MX2014008282A - Nanotriquitos de celulosa en servicios para pozos. - Google Patents

Abstract

Se proporciona un método para utilizarse en diversos servicios para pozos, el método incluye los pasos de: (a) formar o proporcionar un fluido para pozos que comprende nanotriquitos de celulosa; y (b) introducir el fluido para pozos en un pozo. El método se puede utilizar, por ejemplo, para aumentar la resistencia de un cemento, para aumentar la viscosidad de un fluido para pozos de base de agua, tal como una píldora de explosión, un fluido para fracturación, un fluido para filtro de grava.

Description

NANOTRIQUI OS DE CELULOSA EN SERVICIOS PARA POZOS CAMPO DE LA INVENCIÓN Las invenciones se encuentran en el campo de la producción de petróleo crudo o gas natural proveniente de formaciones subterráneas. Más específicamente, las invenciones en general se relacionan con servicios para pozos que incluyen el uso de nanotriquitos (filamentos cristalinos) de celulosa.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Pozos de petróleo y gas En el contexto de la producción a partir de un pozo, se entiende que petróleo y gas se refieren a petróleo crudo y gas natural. El petróleo y el gas son hidrocarburos de origen natural en ciertas formaciones subterráneas.

Una formación subterránea que contiene petróleo o gas se puede ubicar bajo la tierra o por debajo del fondo del mar. Los yacimientos de petróleo y gas típicamente se ubican en la variación de unos cuantos cientos de pies (yacimientos) poco profundos hasta unas cuantas decenas de miles de pies (yacimientos ultra-profundos) por debajo de la superficie de la tierra o el fondo marino.

Para producir petróleo o gas, se perfora un pozo al interior de una formación subterránea que sea un yacimiento de petróleo o gas. Típicamente, un pozo debe ser perforado cientos o miles de pies en la tierra hasta alcanzar un yacimiento de petróleo o gas. En general, entre mayor sea la profundidad de la formación, mayor será la temperatura y presión estáticas de la formación.

En general los servicios para pozos incluyen una amplia variedad de operaciones que se pueden realizar en pozos de petróleo, gas, geotérmicos, o de agua, tales como perforación, cementación, completación e intervención. Estos servicios para pozos están diseñados para facilitar o mejorar la producción de fluidos convenientes tales como petróleo o gas provenientes o a través de una formación subterránea. Un servicio de pozos por lo general implica introducir un fluido para pozos en un pozo.

Perforación y Fluidos para perforación En general, la perforación es el proceso de perforar el sondeo. Después de que se perfora un orificio, las secciones del tubo de acero, denominadas como entubado, que tienen un diámetro ligeramente más pequeño que el pozo de sondeo, se colocan en al menos las porciones superiores del sondeo. El entubado proporciona integridad estructural al pozo de sondeo recién perforado.

El pozo se crea al perforar un orificio en la tierra (o fondo marino) con un equipo de perforación que hace girar una columna de sondeo con una broca para perforación unida al extremo descendente. Por lo general, el pozo de sondeo en alguna parte tiene entre aproximadamente 13 cm (5 pulgadas) hasta aproximadamente 91 cm (36 pulgadas) de diámetro. Por lo general el pozo de sondeo se reduce a un diámetro más pequeño entre más profundo sea el sondeo mientras que las porciones superiores se entuban o recubren, lo que significa que se deben utilizar columnas de sondeo y brocas para perforación progresivamente más pequeñas para que pasen a través del entubado o revestimiento hacia arriba.

Mientras se perfora un pozo de petróleo o gas, se hace circular un fluido de perforación hacia abajo a través de una varilla de sondeo hacia una broca para perforar en el extremo en el fondo del pozo, mediante la broca para perforar en el sondeo, y luego de regreso a la parte superior del orificio hacia la superficie a través de la trayectoria anular entre la varilla de sondeo y el pozo de sondeo. El propósito del fluido para perforación es mantener la presión hidrostática en el sondeo, para lubrificar la columna de sondeo, y transportar los cortes de roca fuera del sondeo.

El fluido para perforación puede ser a base de agua o a base de aceite. Los fluidos a base de aceite tienden a tener mejores propiedades de lubricación que los fluidos a base de agua, no obstante, se pueden mitigar a favor de utilizar un fluido para perforación a base de agua.

Además, el fluido para perforación puede estar viscosificado para ayudar a suspender y transportar los cortes de roca fuera del sondeo. Los cortes de roca pueden tener una variación de tamaño desde partículas finas hasta pedazos que miden centímetros. La capacidad de transporte se refiere a la capacidad de un fluido para perforación en circulación para transportar cortes de roca fuera de un sondeo. Otros términos para capacidad de transporte incluyen capacidad para limpieza de orificios y suspensión de cortes.

Un ejemplo de un fluido para perforación a base de agua es un lodo de perforación que incluye una solución acuosa y sólidos no disueltos (como suspensiones de sólidos) . Un lodo para perforación a base de agua puede basarse en una salmuera. Tanto los sólidos disueltos como los sólidos no disueltos se pueden seleccionar para ayudar a aumentar la densidad del fluido para perforación. Un ejemplo de un agente lastrante sin disolver es barita (sulfato de bario) . La densidad de un lodo de perforación puede ser mucho mayor que la del agua de mar típica o incuso mayor que las salmueras de alta densidad debido a la presencia de sólidos suspendidos.

Cementación y composiciones de cemento hidráulico La cementación es una operación de pozos común. Por ejemplo, se pueden utilizar composiciones de cemento hidráulico para las operaciones de cementación en las cuales se cementa en un sondeo una cadena de tubería, tal como una entubación o revestimiento. El cemento estabiliza la tubería en el sondeo y evita la migración no desea de fluidos a lo largo del sondeo entre las diversas zonas de las formaciones subterráneas penetradas por el sondeo. Cuando el sondeo penetra en una zona que porta hidrocarburos de una formación subterránea, el entubado más tarde se puede perforar para permitir que haya comunicación de fluidos entre la zona y el sondeo. El entubado cementado también permite una separación o aislamiento posterior o correctiva de una o más zonas de producción del sondeo, por ejemplo, al utilizar herramientas en el fondo del pozo tales como obturadores o tapones, o al utilizar otras técnicas, tales como la formación de tapones de arena o colocar cemento en las perforaciones. También se pueden utilizar composiciones de cemento hidráulico en operaciones de intervención, tales como para tapar zonas bastante permeables o fracturas en zonas que puedan estar produciendo demasiada agua, tapar grietas u orificios en cadenas de tuberías y lo semejante.

Para evitar la cementación, se bombea una composición de cemento hidráulico como un fluido (típicamente en la forma de una suspensión o lodo) en una ubicación deseada en el sondeo. Por ejemplo, para cementar un entubado o revestimiento, la composición de cemento hidráulico se bombea en el espacio anular entre las superficies exteriores de una cadena de tuberías y el pozo de sondeo (es decir, la pared del sondeo) . Se deja pasar tiempo para fraguar la composición de cemento en el espacio anular, formando así un revestimiento anular de cemento endurecido, sustancialmente impermeable. El cemento endurecido soporta y coloca la cadena de tuberías en el sondeo y une las superficies exteriores de la cadena de tuberías con las paredes del sondeo.

El cemento hidráulico es un material que cuando se mezcla con agua se endurece o fragua durante un tiempo debido a una reacción química con el agua. Debido a que ésta es una reacción química con el agua, el cemento hidráulico es capaz de fraguar incluso bajo el agua. El cemento hidráulico, el agua, y cualesquiera otros componentes se mezclan para formar una composición de cemento hidráulico en el estado inicial de una suspensión, que podría ser un fluido durante un tiempo suficiente antes de fraguar para bombear la composición en el interior del sondeo y para colocación en una ubicación deseada en el fondo al interior del pozo.

Completacion o intervención Después de perforar y cementar el entubado, la completacion es el proceso de hacer un pozo listo para producción o inyección. Esto principalmente implica preparar una zona del sondeo para las especificaciones requeridas, que funcionan en la tubería de producción y el equipo asociado en el fondo del pozo, así la perforación y estimulación según se requiera .

La intervención es cualquier operación llevada a cabo en un pozo durante o al finalizar su vida productiva se altera el estado del pozo o la geometría del pozo, proporciona diagnósticos del pozo, o maneja la producción del pozo. Un trabajo de complemento puede hacer referencia ampliamente a cualquier tipo de intervención en el pozo que implique técnicas invasivas, tales como una línea alámbrica, tubería en espiral o socavación. Más específicamente, sin embargo, trabajo de complemento se refiere al proceso de impulsar y reemplazar una completacion.

Tratamientos comunes de pozos en servicios para pozos Los servicios para pozos pueden incluir diverso tipos de tratamientos que se realizan comúnmente en un sondeo o formación subterránea.

