más preferible, la etapa de suministrar el fluido de pozo es inmediatamente después de la etapa de formar el fluido de pozo, que es "sobre la marcha". Se debe entender que la etapa de administrar el fluido de tratamiento en la perforación de pozo puede incluir ventajosamente el uso de una o más bombas de fluido.

El fluido de tratamiento se puede proporcionar e introducir en la formación subterránea en ciertas modalidades de la presente invención por cualquier medio conocido en el campo. En ciertas modalidades, el fluido de tratamiento se puede introducir en la formación subterránea al bombear el fluido de tratamiento en una perforación de pozo que penetra una porción de la formación subterránea.

En una modalidad, la etapa de introducir comprende introducir bajo condiciones de compactación de grava la porción de la perforación de pozo.

En una modalidad, la etapa de introducir está por debajo de la presión de fracturación de la porción del pozo.

En una modalidad,, la etapa de introducir en la porción del pozo está en un esfuerzo cortante estimado mayor que 200/seg, o mayor que 300/seg, o mayor que 400/seg, o mayor que 500/seg.

Condiciones del Contraflujo En una modalidad, la etapa de contraflujo está dentro de 24 horas de la etapa de introducción. En otra modalidad, la etapa de contraflujo está dentro de 16 horas de la etapa de introducción.

Después del Tratamiento del Pozo, Producir Hidrocarburos de la Formación Subterránea De manera preferible, después de cualquier tratamiento de pozo, una etapa para producir hidrocarburos de la formación subterránea es el objetivo deseable.

EJEMPLOS Para facilitar un mejor entendimiento de la presente invención, se proporcionan los siguientes ejemplos de ciertos aspectos de algunas modalidades. De ninguna manera los siguientes ejemplos se deben leer para limitar, definir, el alcance completo de la invención.

Tiempos Breves de Reducción de 82.2° a 93°C (180°F y 200 °F) Los siguientes ejemplos ilustran la reducción de un diutan usando ácido oxálico disuelto en temperaturas en el intervalo de 82.2°C a. 104.4°C (180°F a 220°F). Una prueba preliminar se ha conducido para confirmar la reducción de diutan a viscosidades muy bajas 3 cP (en esfuerzo cortante de 511 seg-1 en un viscosimetro Fann 35) en menos de 12 horas a 84°C (183°F) .

Las pruebas de reducción se muestran en la Tabla 1 para un diutan 50 lb/Mgal hidratado en agua con 3% de KC1, que proporciona un fluido que tiene una viscosidad inicial de 51 Tabla 1 La Tabla 1 muestra que el ácido oxálico puede reducir efectivamente un fluido- de diutan de 50 lb/Mgal a una viscosidad muy baja de menor que 3 cP en una temperatura baja de 82.2°C o 93°C (18Ó°F o 200°F). La reducción con ácido oxálico disuelto a 71°C (160°F) es muy baja e incompleta. La reducción con ácido fórmico a 93°C (200°F) también es muy baja o incompleta. El ácido fórmico, aún a 93°C (200°F), no puede proporcionar una reducción después de 3 días.

Además, el sistema reductor de viscosidad a una concentración de 1% puede lograr una viscosidad muy baja de menor que 3 cP dentro de un tiempo muy corto de menor que 12 horas a 84°C (183°F). La ventaja adicional de este reductor es el uso de concentraciones menores que 1% para lograr tiempos de reducción cortos en temperaturas entre 85 °C y 104.4°C (185°F y 220°F), haciéndolo práctico para aplicaciones de campo. A temperaturas más altas que 84 °C (183°F), la actividad del ácido oxálico es más alta y por consiguiente los tiempos de reducción más cortos que 12 horas son probables que se logren con concentraciones de reductor de 1%, si es requerido.

Pruebas de Asentamiento de Arena Con 0.48% de ácido oxálico como reductor de viscosidad, el asentamiento de arena con '6 ppg de material particulado de cerámica de peso ligero CarboliteMR de malla 20/40 (comercialmente disponible de Carbo Ceramics, Inc. of Houston, Texas), carga a 71°C y 82.2°C (160°F y 180°F) mostró solamente 1% de fluido transparente en 30 minutos.

Conclusión Por lo tanto, la presente invención está bien adaptada para lograr los fines y ventajas mencionados asi como aquellos que son inherentes en este documento.

Las modalidades particulares dadas a conocer son ilustrativas solamente, ya que la presente invención se puede modificar y practicar en diferentes maneras pero equivalentes evidentes para aquellas personas expertas en el campo que tienen el beneficio de las enseñanzas en este documento. Las diversas etapas de acuerdo con los elementos o etapas dadas a conocer se pueden combinar ventajosamente o practicar juntos en varias combinaciones para incrementar la eficiencia y beneficios que se pueden lograr a partir de la invención.

