MX2014012397A

MX2014012397A - Fluidos y metodos que incluyen nanocelulosa.

Info

Publication number: MX2014012397A
Application number: MX2014012397A
Authority: MX
Inventors: Valerie Lafitte; Jesse C Lee; Syed A Ali; Philip F Sullivan
Original assignee: Schlumberger Technology Bv
Priority date: 2012-04-13
Filing date: 2013-04-05
Publication date: 2015-01-12
Also published as: CA2868279C; CA2868279A1; RU2014145568A; CN104364342A; RU2636526C2; WO2013154926A1; AR090667A1; US20130274149A1; MX354801B

Abstract

Se describen los fluidos de tratamiento y métodos para tratar una formación subterránea que incluye introducir un fluido de tratamiento en una formación subterránea, donde el fluido de tratamiento contiene una celulosa nanocristalina.

Description

FLUIDOS Y MÉTODOS QUE INCLUYEN NANOCELULOSA ANTECEDENTES Se pueden obtener hidrocarburos (aceite, gas natural, etc.) de una formación subterránea geológica (un "yacimiento") al perforar un pozo que penetra la formación que tiene hidrocarburos . Los métodos de tratamiento de pozos se utilizan generalmente para aumentar la producción de hidrocarburos al utilizar un fluido o composición química, tal como un fluido de tratamiento.

El uso de fluidos de tratamiento que contienen materiales que no dañan el medio ambiente en la industria petrolífera es deseable dado que la mayoría de las composiciones químicas que no son consideradas inocuas al medio ambiente o ecológicas pueden tener efectos dañinos potenciales en las personas y/o el medio ambiente. Para tratar este tema, generalmente se desean reemplazos químicos "ecológicos".

Las fibras de celulosa y sus derivados constituyen uno de los recursos de polímero renovables más abundante disponible en la tierra. Recientemente, la búsqueda sobre una forma de nanocelulosa (NC) , llamada celulosa nanocristalina (NCC, por sus siglas en inglés) , pero también se puede llamar nanocristales de celulosa, o filamentos de nanocelulosa, se ha vuelto muy popular, particularmente debido a su capacidad renovable y sostenible. Se puede extraer NCC de las microfibrillas de celulosa autoderivadas de varias fuentes celulósicas (por ejemplo, pulpa de madera, algodón, madera suave, madera dura) mediante hidrólisis ácida de las regiones amorfas. Las nanopartículas cristalinas resultantes son excepcionalmente rígidas, con forma de varilla con superficie altamente porosa. El tratamiento de hidrólisis tiene una influencia directa en las dimensiones, estabilidad y rendimiento de la NCC producida. En particular, el uso de ácido sulfúrico sobre ácido clorhídrico aumentará las cargas de la superficie (grupos sulfatos) en la NCC, que llevará a suspensiones coloidales mucho más estables en agua. Además de los grupos cargados presentes en la superficie de la NCC derivados del tratamiento de hidrólisis, la NCC tiene grupos hidroxilo disponibles que pueden ser funcionalizados adicionalmente para hacer un material mucho más compatible con una matriz específica (por ejemplo, un nanocompuesto) o entregar a la NCC una propiedad deseada que sea útil para aplicaciones petrolíferas específicas. La abundancia de grupos hidroxilo en la superficie de NCC permite que se realicen varias modificaciones químicas, lo que permite que estos materiales sean adaptados para realizar una función deseada y/o propósito deseado en varias aplicaciones petrolíferas.

COMPENDIO Este compendio se proporciona para introducir una selección de conceptos que se describen adicionalmente más adelante en la descripción detallada. Este compendio no pretende identificar características clave o esenciales de la materia reivindicada, ni pretende utilizarse como auxiliar para limitar el alcance de la materia reivindicada. En algunas modalidades, la presente descripción se refiere a un fluido para tratar una formación subterránea que incluye un solvente y una composición que contiene una celulosa nanocristalina . En algunas modalidades, la presente descripción se refiere a un método para tratar una formación subterránea, el método incluye preparar un fluido de tratamiento que contiene un solvente, y una celulosa nanocristalina; e introducir el fluido de tratamiento a un pozo.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS La manera en que los objetivos de la presente descripción y otras características deseables se pueden obtener se explica en la siguiente descripción y dibujos adjuntos en los que: La Figura 1 es una ilustración de los resultados de varios experimentos de sedimentación con arena estática de grano individual llevada a cabo con muestras de nanocelulosa ; La Figura 2 muestra una gráfica de la viscosidad en función de la tasa de cizallamiento para una muestra que contiene una mezcla de guar y NCC; La Figura 3 es una ilustración de la estabilidad de la temperatura de las propiedades de reología de una mezcla de guar y NCC; La Figura 4 muestra una gráfica de la viscosidad medida en función de la tasa de cizallamiento para muestras que contienen CMC y/o NCC; La Figura 5 muestra una gráfica de la viscosidad medida en función de la temperatura para muestras que contienen tensioactivos viscoelásticos mezclados con NCC; y La Figura 6 muestra una gráfica de la viscosidad medida en función déla tasa de cizallamiento para muestras que contienen tensioactivos viscoelásticos mezclados con NCC.