Por ejemplo, se puede utilizar un tratamiento para controlar la pérdida de fluidos durante cualquiera de las operaciones de perforación, completacion e intervención. Durante la completacion o intervención, la estimulación es un tipo de tratamiento realizado para mejorar o restaurar la productividad del petróleo o gas proveniente de un pozo. Los tratamientos de estimulación quedan en dos grupos principales: fracturación hidráulica y tratamientos matriz. Los tratamientos de fracturación se realizan por encima de la presión de fractura de la formación subterránea para crear o extender una trayectoria de flujo bastante permeable entre la formación y el sondeo. Los tratamientos matriz se realizan por debajo de la presión de fractura de la formación. Otros tipos de tratamientos de completacion o intervención pueden incluir, por ejemplo, filtro de graba, consolidación, y controlar la producción excesiva de agua, y controlar la producción de arena o finos. Todavía otros tipos de tratamiento de completacion o intervención incluyen, de manera enunciativa, eliminación de daños, aislamiento de la formación, limpieza del sondeo, eliminación de incrustaciones y control de incrustaciones. Por supuesto, se conocen en la técnica otros tratamientos de pozos y fluidos para pozos.

Tratamientos de pildora de explosión Los fluidos utilizados durante y después de la perforación de un pozo durante la completación o intervención por lo general se denominan como "pildoras de explosión". Las pildoras de explosión pueden ser a base de agua o a base de aceite. Una pildoras de explosión típica a base de agua puede consistir de una salmuera que cumple con los requisitos de densidad y uno o más de lo siguiente: un polímero de xantano para control de viscosidad, un polímero de almidón para controlar la pérdida fluidos, un carbonato de calcio dimensionado para puenteo en las gargantas de poro. Una pildoras de explosión típica a base de aceite puede consistir de aceite base, salmuera como una fase interna, un paquete de emulsionante, barita o carbonato de calcio dimensionado para cumplir con los requisitos de densidad y puenteo, cal y arcilla organofílica para alcalinidad y viscosidad, respectivamente. Además, también se agregan aditivos para controlar la pérdida de fluidos en los lodos a base de aceite .

Fracturación hidráulica La fracturación hidráulica es un tratamiento común de estimulación. El fin de un tratamiento de fracturación es proporcionar una trayectoria mejorada de flujo para que el petróleo o gas fluya desde la formación que contenga hidrocarburos hacia el sondeo. Un fluido de tratamiento adaptado para este fin algunas veces se denomina como un fluido de fracturación . El fluido de fracturación se bombea a una magnitud de flujo y presión suficientemente altas en el sondeo y al interior de la formación subterránea para crear o mejorar una o más fracturas en la formación subterránea.

Una fractura recién creada o recién extendida tenderá a cerrarse después de que se detenga el bombeo del fluido de fracturación. Para evitar que se cierre la fractura, por lo general se coloca un material en la fractura para mantener la fractura abierta y proporcionar una mayor conductividad del fluido que la matriz de formación. Un material utilizado para este fin se denomina como un agente de sostén.

Un agente de sostén está en la forma de un material particulado sólido que se puede suspender en el fluido de fracturación, transportado al fondo del pozo, y depositado en la fractura para formar relleno de sostén. El relleno de sostén sostiene la fractura en una condición abierta mientras que se permite que el fluido fluya a través de la permeabilidad del relleno. El relleno de sostén en la fractura proporciona una trayectoria de flujo con mayor permeabilidad para que el petróleo o gas alcance el sondeo en comparación con la permeabilidad de la matriz de la formación subterránea circundante. La trayectoria de flujo con mayor permeabilidad aumenta la producción de petróleo y gas proveniente de la formación subterránea.

Un material particulado para utilizarse como un agente de sostén por lo general se selecciona con base en las características de variación de tamaño, resistencia a la compresión, y estabilidad sólida en los tipos de fluidos que se encontrarán o utilizaran en los pozos. De preferencia, un agente de sostén no se debe fundir, disolver, o de otra manera degradar el estado sólido bajo las condiciones en el fondo del pozo.

Filtro de grava El filtro de grava comúnmente se utiliza como un método para control de arena para evitar la producción de arena de formación y otros finos provenientes de una formación subterránea mal consolidada. En este contexto, "finos" son partículas pequeñas, típicamente que varían de un diámetro de 43 mieras o menor, que tienen una tendencia a fluir a través de la formación con la producción de hidrocarburos. Los finos tienen una tendencia a tapar los pequeños espacios de poro en la formación y bloquear el flujo de petróleo. Mientras que la totalidad del hidrocarburo está fluyendo desde una región relativamente grande alrededor del sondeo hacia una zona relativamente pequeña alrededor del sondeo, los finos tienen una tendencia a comprimirse densamente y eliminar o tapar la zona inmediatamente alrededor del sondeo. Además, los finos son bastante abrasivos y pueden se dañinos para las operaciones de bombeo y otros equipos en el campo petrolero.

La colocación de un material particulado relativamente mayor cerca del sondeo ayuda a filtrar la arena o las partículas finas y evita que fluyan al interior del pozo con los fluidos producidos. El objetivo primario es estabilizar la formación mientras que provoque un impedimento mínimo a la productividad del pozo.

El material particulado utilizado para este fin se denomina como "grava". En el campo de petróleo y gas, y en el sentido en el que se utiliza en la presente, el término "grava" se refiere a partículas relativamente grandes en la clasificación de tamaño de la arena, es decir, partículas que varían en un diámetro entre aproximadamente 0.1 mm hasta aproximadamente 2 mm. En general, en el filtro de grava se utiliza un material particulado que tenga las propiedades, incluyendo estabilidad química, y un agente de sostén de baja resistencia. Un ejemplo de un material de filtro de grava utilizado comúnmente es arena que tiene una variación de tamaño de partícula adecuado.

En un tipo común de filtro de grava, se coloca un tamiz mecánico en el sondeo y la corona circular circundante se llena con un material particulado de un tamaño especifico mayor diseñado para evitar el paso de la arena de formación u otros finos. Es común, por ejemplo, filtrar con grava después de un procedimiento de fracturación, y este procedimiento combinado algunas veces se denomina como un "relleno de fracturación" .

Control de pérdida de fluidos La pérdida de fluidos se refiere a la fuga no deseada de una fase fluida de cualquier tipo del fluido para pozos al interior de la matriz permeable de una zona, la zona puede no ser una zona de tratamiento. El control para pérdida de fluidos se refiere a tratamientos diseñados para reducir esta fuga no deseada. Proporcionar un control efectivo para pérdida de fluidos para los fluidos del pozo durante ciertas etapas de las operaciones en el pozo por lo general es bastante conveniente.

El procedimiento usual para controlar la pérdida de fluidos es reducir sustancialmente la permeabilidad de la matriz de la zona con un material para controlar la pérdida de fluidos que bloquee la permeabilidad en o cerca de la superficie de la matriz rocosa de la zona. Por ejemplo, el material para controlar la pérdida de fluidos puede ser un material particulado que tenga un tamaño seleccionado para llenar y tapar las gargantas de poro de la matriz. En consecuencia, entre mayor sea la concentración del material particulado, más rápido será el llenado. Mientras que la fase fluida que porta el material para controlar la pérdida de fluidos escapa al interior de la formación, el material para controlar la pérdida de fluidos llena las gargantas de poro de la matriz de la formación y se acumula en la superficie del pozo de sondeo o la superficie de fractura o penetra sólo un poco en la matriz. La acumulación del material particulado sólido u otro material para controlar la pérdida de fluidos sobre las paredes de un sondeo o una fractura se denomina como una torta de filtro. Dependiendo de la naturaleza de una fase fluida y la torta de filtro, esta torta de filtro puede ayudar a bloquear la pérdida adicional de una fase fluida (denominada como un filtrado) en la formación subterránea. Un material para controlar la pérdida de fluidos se diseña específicamente para disminuir el volumen de un filtrado que pasa a través de un medio del filtro.

Después de la aplicación de una torta de filtro, sin embargo, puede ser conveniente restaurar la permeabilidad en la formación. Si la permeabilidad de la formación de la zona productora deseada no se restaura, pueden disminuir significativamente los niveles de producción de la formación.

Cualquier torta de filtro o cualquier sólido o filtración de polímeros en la matriz de la zona resultante de un tratamiento para controlar la pérdida de fluidos se debe eliminar para restaurar la permeabilidad de la formación, de preferencia a al menos su nivel original. Esto con frecuencia se denomina como limpieza.

Se han utilizado y evaluado una variedad de materiales para controlar la pérdida de fluidos para el control de pérdida de fluidos y limpieza, incluyendo espumas, resinas solubles en aceite, materiales particulados sólidos soluble en ácido, suspensiones salinas clasificadas, polímeros viscoelásticos lineales, y polímeros reticulados con metales pesados. Están bien documentados sus efectos comparativos respectivos.