Tales variaciones y combinaciones son consideradas dentro del alcance y espíritu de la presente invención.

La invención dada a conocer ilustrativamente en este documento se puede practicar adecuadamente en ausencia de cualquier elemento o etapa que no se dé a conocer o reclame específicamente.

Adicionalmente, ningunas limitaciones se proponen a los detalles de construcción o diseño mostrados en este documento, diferente como se describe en las reivindicaciones.

Claims (19)

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

1. Un método para tratar una porción de un pozo, el método caracterizado porque comprende las etapas de: (a) formar un fluido de tratamiento que comprende: (i) una fase acuosa continua; (ii) un agente de incremento de viscosidad seleccionado del grupo que consiste de diutan, diutan clarificado, derivado soluble en agua de diutan, y cualquier combinación de los mismos en donde el agente de incremento de viscosidad se disuelve en la fase acuosa al grado de por lo menos 0.1% en peso del agua; y (iii) un reductor de viscosidad que comprende ácido oxálico, en donde el ácido oxálico se disuelve en la fase acuosa al grado de por lo menos 0.1% en peso del agua; en donde el agente de incremento de viscosidad no se retícula; en donde el fluido de tratamiento no incluye un agente de reticulación para el agente de incremento de viscosidad; en donde la viscosidad del fluido de tratamiento es igual o mayor que 5.0 cP; y en donde la viscosidad del fluido de tratamiento se reduce a menor que 3.0 cP en menos de 72 horas cuando está en un intervalo de temperatura de 82.2°C (180°F) a 104.4°C (220°F) ; (b) introducir el fluido de tratamiento en la porción del pozo, en donde la temperatura de diseño de la porción del pozo es mayor que 82.2°C (180°F); y (c) hacer fluir de vuelta desde la porción del pozo, en donde la etapa de contraflujo está dentro de 72 horas de la etapa de introducción; y en donde la etapa de contraflujo está antes del contacto de la porción del pozo con cualquier fluido de tratamiento diferente que sea reactivo a degradar el agente de incremento de viscosidad del fluido de tratamiento.

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la fase acuosa comprende sal inorgánica disuelta en la fase acuosa continua al grado de por lo menos 1% en peso del agua.

3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el agente de incremento de viscosidad está en el intervalo de 0.25-lb/Mgal a 2001b/Mgal de la fase acuosa del fluido de tratamiento.

4. El método de conformidad con " la reivindicación 1, caracterizado porque el agente de incremento de viscosidad comprende diutan, diutan clarificado y cualquier combinación de los mismos .

5. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la viscosidad del fluido de tratamiento está en el intervalo de 10 cP a 5,000 cP.

6. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido de tratamiento comprende ácido oxálico en una concentración entre 0.1% en peso y 1% en peso del agua de la fase acuosa.

7. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la viscosidad del fluido de tratamiento se reduce a menos que 3.0 cP en menos de 24 horas cuando está en un intervalo de temperatura de 82.2°C a 104. °C (180°F a 220°F) .

8. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido de tratamiento tiene menos de 0.1% en peso del agua de cualquier ácido disuelto en la fase acuosa continua con propiedades seleccionadas del grupo que consiste de : una pKa (1) < 1, una pKa(l) > 2, un punto de evaporación instantánea >93°C (> 200°F), y fumante en condiciones de laboratorio estándares.

9. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el pH de la fase acuosa, continua del fluido de tratamiento está en el intervalo de 1 a 3.

10. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el reductor comprende además un ajustador de pH diferente al ácido oxálico.

11. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido de tratamiento no contiene un agente de incremento de viscosidad diferente al agente de incremento de viscosidad seleccionado del grupo que consiste de diutan, diutan clarificado, o derivado soluble en agua de diutan.

12. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido de tratamiento comprende ácido con un pKa menos que 2 diferente al ácido oxálico, en donde el otro ácido está en una concentración que no es efectiva para reducir la viscosidad del fluido de tratamiento en una temperatura entre 82.2°C y 93°C (180°F y 200°F) en menos de 24 horas.

13. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido de tratamiento no incluye una cantidad efectiva de un reductor de viscosidad oxidante para reducir el agente de incremento de viscosidad antes de la etapa de contraflujo.

14. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido de tratamiento no incluye un cemento hidráulico.

15. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido de tratamiento comprende grava.

16. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la etapa de introducir comprende introducir bajo condiciones para compactar con grava la porción de la perforación de pozo.

17. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la etapa de introducir está por debajo de la presión de fractura de la porción del pozo.

18. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la etapa de contraflujo es por lo menos 0.5 horas después de la etapa de introducción.

19. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la etapa de contraflujo está dentro de 24 horas de la etapa de introducción.