DESCRIPCIÓN DETALLADA En la siguiente descripción, se establecen varios detalles para proporcionar una comprensión de la presente descripción. Sin embargo, los expertos en la técnica pueden entender que los métodos de la presente descripción se pueden poner en práctica sin estos detalles y que pueden ser posibles muchas variaciones o modificaciones de las modalidades descritas.

En principio, cabe señalar que en el desarrollo de cualquiera dicha modalidad real, se pueden tomar varias decisiones específicas para la implementación a efectos de alcanzar las metas específicas del desarrollador, tal como el cumplimiento con las restricciones relacionadas con el sistema y el negocio, que variarán de implementación a implementación.

Además, se reconocerá que dicho esfuerzo de desarrollo podría ser complejo y podría llevar tiempo, sin embargo, podría ser una tarea rutinaria para los expertos en la técnica que puedan disponer de la presente descripción. Además, la composición usada/descrita en la presente también puede comprender algunos componentes diferentes a los mencionados. En el compendio y en esta descripción detallada, cada valor numérico debe leerse una vez como modificado por el término "alrededor de" (a menos que ya haya sido expresamente modificado de esa forma) y luego leerse de nuevo como no modificado de esa forma a menos que el contexto indique otra cosa. Además, en el compendio y en esta descripción detallada, se debe entender que un intervalo mencionado o descrito como útil, adecuado o similar, pretende incluir el respaldo de todo subintervalo concebible dentro del intervalo al menos porque cada punto dentro del intervalo, incluyendo los valores extremos, debe considerarse que fue establecido. Por ejemplo, se debe interpretar que "un intervalo de 1 a 10" indica todos los números posibles en el conjunto continuo entre alrededor de 1 y alrededor de 10. Además, uno o más datos en los ejemplos presentes se pueden combinar entre sí, o se pueden combinar con uno de los datos en la memoria descriptiva para crear un intervalo, y por lo tanto incluyen todo valor o número posible dentro de este intervalo. Por lo tanto, (1) incluso si numerosos datos específicos dentro del intervalo se encuentran identificados explícitamente, (2) incluso si se hace referencia a un par de datos específicas dentro del intervalo, o (3) incluso cuando no se identifican explícitamente datos dentro del intervalo, se debe entender (i) que los inventores entienden que se debe considerar que cualquier dato concebible dentro del intervalo ha sido especificada, y (ii) que los inventores poseían conocimiento del intervalo total, cada subintervalo concebible dentro del intervalo y cada punto concebible dentro del intervalo. Además, la materia divulgada de esta solicitud descrita de manera ilustrativa en la presente se puede poner en práctica adecuadamente en ausencia de cualquier elemento o elementos no descritos específicamente en la presente.

Los métodos de la presente descripción hacen referencia a la introducción de fluidos que comprenden una celulosa nanocristalina (NCC) , tal como un fluido de tratamiento que comprende una NCC y/o una partícula de NCC, en una formación subterránea. Tales fluidos de tratamiento se pueden introducir durante métodos que se pueden aplicar en cualquier momento en el ciclo de vida de un yacimiento, campo o yacimiento petrolífero; por ejemplo, los métodos y fluidos de tratamiento de la presente descripción se pueden emplear en cualquier aplicación de fondo del pozo deseada (tal como por ejemplo, estimulación) en cualquier momento en el ciclo de vida de un yacimiento, campo o yacimiento petrolífero.

El término "fluido de tratamiento" hace referencia a cualquier fluido en una operación subterránea en conjunción con una función deseada y/o para un fin deseado. El término "tratamiento", o "que trata" no implica ninguna acción en particular por parte del fluido. Por ejemplo, un fluido de tratamiento (tal como un fluido de tratamiento que comprende una NCC) introducida a una formación subterránea posterior a un fluido de vanguardia puede ser un fluido de fracturación hidráulica, un fluido acidificante (de fracturación del ácido, fluido de desviación del ácido) , un fluido de estimulación, un fluido de control de arena, un fluido de terminación, un fluido de consolidación de pozo, un fluido de tratamiento de recuperación, un fluido de cementación, un fluido de perforación, un fluido espaciador, un fluido de fracturación y compactación, o fluido de compactación de grava. Los métodos de la presente descripción en la que se emplea NCC, y los fluidos de tratamiento que comprenden una NCC se pueden utilizar en operaciones a grande escala, pildoras, o cualquier combinación de estas. Tal como se usa en la presente, una "pildora" es un tipo de volumen relativamente pequeño de un fluido de tratamiento preparado específicamente, tal como un fluido de tratamiento que comprende una NCC, ubicada o circulante en el pozo.

El término " fracturación" se refiere al proceso y a los métodos para descomponer una formación geológica y crear una fractura, tal como la formación rocosa alrededor de un pozo, mediante el bombeo del fluido a presiones muy altas (presión sobre la presión de cierre determinada de la formación) , para aumentar las tasas de producción o las tasas de inyección en un yacimiento de hidrocarburos. Los métodos de fracturación de la presente descripción pueden incluir una NCC en uno o más de los fluidos de tratamiento, pero de otro modo utilizando técnicas convencionales conocidas en la técnica.