Los materiales para controlar la pérdida de fluidos algunas veces se utilizan en los fluidos de perforación en tratamientos que se hayan desarrollado para controlar la pérdida de fluidos. Una pildora para controlar la pérdida de fluidos es un fluido del tratamiento que se diseña o se utiliza para proporcionar algún grado de control de pérdida de fluidos. ? través de una combinación de viscosidad, llenado con sólidos, y acumulación de torta sobre la roca porosa, estas pildoras algunas veces son capaces de reducir sustancialmente la permeabilidad de una zona de la formación subterránea para la pérdida de fluidos. También en general mejoran la acumulación de la torta de filtro sobre la superficie de la formación para inhibir el flujo de fluidos dentro de la formación del sondeo.

Aumentar la viscosidad de un fluido para pozos Fluido "portador" para material particulado Aumentar la viscosidad de un fluido para pozos puede ser útil para diversos fines.

Por ejemplo, durante la perforación, todos los cortes de roca se deben llevar a la superficie del orificio mediante el fluido de perforación y hacer que fluyan del sondeo. Los cortes de roca tienen típicamente una gravedad específica mayor de 2, la cual es mucho mayor que la de muchos fluidos de perforación. Estos cortes de alta densidad tienen una tendencia a separarse del agua o aceite muy rápidamente .

Similarmente , un agente de sostén utilizado para fracturación o una grava utilizada en el filtro de grava puede tener una densidad muy diferente de la del fluido portador. Por ejemplo, la arena tiene una gravedad específica de aproximadamente 2.7, mientras que el agua tiene una gravedad específica de 1.0 a las condiciones de temperatura y presión en Laboratorio Estándar. Un agente de sostén o grava que tenga una densidad diferente que la del agua tenderá a separarse del agua muy rápidamente.

Ya que muchos fluidos para pozos son a base de agua, parcialmente con el fin de ayudar a suspender los material particulados de mayor densidad, y por otras razones conocidas en la técnica, la densidad del fluido utilizado en un pozo se puede aumentar al incluir en el agua sales bastante solubles en el agua, tal como cloruro de potasio. Sin embargo, aumentar la densidad de un fluido para pozos raramente será suficiente o efectivo para que coincida con la densidad del material particulado.

Aumento de viscosidad del fluido para suspender materiales particulados Aumentar la viscosidad de un fluido para pozos puede ayudar a evitar que un material particulado tenga una gravedad especifica diferente a la de una fase externa del fluido a partir de separar rápidamente la fase externa.

Un agente para aumento de viscosidad se puede utilizar para aumentar la capacidad de un fluido para suspender y portar un material particulado en un fluido para pozos. Se puede utilizar un agente para aumentar la viscosidad para otros fines, tales como el control, para desviación o conformidad de matrices.

Un agente para aumentar la viscosidad algunas veces se denomina en la técnica como un agente viscosificante, un viscosificador, espesante, agente grelificante o agente de suspensión. En general, cualquiera de éstos se refiere a un agente que incluye al menos la característica de aumentar la viscosidad de un fluido en el cual está disperso o disuelto. Existen diversos tipos de agentes para aumentar la viscosidad y técnicas relacionadas para aumentar la viscosidad de un fluido .

En general, debido al alto volumen de un fluido de fracturación típicamente utilizado en una operación de f acturación, es conveniente aumentar eficientemente la viscosidad de los fluidos de fracturación a la viscosidad deseada utilizando tan pocos agentes para aumentar la viscosidad como sea posible. Además, se prefieren materiales relativamente económicos. Tener la capacidad de utilizar sólo una pequeña concentración del agente para aumentar la viscosidad requiere una menor cantidad del agente para aumentar la viscosidad para alcanzar la viscosidad deseada del fluido en un gran volumen del fluido de fracturación.

Polímeros para aumentar la viscosidad Se pueden utilizar ciertos tipos de polímeros para aumentar la viscosidad de un fluido. En general, el propósito de utilizar un polímero es aumentar la capacidad del fluido para suspender y portar el material particulado. Los polímeros para aumentar la viscosidad de un fluido de preferencia son solubles en la fase externa de un fluido. Los polímeros para aumentar la viscosidad de un fluido pueden ser polímeros de origen natural tales como polisacáridos , derivados de polímeros de origen natural, o polímeros sintéticos .

Reticulación del polímero para aumentar la viscosidad de un fluido o formar un gel La viscosidad de un fluido a una concentración determinada del agente para aumentar la viscosidad se puede aumentar en gran medida al reticular el agente para aumentar la viscosidad. Un agente reticulante, algunas veces denominado como un reticulante, se puede utilizar para este fin. Un reticulante interactúa con al menos dos moléculas poliméricas para formar una "reticulación" entre las mismas.

Si se retícula a un grado suficiente, el polisacárido puede formar una gel con agua. La formación de gel se basa en una serie de factores entre los que se incluyen el polímero particular y la concentración del mismo, el reticulante particular y la concentración del mismo, el grado de reticulación, la temperatura, y una variedad de otros factores conocidos por aquellos con experiencia normal en la técnica.

Por ejemplo, uno de los agentes para aumentar la viscosidad más comunes utilizados en la industria del petróleo y gas es guar. Una mezcla de guar disuelto en agua forma un gel base, y se puede agregar un agente reticulante adecuado para formar un fluido mucho mas viscoso, que luego se denomina como un fluido reticulado. La viscosidad de los geles de guar base típicamente está entre aproximadamente 20 hasta aproximadamente 50 cp. Cuando se retícula un gel base, la viscosidad se aumenta de 2 hasta 100 veces dependiendo de la temperatura, equipo de prueba para viscosidad y método, y el tipo de reticulante utilizado.

El grado de reticulación depende del tipo del polímero para aumentar la viscosidad utilizado, el tipo de reticulante, las concentraciones, la temperatura del fluido, etc., por lo general se requiere esfuerzo cortante para mezclar el gel base y el agente reticulante. De esta forma, el número real de reticulaciones que son posibles y que realmente se forman también depende del nivel de esfuerzo cortante del sistema. El número exacto de sitios de reticulación no es bien conocido, aunque podría ser tan poco como uno hasta aproximadamente diez por molécula polimérica. Se cree que el número de reticulaciones alterará significativamente la viscosidad del fluido.

Para un agente polimérico para aumentar la viscosidad, se puede agregar cualquier agente reticulante que sea adecuado para reticular los monómeros o polímeros seleccionados .

Problema con ciertos agentes hidratables y ciertos iones disueltos en agua La mayoría, si no es que todos, de los agentes solubles en agua para aumentar la viscosidad utilizados comúnmente, los agentes para reducción de fricción solubles en agua y los agentes solubles en agua para reducir la fricción y los agentes solubles en agua para aumentar la elasticidad son hidratables. Según se denomina en la presente, "hidratable" significa que es capaz de ser hidratado al poner en contacto el agente hidratable con agua. Con respecto a un agente hidratable que comprende un polímero, esto significa, entre otras cosas, asociar los sitios en el polímero con las moléculas de agua y deshacer y extender la cadena polimérica en el agua. Los agentes para aumentar la viscosidad se han hidratado convencionalmente de manera directa en el agua a la concentración que se utilizará para el fluido para pozos.

Un problema común con la utilización de agentes hidratables es que muchos de los polímeros hidratables utilizados comúnmente para estos fines son sensibles a los iones disueltos en el agua. Los agentes hidratables con frecuencia en especial son sensibles a cationes divalentes tales como calcio y magnesio. Por ejemplo, los cationes divalentes tales como calcio y magnesio pueden inhibir y disminuir el tiempo requerido para la hidratación de ciertos tipos de polímeros comúnmente utilizados para estos fines. En el contexto de los polímeros hidratables, un agua que tenga sólidos disueltos totales de más de 80 g/1 (0.67 lb/gal), de tal forma que la densidad del agua con los sólidos disueltos totales es mayor de 1.08 g/1 (9.0 lb/gal), en general se considera demasiado alta para muchos tipos de polímeros hidratables. Algunos polímeros hidratables pueden ser sensibles a menores concentraciones de TDS.

Problema con el daño del fluido para el agente de sosten o la permeabilidad de la matriz En los tratamientos para pozos que utilizan fluidos viscosos para pozos, el material para aumentar la viscosidad del fluido puede dañar la permeabilidad del relleno con el agente de sostén o la matriz de la formación subterránea. Por ejemplo, un fluido de fracturación puede incluir un material polimerico que se deposita en la fractura o dentro de la matriz. A manera de otro ejemplo, el fluido puede incluir tensioactivos que dejan micelas sin romper en la fractura o cambian la capacidad de humectación de la formación en la región de la fractura.

En muchos tratamientos se utilizan fragmentadores para mitigar el daño al fluido en la formación. Sin embargo, los fragmentadores y otros tratamientos están sujetos a variabilidad de resultados, agregan costo y complicación al tratamiento de fracturas, y todavía pueden dejar al menos algún daño de fluido en la formación.

Fragmentador para la viscosidad del fluido con un polísacárido o un polisacárido reticulado Después de que un fluido para tratamiento se coloca donde se desee en el pozo y durante el tiempo deseado, el fluido por lo general se debe eliminar del sondeo o la formación. Por ejemplo, en el caso de la fracturación hidráulica, el fluido se debe eliminar dejando el agente de sostén en la fractura y sin dañar la conductibilidad del lecho del agente de sostén. Para llevar a cabo esta eliminación, se debe reducir la viscosidad del fluido de tratamiento a una viscosidad muy baja, de preferencia cercana a la viscosidad del agua, para la eliminación óptima de la fractura con el agente de sostén. Similarmente, cuando se utiliza un fluido viscosificado para filtro de grava, el fluido viscosificado se debe eliminar del filtro de grava.

Reducir la viscosidad de un fluido viscosificado se denomina como "fragmentar" el fluido. Los químicos utilizados para reducir la viscosidad de los fluidos de fracturación se denominan fragmentadores . También son necesarios otros tipos de fluidos viscosificados para pozos que se fragmenten para la eliminación del sondeo o formación subterránea.

No es necesario ningún mecanismo particular implicado por el término. Por ejemplo, un fragmentador puede reducir el peso molecular de un polímero soluble en agua al cortar la cadena polimérica larga. Mientras que se corta la longitud de la cadena polimérica, se reduce la viscosidad del fluido. Por ejemplo, reduciendo el peso molecular del polímero guar a cadenas más cortas que tengan un peso molecular de aproximadamente 10,000 convierte el fluido a una viscosidad cercana al agua. Este proceso se puede presentar independientemente de cualesquiera enlaces reticulantes existentes entre las cadenas poliméricas.

En el caso de un agente reticulado para aumentar la viscosidad, por ejemplo, una forma de disminuir la viscosidad es mediante la fragmentación de las reticulaciones. Por ejemplo, las reticulaciones de borato en un polímero reticulado con borato se pueden fragmentar al disminuir el pH del fluido. A un pH superior a 8, el ion de borato existe y está disponible para reticulación y provocar un aumento en la viscosidad o gelificación . A un pH menor, el ion de borato reacciona con un protón y no está disponible para reticular, de esta forma, es un aumento en la viscosidad debido a la reticulación de borato es reversible. Por el contrario, las reticulaciones formadas por compuestos de zirconio, titanio, antimonio, y aluminio, sin embargo, se considera que estas reticulaciones no serán reversibles y se fragmentan mediante otros métodos distintos al control de pH.

De esta forma, la eliminación del fluido de tratamiento se facilita al utilizar uno o más fragmentadores para reducir la viscosidad del fluido.

Desafortunadamente, existe otro factor de complicación. Debido al gran tamaño del polímero, se puede presentar un proceso de filtración en la superficie de una formación o fractura en formación convencional. Se puede formar una torta de filtro del polímero mientras que el fluido acuso, KC1, y los fragmentadores pasan al interior de la matriz de la formación. Un examen cuidadoso de esta torta de filtro que se puede formar a partir de guar reticulado o sin reticular u otro polímero, revela una membrana semi-elástica, similar a caucho. Una vez que se concentra el polímero, es difícil solubilizar el polímero. Un fluido sin torta de filtro consiste de aproximadamente 99.5 por ciento de agua y 0.5 por ciento de polímero. Por ejemplo, cuando una fractura se cierra en un tratamiento de fracturación, la permeabilidad del lecho del agente de sostén o la superficie de la formación se pueden dañar severamente mediante la torta de filtro polimérica. Es necesario fragmentar bastante los fluidos de filtro de grava viscosificados . Los mismos pueden o no formar una torta de filtro sobre la superficie de la formación .

Los fragmentadores se deben seleccionar para que cumplan con las necesidades de cada situación. En primer lugar, es importante comprender los criterios generales de desempeño de los fragmentadores . Para reducir la viscosidad del fluido de tratamiento a un estado delgado cercano al agua, el fragmentador debe mantener un equilibrio crítico. Una reducción prematura de la viscosidad durante el bombeo de un fluido para tratamiento puede comprometer el tratamiento. Una reducción inadecuada de la viscosidad del fluido después del bombeo también puede reducir la producción si no se obtiene la conductibilidad requerida.

Para la fracturación, por ejemplo, el perfil ideal de viscosidad contra tiempo podría ser si el fluido mantuviera 100% de viscosidad hasta que la fractura se cierre sobre el agente de sostén y luego inmediatamente descomponerse a un fluido delgado. Se presenta inherentemente algo de fragmentación durante las 0.5 hasta 4 horas requeridas para bombear la mayoría de tratamientos de fracturación . Un lineamiento para seleccionar un diseño o fragmentador aceptable es que al menos el 50% de la viscosidad del fluido se deba mantener hasta el final del tiempo de bombero. Este lineamiento se puede ajusfar de acuerdo con el tiempo de trabajo, la longitud deseada de la fractura, y la viscosidad requerida del fluido a la temperatura del yacimiento. Uno de los criterios típicos para fragmentar el filtro de grava es un tiempo mínimo de fragmentación de 4 horas.

Los fragmentadores químicos utilizados para reducir la viscosidad de un fluido viscosificado con un polímero viscosificado utilizado para fracturación u otras aplicaciones subterráneas en general se agrupan en tres clases: oxidantes, enzimas y ácidos.

SUMARIO DE IA INVENCIÓN De acuerdo con una modalidad, se proporciona un método para ser utilizado en diversos servicios para pozos, el método incluye los pasos de: (a) formar o proporcionar un fluido para pozos que incluye nanotriquitos de celulosa; y (b) introducir el fluido para pozos en un pozo.

De acuerdo con una modalidad, se proporciona un método para ser utilizado en diversos servicios para pozos, el método incluye los pasos de: (a) formar o proporcionar un fluido para pozos de base de agua que incluye: (i) agua; y (ii) nanotriquitos de celulosa; y (b) introducir el fluido para pozos a base de agua en un pozo.

Los métodos se pueden utilizar, por ejemplo, para aumentar la resistencia de un cemento, para aumentar la viscosidad de un fluido para pozos de base de agua, tal como para una pildora de explosión, un fluido para fracturación, un fluido para filtro de grava.

Estas y otras modalidades y aspectos de la invención serán evidentes para un experto en la técnica con la lectura de la siguiente descripción detallada. Mientras que la invención es susceptible a diversas modificaciones y formas alternativas, las modalidades especificas de la misma se describirán en detalle y se mostrarán a manera de ejemplo. Sin embargo, se debe entender, que no se pretende limitar la invención a las formas particulares descritas, sino que por el contrario, la invención cubrirá todas las modificaciones y alternativas que queden dentro del espíritu y alcance de la invención como se expresa en las reivindicaciones anexas.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LAS MODALIDADES ACTUALMENTE PREFERIDAS Y MEJOR MODO Interpretación y definiciones Interpretación general Las palabras o términos utilizados en la presente tienen su significado literal, normal en el campo de esta descripción, excepto al grado en que explícita y claramente se defina en esta descripción.

Si existiera cualquier conflicto en las definiciones o usos de una palabra o término en esta descripción y una o más patentes y otros documentos que se puedan incorporar como referencia, se deberán adoptar las definiciones que sean consistentes con esta especificación.

Las palabras "que comprende", "que contiene", "que incluye", "que tiene", y todas las variaciones gramaticales de las mismas se pretende que tengan un significado manifiesto, no limitante. Por ejemplo, una composición que comprende un componente no lo excluye de tener componentes adicionales, un aparato que comprende una parte no lo excluye de tener partes adicionales, y un método que tenga un paso no lo excluye de tener pasos adicionales. Cuando se utilizan estos términos, las composiciones, aparatos, y métodos que "consista esencialmente de" o "consista de" los componentes, partes, y pasos específicos se incluyen y describen específicamente .

Los artículos indefinidos "uno" o "una" significan uno o más de uno del componente, parte, o pasos que presente el artículo.

Cuando se describe una variación numérica de grado o medición con un límite inferior y un límite superior también se pretende que se describa específicamente cualquier número y cualquier grado que quede dentro de la variación. Por ejemplo, cada variación de valores (en la forma "de a hasta b", o "de aproximadamente a hasta aproximadamente b", o "de aproximadamente a hasta b", "de aproximadamente a hasta b", y cualesquiera expresiones similares donde "a" y "b" representan valores numéricos del grado de medición) se deberá entender que establecen cualquier número y variación abarcados dentro de la amplia gama de valores.

Los términos tales como "primero", "segundo", "tercero", etc. se asignan arbitrariamente y se pretende simplemente que sean la diferencia entre dos o más componentes, partes, o pasos que de otra manera sean similares o correspondientes por naturaleza, estructura, función, o acción. Por ejemplo, las palabras "primero" y "segundo" no sirven para otro propósito que no sea la parte del nombre o descripción del siguiente nombre o términos descriptivos. El simple uso del término "primero" no requiere que haya cualquier "segundo" componente, parte, paso similar o correspondiente. Similarmente , el simple uso de la palabra "segundo" no requiere que haya cualquier "primero" o "tercer" componente, parte o paso similar o correspondiente. Además, se debe entender que el simple uso del término "primero" no requiere que el elemento o paso sea el primero en cualquier secuencia, sino que simplemente que sea al menos uno de los elementos o pasos. Similarmente, el simple uso de los términos "primero" y "segundo" no necesariamente requiere cualquier secuencia. Por consiguiente, el simple uso de estos términos no excluye los elementos o pasos que intervengan entre el "primero" y "segundo" elementos o pasos, etc.

Condiciones del pozo Una formación subterránea es un cuerpo de roca que tiene características suficientemente distintivas y es suficientemente continua para que los geólogos la describan, formen mapas y la nombren.

Una formación subterránea que tiene una porosidad y permeabilidad suficientes para almacenar y transmitir fluidos a veces se denomina como un yacimiento.

Un "pozo" incluye una boca del pozo y al menos un sondeo desde la boca del pozo que penetra la tierra. La "boca del pozo" es la terminación superficial de un sondeo, esta superficie puede estar sobre tierra o sobre un fondo marino. Un "sitio de pozo" es la ubicación geográfica de una boca del pozo de un pozo. Puede incluir instalaciones relacionadas, tales como una batería de tanque, separadores, estaciones compresoras, equipo de calentamiento u otro equipo, y fosos de fluidos. Si en alta mar, un sitio de pozo puede incluir una plataforma.

El "sondeo" se refiere al orificio perforado, incluyendo cualesquiera porciones del pozo entubadas o sin entubar. El "pozo de sondeo" usualmente se refiere a la pared interna del sondeo, es decir, la superficie de roca o pared que une al orificio perforado. Un sondeo puede tener porciones que sean verticales, horizontales, o de cualquier otra forma, y puede tener porciones que sean rectas, curvadas, o ramificadas. En el sentido en el que se utiliza en la presente, "parte superior del pozo", "fondo del pozo", y términos similares se relacionan con la dirección de la boca del pozo, independiente de que la porción del sondeo sea vertical u horizontal.

En el sentido en el que se utiliza en la presente, un "fluido para pozos" se refiere ampliamente a cualquier fluido adaptado para que se introduzca en un pozo para cualquier fin. Un fluido para pozos por ejemplo, puede ser un fluido de perforación, una composición de cementación, un fluido para tratamiento, o un fluido separador. Un fluido para pozos se utilizará en un volumen relativamente pequeño, por ejemplo menor de aproximadamente 32 m3 (200 barriles), esto algunas veces se denomina en la técnica como un lavado, vertedero, bala o pildora.

En el sentido en el que se utiliza en la presente, la palabra "tratamiento" se refiere a cualquier tratamiento para cambiar una condición de una porción de un sondeo o una formación subterránea adyacente; sin embargo, la palabra "tratamiento" no necesariamente implica cualquier fin particular de tratamiento. Un tratamiento por lo general implica introducir un fluido para pozos para el tratamiento en cuyo caso se puede denominar como un fluido para tratamiento, dentro de un pozo. En el sentido en el que se utiliza en la presente, un "fluido para tratamiento" es un fluido utilizado en un tratamiento. A menos que el contexto lo requiera de otra manera, la palabra "tratamiento" en el término "fluido para tratamiento" no necesariamente implica ningún tratamiento o acción particular por el fluido.

Una "zona" se refiere a un intervalo de roca a lo largo de un sondeo que se diferencia de las zonas en la parte superior del pozo y en el fondo del pozo con base en el contenido de hidrocarburos u otras características, tales como la permeabilidad, composición, perforaciones u otra comunicación de fluidos dentro del sondeo, fallas, o fracturas. Una zona de un sondeo que penetra una zona que contenga hidrocarburos que es capaz de producir hidrocarburos se denomina como una "zona de producción". En el sentido en el que se utiliza en la presente, una "zona del tratamiento" se refiere a un intervalo de roca a lo largo de un sondeo dentro del cual se dirige un fluido para pozos para que fluya desde el sondeo.

En el sentido en el que se utiliza en la presente, introducir "dentro de un pozo" significa introducir al menos al interior y a través de la boca del pozo. De acuerdo con diversas técnicas conocidas en este campo, el equipo, herramientas, o fluidos para pozos se pueden dirigir desde la boca del pozo en cualquiera porción deseada del sondeo. Adicionalmente, un fluido para pozos se puede dirigir desde una porción del sondeo en la matriz de roca de una zona. En el sentido en el que se utiliza en la presente, "dentro de una zona de tratamiento" significa dentro y a través de la boca del pozo y, adicionalmente, a través del sondeo y al interior de la zona del tratamiento.

El término "temperatura de diseño" se refiere a un estimado o medición de la temperatura real en el entorno en el fondo del pozo en el momento del tratamiento. Es decir, la temperatura de diseño toma en consideración no sólo la temperatura estática en el fondo del pozo ( "BHST" ) , sino que también el efecto de la temperatura del fluido para pozos con respecto a la BHST durante el tratamiento. Debido a que los fluidos para pozos pueden ser considerablemente más fríos que la BHST, puede ser muy grande la diferencia entre las dos temperaturas. Por último, si no se altera, una formación subterránea regresará a la BHST.

Condiciones del fluido El estado físico o fase de una sustancia (o mezcla de sustancias) y otras propiedades físicas se determinan a una temperatura de 25°C (77°F) y una presión de 1 atmósfera (Condiciones Estándar de Laboratorio) sin ningún esfuerzo cortante aplicado.

En el sentido en el que se utiliza en la presente, un "fluido" es una sustancia que se comporta como un fluido bajo condiciones estándar de laboratorio, es decir, a la temperatura de 25°C (77°F) y presión de 1 atmósfera, y a las temperaturas y presiones superiores que se presentan usualmente en las formaciones subterráneas sin ningún esfuerzo cortante aplicado.

Cada fluido inherentemente tiene al menos una fase continua. Un fluido puede tener más de una fase. La fase continua de un fluido para pozos es un liquido bajo condiciones estándar de laboratorio. Por ejemplo, un fluido para pozos puede estar en la forma de una suspensión (partículas sólidas dispersas en una fase líquida) , una emulsión (partículas líquidas dispersas en otra fase líquida) , o una espuma (una fase gaseosa dispersa en fase líquida) .

En el sentido en el que se utiliza en la presente, "a base de agua" significa que el agua o una solución acuosa está en fase continua de la sustancia.

Por el contrario "de base oleosa" significa que el aceite esta en la fase continua de la sustancia. En este contexto, el aceite de un fluido a base de aceite puede ser cualquier aceite. En general, un aceite es cualquier sustancia que sea líquida a las condiciones estándar de laboratorio, sea hidrofóbica, y soluble en solventes orgánicos. Los aceites tienen un alto contenido de carbono e hidrógeno y son sustancias relativamente no polares, por ejemplo, que tienen una polaridad de 3 o menos en el índice de polaridad Synder. Esta definición en general incluye clases tales como aceites petroquímicos , aceites vegetales y cualesquiera solventes orgánicos. Todos los aceites se pueden rastrear de regreso a las fuentes orgánicas.

Condiciones de solubilidad Se considera que una sustancia será "soluble" en un liquido si al menos 10 gramos de la sustancia se puede disolver en un litro del liquido cuando se prueba a 25°C (77°F) y presión de 1 atmósfera durante 2 horas y se considera que será "insoluble" si es menos soluble que esto.

Se apreciará por alguien con experiencia en la técnica, que la hidratabilidad, dispersabilidad o solubilidad de una sustancia en agua puede depender de la salinidad, pH, u otras sustancias en el agua. Por consiguiente, la salinidad, pH, y la selección aditiva del agua se puede modificar para facilitar la hidratabilidad, dispersabilidad, o solubilidad de una sustancia en la solución acuosa. Al grado no especificado, la hidratabilidad, dispersabilidad, o solubilidad de una sustancia en agua se determina en agua desionizada, a pH natural, y sin ningún otro aditivo.

Viscosidad y condiciones del gel A menos que se especifique de otra manera, la viscosidad evidente de un fluido (excluyendo cualquier material particulado sólido suspendido más grande que un sedimento) se mide con un viscosimetro tipo Fann Model 50 utilizando un rotor Rl, un balancín Bl, y un muelle de torsión Fl a una velocidad de esfuerzo cortante de 40 1/s, y a una temperatura de 25°C (77°F) y una presión de 1 atmósfera. Para referencia, la viscosidad del agua pura es de aproximadamente 1 cP.

Se considera que un fluido será "bombeable" si tiene una viscosidad evidente menor de 5,000 cP (independiente de cualquier característica de gel), o, si es una composición de cementación, todavía no se ha espesado.

En el sentido en el que se utiliza en la presente, se considera que un fluido será "viscoso" si tiene una viscosidad evidente de 10 cP o superior. La viscosidad de un fluido viscoso se considera que se fragmenta o fragmentará si la viscosidad se reduce a 3 cP o menos.

Técnicamente, un "gel" es un semi-sólido, en estado o fase física similar a gelatina que puede tener propiedades que varían de suave a débil para endurecer y firme. Las tensiones esfuerzo cortante por debajo de un cierto valor finito fracasan en producir una deformación permanente. La tensión mínima de esfuerzo cortante que producirá una deformación permanente se denomina como la resistencia al esfuerzo cortante o resistencia a gelificación del gel.

El estado físico de un gel se forma mediante una red de moléculas interconectadas, tal como un polímero reticulado o una red de micelas. La red da surgimiento a una fase de gel con estructura y un evidente punto de rendimiento. A nivel molecular, una gel es una dispersión en la cual tanto la red de moléculas es continua como el liquido es continuo. Una fase de gel algunas veces se considera como un estado o fase física individual.

Sin embargo, en la industria del petróleo y gas, el término "gel" se puede utilizar para hacer referencia a cualquier fluido que tenga un agente para aumentar la viscosidad, sin importar que sea un fluido viscoso o que cumpla con la definición técnica para el estado físico de un gel. Un "gel base" es un término utilizado en el campo para un fluido que incluya un agente para aumentar la viscosidad, tal como guar, pero que excluya agentes reticulantes . Típicamente, un gel base se mezcla con otro fluido que contenga un reticulante, en donde la mezcla se adapta para formar un gel reticulado. Similarmente, un "gel reticulado" puede hacer referencia a una sustancia que tenga un agente para aumentar la viscosidad que se retícula, sin importar que sea un fluido viscoso o que cumpla con la definición técnica para el estado físico de un gel.

Condiciones del material particulado En el sentido en el que se utiliza en la presente, "material particulado" o "material de mcroparticulas" se refiere a una materia en la forma física de distinta partículas. Un material particulado es un agrupamiento de partículas con base en características comunes, entre las que se incluyen la composición química y la variación de tamaño de partícula, la distribución de tamaño de partícula, o el tamaño medio de partícula. En el sentido en el que se utiliza en la presente, un material particulado es un agrupamiento de partículas que tengan una composición química similar y variaciones de tamaño de partícula en cualquier parte en la variación entre aproximadamente 1 micrómetro (por ejemplo, arcilla microscópica o partículas de sedimento) hasta aproximadamente 3 milímetros (por ejemplo, granos grandes de arena) .

Un material particulado puede tener una distribución de tamaño de partícula ("PSD") . En el sentido en el que se utiliza en la presente, "el tamaño" de un material particulado se puede determinar mediante métodos conocidos por aquellos expertos en la técnica.

Un material particulado puede estar compuesto de partículas sólidas o líquidas. Sin embargo, en el sentido en el que se utiliza en la presente, a menos que el contexto lo requiera, "material particulado" se refiere a un material particulado sólido.

Condiciones de medición A menos que se especifique de otra manera o a menos que el contexto lo requiera claramente de otra manera, cualquier proporción o porcentaje significa en peso.

A menos que se especifique de otra manera o a 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 para aumentar la viscosidad, sal disuelta, material particulado suspendido, u otros materiales o aditivos que puedan estar presentes en el agua.

Cualquier duda con respecto a que sean unidades de los Estados Unidos o Imperiales cuando haya alguna diferencia, se interpretarán como unidades de los Estados Unidos. Por ejemplo, "gal/Mgal" significa galones de los Estados Unidos por mil galones de los Estados Unidos.

El micrómetro (µp?) algunas veces se puede denominar en la presente como una miera.

Nanotriquitos de celulosa La celulosa es el biopolimero más abundante del mundo sobre la tierra. Es natural, renovable, y biodegradable . Se sintetiza naturalmente por las plantas asi como por algunas bacterias especializadas. Su estructura molecular está constituida por una estructura lineal de ß-1, residuos de D-glucosa enlazados a 4-0-glucosilo englobados en una microfibra. La microfibra de celulosa varia de longitud dependiendo de la especie de celulosa.

Una vez sintetizada, la microfibra de celulosa contiene una parte cristalina gue es altamente insoluble en agua y algunas partes no cristalinas, a las gue se les ha denominado como celulosa amorfa. La celulosa cristalina es capaz de producir una red fuerte, que se cree será la base de la unión con hidrógeno intermolecular. Sin embargo, en su estado natural más común, las microfibras de celulosa muestran una región amorfa. La región amorfa de las microfibras de celulosa permiten gue penetre el agua.

Los nanotriguitos de celulosa, gue algunas veces se denominan como nanofibras de celulosa o celulosa nanocristalina, se pueden producir a partir de celulosa natural mediante hidrólisis parcial con ácido (por ejemplo, con ácidos fuertes tales como H2SO4 o HC1), que se dirige únicamente a la celulosa amorfa para producir únicamente microfibras de celulosa no tejidas, cristalinas, también conocidas como nanotriquitos de celulosa. La longitud de los nanotriquitos varia en el rango entre aproximadamente 100 nanómetros hasta aproximadamente una miera (1,000 nm) . La anchura de los nanotriquitos varía en el rango entre aproximadamente 30 nm hasta aproximadamente 50 nm.

Al ser bastante abundante y relativamente económicas de producir, los nanotriquitos de celulosa se espera que sean una alternativa económicamente favorable para los nanotubos de carbono. Además, la celulosa es un material biodegradable , asi que no existen problemas ambientales que pudieran restringir su uso en los pozos petrolíferos o gasíferos .

Las propiedades mecánicas de los nanotriquitos de celulosa son mucho más fuertes que las de la celulosa no procesada .

Además, se sabe que algunas nanofibras adoptan una distribución uniaxial cuando se someten a un campo de esfuerzo cortante. Se cree que los nanotriquitos de celulosa podrían tener esta propiedad, lo que podría ser útil en aplicaciones para servicios y fluidos para pozos. Esta respuesta a un campo de esfuerzo cortante podría proporcionar buenas propiedades reológicas en los fluido para pozos, incluyendo, por ejemplo, un efecto de visocisificación con un comportamiento tixotrópico. Se cree que estas propiedades reológicas se podrían alcanzar en sistemas de salmuera, incluyendo sistemas de salmuera con formiato, mientras que estos sistemas con salmuera interfieren con los polímeros convencionales para la viscosificación de los fluidos para pozos .

La estabilidad a la temperatura de las nanofibras de celulosa preparadas mediante hidrólisis utilizando H2S04 se sebe que estará por encima de aproximadamente 376.6°C (350°F). Se cree que esta estabilidad térmica limitada será en parte como el efecto dañino de los grupos R-S04~ cargados sobre la superficie de las nanofibras. Se cree que cuando los nanotriquitos se preparan utilizando HC1, sin dejar residuos de sulfato sobre la superficie de las nanofiberas, se podría mejorar adicionalmente la estabilidad térmica. De esta forma, se cree que los nanotriquitos preparados utilizando hidrólisis con ácido HC1 se pueden utilizar en aplicaciones para pozos a temperaturas de diseño mucho mayores, por ejemplo, a temperaturas mayores de 366.6°C (350°F) .

La presencia de grupos hidroxilo sobre la superficie de las nanofibras hace que este material sea apto para una variedad de químicos sustituidos con un compuesto orgánico o injertado con un polímero. De esta forma, es posible, realizar sustituciones orgánicas que pudieran permitir que las nanofibras sean reticuladas. Por ejemplo, la oxidación selectiva del grupo de alcohol primario (R-CH3-0H) sobre la superficie de celulosa hacia el ácido carboxílico (R-COOH) se podría utilizar para acoplar los grupos amina (R- NH2) unidos a otros aditivos químicos, formando un enlace covalente de puente (un enlace amida) . En otro ejemplo, dos grupos carboxilo cercano se podrían tratar con una base para formar aniones carboxilato (R-COO") que a su vez se podría puentear iónicamente mediante un catión divalente tal como Ca2+ o Mg2+. Esta red polimérica puenteada mediante fuerzas electrostáticas podría permitir que las nanofibras se reticulen cuando se expongan a un cambio en ciertas condiciones críticas. Para ciertas aplicaciones en servicios para pozos, el mecanismo de reticulación iónica se puede adaptar para que sea reversible de tal forma que se pueda interrumpir a solicitud (por ejemplo, mediante la adición de ácido para cambiar el pH o cambiar de salmuera divalente a monovalente) para interrumpir la viscosidad del fluido para pozos.

La funcionalización química del material se puede utilizar para optimizar las propiedades en diversas aplicaciones de fluidos para pozos, entre las que se incluyen los fluidos de base oleosa tales como los fluidos para perforación y para las emulsiones a base de agua o aceite. Por ejemplo, la adición de un sustituyente de fenilo (R-CeH5) o un grupo alquilo de cadena larga (R- (CH2) n-CH3) en cualquiera de las posiciones de hidroxilo sobre la estructura de celulosa podrían dar por resultado en una dispersabilidad mejorada del nanotriquito en sistemas de base oleosa.

Aplicaciones en servicio para pozos Los fluidos para pozos que contienen nanotriquitos de celulosa se pueden utilizar en diversos servicios para pozos, entre los que se incluyen perforación, cementación, completación e intervención.

De acuerdo con una modalidad, se proporciona un método para ser utilizado en diversos servicios para pozos, el método incluye los pasos de: (a) formar o proporcionar un fluido para pozos que incluye nanotriquitos de celulosa; y (b) introducir el fluido para pozos en un pozo.

De acuerdo con una modalidad, se proporciona un método para ser utilizado en diversos servicios para pozos, el método incluye los pasos de: (a) formar o proporcionar un fluido para pozos de base de aqua que incluye: (i) agua; y (ii) nanotriquitos de celulosa; y (b) introducir el fluido para pozos a base de agua en un pozo.

Los métodos se pueden utilizar, por ejemplo, para aumentar la resistencia de un cemento, para aumentar la viscosidad de un fluido para pozos de base de agua, tal como para una pildora de explosión, un fluido para fracturación, un fluido para filtro de grava.

Por ejemplo, los nanotriquitos de celulosa se pueden utilizar como un aditivo para un fluido para pozos para ayudar a remediar la circulación perdida.

Además, las propiedades mecánicas sobresalientes exhibidas por los nanotriquitos de celulosa también se pueden utilizar para aplicaciones de cementación. Se cree que podrían ser un refuerzo de cemento y un aditivo de resistencia mejorada. Dependiendo del proceso de preparación, se cree que también podrían tener una estabilidad a altas temperaturas, por ejemplo, superiores a 366.6°C (350°F).

Los nanotriquitos de celulosa se pueden utilizar para una pildora de explosión. De preferencia, la pildora de explosión no incluye ningún material particulados sólido mayor. Dependiendo del proceso de preparación, se cree que los nanotriquitos de celulosas podrían proporcionar una pildora de explosión menos sólida que sea estable a las temperaturas de diseño de hasta al menos 366.6°C (350°F). Debido a su tamaño extremadamente pequeño y biodegradabilidad, los nanotriquitos de celulosas se espera que tengan poco impacto sobre la permeabilidad de una formación subterránea. En otras palabras, que podrían no dañar la permeabilidad de la formación.

Una estructura nanocompuesta reticulable formada a partir de los nanotriquitos de celulosa se puede utilizar como un fluido de fracturación . Dependiendo del proceso de preparación, se cree que también podrian ser útiles para aplicaciones que requieran altas temperaturas, por ejemplo por encima de 366.6°C (350°F) .

En cualquiera de estas aplicaciones, se podría considerar que los nanotriquitos de celulosas tienen buena biodegradabilidad .

Características distintivas Los nanotriquitos de celulosa se pueden utilizar como un biopolímero resistente a la temperatura (>366.6°C (350°F)) para viscosificar una amplia variedad de fluido para pozos .

Debido a que el producto no es muy soluble o es insoluble en la solución acuosa, y la capacidad para producir viscosidad es mediante interacciones de enlace con hidrógeno (similares a la de un sistema de arcilla), los filamentos de celulosa se pueden utilizar en sistemas de agua o acuosos tales como salmuera saturada con formiato de cesio. Debido que el producto se puede alinear uniaxialmente en el campo de esfuerzo cortante, se espera que muestre un comportamiento tixotrópico alto, aunque al mismo tiempo muestre buenas propiedades de suspensión cuando sea estático.

Los biopolímeros actualmente utilizados en las pildoras de explosión y los fluidos para fracturación tienen una ventana de temperatura relativamente estrecha para la aplicación. Los nanotriquitos de celulosas tienen una variación de temperatura más amplia y mayor de aplicación que los biopolímeros convencionales.

Los nanotriquitos de celulosa ofrecen una alta resistencia a la tenacidad, son estables térmicamente, biodegradables , es un material nanocompuesto que se que puede utilizar para mejorar las propiedades del cemento en las aplicaciones de servicios a pozos.

La materia prima está disponible fácilmente y el proceso para producir los nanotriquitos es relativamente económico. Se espera que el producto alcance un precio mucho menor que los nanotubos de carbono. Además, también se espera que el nivel de toxicidad sea mucho menor que el de los nanotubos de carbono.

Modalidades de acuerdo con la invención Nanotriquitos de celulosa De acuerdo con una modalidad, los nanotriquitos de celulosas tienen una estabilidad a la temperatura de al menos 366.6°C (350°F) y la temperatura de diseño del paso de introducción no será mayor al de la estabilidad de la temperatura de los nanot iquitos .

De acuerdo con otra modalidad, los nanotriquitos de celulosas tienen una estabilidad a la temperatura de al menos 366.6°C (350°F) y la temperatura de diseño del paso de introducción será no mayor a la estabilidad a la temperatura de los nanotriquitos.

Para preparar los nanotriquitos se puede utilizar cualquier ácido suficientemente fuerte. En una modalidad, los nanotriquitos de celulosas se preparan utilizando menos que la concentración de H2SO de lo que podría tener un efecto dañino sobre la estabilidad térmica de los nanotriquitos de celulosa en comparación con los nanotriquitos de celulosa preparados utilizando HC1. De preferencia, los nanotriquitos de celulosas se preparan utilizando HC1.

Fase acuosa continua De acuerdo con la invención, el fluido para pozos de preferencia es un fluido a base de agua.

En algunas modalidades, la fase acuosa, incluyendo los materiales disueltos en la misma, pueden estar presentes en los fluidos para pozos adecuados para utilizarse en la presente invención en una cantidad en la variación de aproximadamente 5% hasta 100% en volumen del fluido para pozos .

De preferencia, el agua para utilizarse en el fluido para pozos no contiene nada que pudiera interactuar adversamente con los otros componentes utilizados de acuerdo con esta invención o con la formación subterránea.

En algunas modalidades, la fase acuosa puede incluir agua dulce o agua no dulce. Las fuentes de agua no dulce pueden incluir agua superficial que varia de agua salobre a salmuera de agua de mar, agua de vuelta (algunas veces denominada como agua de retorno) proveniente del suministro de un fluido para pozos en un pozo, un fluido para pozos no utilizado y agua producida. En el sentido en el que se utiliza en la presente, salmuera se refiere a agua que tenga al menos 40,000 mg/L de sólidos totales disueltos.

En algunas modalidades, la fase acuosa del fluido para pozos puede comprender una salmuera. La salmuera seleccionada deberá ser compatible con la formación y deberá tener una densidad suficiente para proporcionar el grado adecuado para control en pozos.

Pueden estar incluidas opcionalmente sales en los fluidos para pozos de la presente invención para muchos fines. Por ejemplo, las sales se pueden agregar a una fuente de agua, por ejemplo, para proporcionar una salmuera, y un fluido para pozos resultante, que tenga una densidad deseada. Opcionalmente, las sales pueden estar incluidas por razones relacionadas con la compatibilidad del fluido para pozos con la formación y los fluidos para formación. Para determinar si se puede utilizar benéficamente una sal para fines de compatibilidad, se puede realizar una prueba de compatibilidad para identificar los problemas potenciales de compatibilidad. A partir de estas pruebas, alguien con experiencia normal en la técnica, con el beneficio de esta descripción, será capaz de determinar si se debe o no incluir una sal en un fluido para pozos adecuados para utilizarse en la presente invención.

Las sales adecuadas pueden incluir, de manera enunciativa, cloruro de calcio, cloruro de sodio, cloruro de magnesio, cloruro de potasio, bromuro de sodio, bromuro de potasio, cloruro de amonio, formiato de sodio, formiato de potasio, formiato del cesio y mezclas de los mismos, y lo semejante. La cantidad de sal que se debe agregar debe ser la cantidad necesaria para la compatibilidad de formación, tal como la estabilidad de los minerales de arcilla, tomando en consideración la temperatura de cristalización de la salmuera, por ejemplo, la temperatura a la cual se precipita la sal proveniente de la salmuera a medida que disminuye la temperatura .

Aditivos de fluidos para pozos Un fluido para pozos puede contener aditivos que se utilizan comúnmente en aplicaciones de campos petrolíferos, como se sabe por aquellos expertos en la técnica. Estos incluyen, aunque no necesariamente se limitan a, salmueras, sales inorgánicas solubles en agua, sustitutos de sal (tales como cloruro de trimetilamonio) , aditivos para control de pH, tensioactivos , reticulantes , fragmentadores , auxiliares para fragmentación, depuradores de oxígenos, alcoholes, inhibidores de incrustaciones, inhibidores de corrosión, inhibidores de hidratos, aditivos para controlar la pérdida de fluidos, oxidantes, agentes quelantes, agentes para control del agua (tales como modificadores de permeabilidad relativa), agentes consolidantes, agentes para controlar el retro-flujo del agente de sostén, agentes para mejorar la conductividad, estabilizantes de arcilla, depuradores de sulfuro, fibras, bactericidas y combinaciones de los mismos.

Fluido para pozos sin material particulado sólido más grande En una modalidad, el fluido para pozos a base de agua no incluye un material particulado sólido mayor que los nanotriquitos de celulosa.

Paso para formar o proporcionar el fluido para pozos De preferencia, el paso para formar o proporcionar el fluido para pozos a base de agua se realiza en el sitio del pozo.

El paso para formar o proporcionar un fluido para pozos a base de agua puede incluir, por ejemplo, el paso de: (a) formar o proporcionar un primer fluido que comprende : (i) agua; y (ii) nanotriquitos de celulosa; (b) formar o proporcionar el fluido para pozos a base de agua incluyendo el primer fluido.

Por ejemplo, el paso para formar o proporcionar el fluido para pozos a base de agua que incluye el primer fluido se realiza en el sitio del pozo. Se debe entender que el primer fluido se puede formar lejos del sitio del pozo y llevarse al sitio del pozo para ser utilizado en un fluido para pozos en el pozo.

En ciertas modalidades, la preparación de los fluidos para pozos se puede realizar en el sitio de trabajo en un método caracterizado porque se realizará "sobre la marcha". El término "sobre la marcha" en el sentido en el que se utiliza en la presente, incluye los métodos para combinar dos o más componentes donde se introduce continuamente una corriente de flujo de un elemento en la corriente de flujo de otro componente de tal forma que se combinen las corrientes y se mezclan mientras que sigue fluyendo como una corriente única como parte del tratamiento en curso. Este mezclado también se puede describir como "mezclado en tiempo real".

Paso de introducción al interior de un pozo o zona de tra tamiento El paso para suministrar un fluido para pozos en un pozo de preferencia se realiza dentro de un periodo relativamente corto después de la formación del fluido para pozos, por ejemplo, menos de un término de 30 minutos hasta una hora. De mayor preferencia, el paso para suministrar el fluido para pozos es inmediatamente después del paso de formación del fluido para pozos, que es "sobre la marcha". Se debe entender que el paso para suministrar el fluido para pozos al interior de un sondeo puede incluir ventajosamente el uso de una o más bombas para fluidos.

El fluido para pozos se puede proporcionar e introducir en la formación subterránea en ciertas modalidades de la presente invención mediante cualquier medio conocido en la técnica. En ciertas modalidades, el fluido para pozos se puede introducir en la formación subterránea al bombear el fluido para pozos en un sondeo que penetre una porción de la formación subterránea.

Tratamiento de la fracturación En ciertas modalidades (por ejemplo, operaciones de fracturación) , el fluido para pozos se puede introducir en la formación subterránea o por encima de una presión suficiente para crear o mejorar una o más fracturas en una porción de la formación subterránea. En una modalidad, el paso de introducir comprende introducir bajo condiciones para fracturación una zona de tratamientos. El fluido se introduce en la zona de tratamiento a una velocidad y presión que sean al menos suficientes para fracturar la zona.

Servicio para pozos sin fracturación En una modalidad, el paso para introducir es a una velocidad y presión por debajo de la presión de fractura de la zona de tratamiento. En una modalidad, el paso para introducir comprende introducir bajo condiciones para filtro de grava la zona de tratamiento. En otra modalidad, el fluido para pozos a base de agua se adapta y el paso de introducir se realiza bajo las condiciones adaptadas para utilizarse en la estabilización del sondeo y controlar la pérdida de fluidos para la formación o la invasión de fluido proveniente de la formación.

Paso opcional de dejar el tiempo para curado de una composición de cemento o fragmentación En ciertas modalidades, los métodos pueden incluir dejar un tiempo un fluido para pozos que sea una composición para cementación para que se fragüe en el pozo. En ciertas modalidades, los métodos pueden incluir permitir un tiempo para que un fluido para pozos viscosificado que tenga una viscosidad aumentada debido a la reticulación temporal de los nanotriquitos de celulosa se fragmente en el pozo.

Paso para producir hidrocarburos provenientes de una formación subterránea De preferencia, después del paso de introducir el fluido para pozos, el método incluye un paso para producir hidrocarburos provenientes de la formación subterránea.

Conclusión Por lo tanto, la presente invención se adapta bien para alcanzar los fines y ventajas mencionados asi como aquellos que sean inherentes en la misma.

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 tenqan el beneficio de las enseñanzas en la presente. Por lo tanto, es evidente que las modalidades ilustrativas particulares descritas anteriormente se pueden alterar o modificar y se considera que todas estas variaciones quedan dentro del alcance y espíritu de la presente invención.

Los diversos elementos o pasos de acuerdo con los elementos o pasos descritos se pueden combinar ventajosamente o practicar conjuntamente en diversas combinaciones o sub-combinaciones de elementos o secuencias de pasos para aumentar la eficacia y los beneficios que se puedan obtener a partir de la invención.

La invención descrita ilustrativamente en la presente se puede practicar adecuadamente en ausencia de cualquier elemento o paso que no se haya descrito o reivindicado específicamente.

Además, no se pretende que haya limitaciones a los detalles de construcción, composición, diseño o pasos mostrados en la presente, distintos a los descritos en las reivindicaciones .

Claims (21)

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 caracterizado porque comprende los pasos de: (a) formar o proporcionar un fluido para pozos que incluye nanotriquitos de celulosa; y (b) introducir el fluido para pozos en un pozo.

2. Un método caracterizado porque comprende los pasos de: (a) formar o proporcionar un fluido para pozos a base de agua que comprende: (i) agua; y (ii) nanotriquitos de celulosa; y (b) introducir el fluido para pozos a base de agua en un pozo.

3. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el paso de formar o proporcionar el fluido para pozos a base de agua se realiza en el sitio del pozo .

4. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el paso para formar o proporcionar un fluido para pozos a base de agua comprende: (a) formar o proporcionar un primer fluido que comprende : (i) agua; y (ii ) nanotriquitos de celulosa; (b) formar o proporcionar un fluido para pozos a base de agua que comprende el primer fluido.

5. El método de conformidad con la reivindicación 4, caracterizado porque el paso para formar o proporcionar el fluido para pozos a base de agua que comprende el primer fluido se realiza en el sitio del pozo.

6. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el fluido para pozos a base de agua se adapta y el paso para introducir se realiza bajo las condiciones adaptadas para uso en un servicio para pozos seleccionado del grupo que consiste de perforación, cementación, completación e intervención.

7. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el fluido para pozos a base de agua se adapta y el paso de introducir se realiza bajo condiciones adaptadas para utilizarse en la perforación del pozo.

8 El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el fluido para pozos a base de agua se adapta y el paso de introducir se realiza bajo condiciones adaptadas para utilizarse en la cementación de una porción del pozo.

9. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el fluido para pozos a base de agua se adapta y el paso de introducir se realiza bajo condiciones adaptadas para utilizarse como una pildora de explosión en el pozo .

10. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el fluido para pozos a base de agua se adapta y el paso de introducir se realiza bajo condiciones adaptadas para utilizarse en la fracturación hidráulica de una zona del pozo.

11. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el fluido para pozos a base de agua se adapta y el paso para introducir se realiza bajo condiciones adaptadas para utilizarse en la estabilización del sondeo y controlar la pérdida de fluidos para la formación o la invasión de fluidos provenientes de la formación .

12. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque los nanotriquitos de celulosa tiene una estabilidad a la temperatura de al menos 376.6°C (350°F) y la temperatura de diseño del paso de introducir no es mayor a la estabilidad de la temperatura de los nanotriquitos.

13. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque los nanotriquitos de celulosa se prepara utilizando HCl.

14. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque los nanotriquitos de celulosa se preparan utilizando menos de la concentración de H2SO de lo que pudiera tener un efecto dañino sobre la estabilidad térmica de los nanotriquitos de celulosa en comparación con los nanotriquitos de celulosa preparados utilizando HCl.

15. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el agua del fluido para pozos a base de agua es una salmuera.

16. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el agua del fluido para pozos a base de agua es una salmuera con formiato.

17. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque los nanotriquitos de celulosa se sustituyen químicamente con un compuesto orgánico o se insertan con un polímero.

18. El método de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque los nanotriquitos de celulosa se adaptan para que sean capaces de ser reticulados, ya sea antes del paso de introducir o después del mismo in situ en el pozo.

19. El método de conformidad con la reivindicación 18, caracterizado porque los nanotriquitos de celulosa se reticulan antes del paso de introducir.

20. El método de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado porque la reticulación de los nanotriquitos de celulosa se interrumpe después del paso de introducir en el pozo antes del paso del retro-flujo proveniente del pozo.

21. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el fluido para pozos a base de agua no incluye materiales particulados mayores que los nanotriquitos de celulosa.