En modalidades, los fluidos de tratamiento de la presente descripción se pueden introducir en un pozo. Un "pozo" puede ser cualquier tipo de pozo que incluye, de modo no taxativo, un pozo de producción, un pozo no productor, un pozo de inyección, un pozo de eliminación de fluidos, un pozo experimental, un pozo exploratorio y similares. Los pozos pueden ser verticales, horizontales, desviados con algún ángulo entre la vertical y la horizontal, y combinaciones de estos, por ejemplo, un pozo vertical con un componente no vertical.

El término "campo" incluye aplicaciones ubicadas en la tierra (en la superficie y debajo de la superficie) y aplicaciones en el suelo marino. El término "yacimiento petrolífero", tal como se utiliza en la presente, incluye aceite de hidrocarburo y yacimientos de gas, y formaciones o partes de formaciones donde se espera encontrar gas y aceite de hidrocarburo pero pueden contener adicionalmente otros materiales tales como agua, salmuera, u alguna otra composición.

El término "temperatura de tratamiento" se refiere a la temperatura del fluido de tratamiento que se observa mientras el fluido de tratamiento realiza su función deseada y/o propósito deseado.

El término "que funciona en la superficie" se refiere, por ejemplo, al proceso de unir a través de un enlace covalente o iónico) un grupo funcional o resto químico sobre una superficie de una NCC.

La frase "superficie de la celulosa nanocristalina" se refiere, por ejemplo, a las áreas circunferenciales externas de una partícula NCC, tal como, por ejemplo, áreas circunferenciales externas de una partícula NCC que contiene restos que son adecuados para participar en reacciones químicas .

El término "resto" y/o "restos" se refiere, por ejemplo, a un grupo funcional particular o parte de una molécula, tal como, por ejemplo, los restos hidroxilos compactados sobre la superficie de una NCC.

El término "modificador de la superficie" se refiere a, por ejemplo, una sustancia, tal como un resto químico, que se une o está unido a una superficie de una NCC. Dicha unión puede ser mediante esterificación, eterificación, acetilación, sililación, oxidación, polímeros de injerto en la superficie, funcionalización con varios restos químicos (tal como con un grupo hidrofóbico) , y modificación de la superficie no covalente, tal como tensioactivos de adsorción, que pueden interactuar a través de un grupo hidroxilo, grupo éster sulfato, grupos carboxilato, haluros, éteres, aldehidos, cetonas, ésteres, aminas y/o amidas.

El término "condiciones leves" se refiere, por ejemplo, a condiciones experimentales, tales como condiciones de hidrólisis, que son suaves y por lo tanto no generan ninguna degradación o descomposición considerable (tal como donde la circunferencia externa de la celulosa nanocristalina ha sido consumida completamente o hidrolizada, y/o donde alrededor del 5% en peso de la celulosa nanocristalina ha sido consumida o hidrolizada) de las partículas NCC. Las condiciones de hidrólisis se pueden referir al tipo de ácido, concentración, duración de la hidrólisis y temperatura. La hidrólisis se puede controlar para alcanzar propiedades deseables. Las condiciones de hidrólisis a las que se expone la celulosa puede definir la forma, grado de cristalinidad y rendimiento de la NCC resultante, que pueden ser partículas de NCC que tienen una forma específica, que incluye, por ejemplo, una nanopartícula cristalina de tipo varilla. Por ejemplo, si la hidrólisis no está completa, una fase amorfa puede todavía estar presente lo que lleva a partículas más largas, pero si la hidrólisis es demasiado dura (por ejemplo, más tiempo, temperatura alta) entonces algo del domino cristalino puede comenzar a ser consumido. En modalidades, cuando la celulosa a partir de la cual deriva la partícula de NCC está expuesta a condiciones suaves, puede que la estructura cristalina de la NCC no se distorsione y la forma de la NCC original se conserva. En modalidades, el uso de condiciones suaves tiene como resultado una partícula de NCC en la que la circunferencia externa de la celulosa nanocristalina no ha sido consumida.

El término "homogeneidad" se refiere, por ejemplo, a una propiedad característica de compuestos y elementos. El término se puede utilizar para describir una mezcla o solución compuesta de dos o más compuestos o elementos que están dispersados de forma uniforme el uno en el otro.

El término "región amorfa" se refiere, por ejemplo, a áreas de un material tal como, por ejemplo, una fibra de celulosa, caracterizada por no tener una estructura reticulada molecular o por tener una estructura cristalina no bien definida o desordenada, dando como resultado una baja resistencia al ataque ácido.

El término "región paracristalina" se refiere, por ejemplo, a áreas de un material tal como, por ejemplo, una fibra de celulosa, que se caracteriza por tener una estructura que es parcialmente amorfa y parcialmente cristalina, pero no completamente una o la otra, dando como resultado una resistencia un poco más alta al ataque ácido en comparación con las regiones amorfas de un material .

El término "región cristalina" se refiere, por ejemplo, a áreas de un material tal como, por ejemplo, una fibra de celulosa, que tiene una característica sólida con una disposición ordenada y regular de partículas, dando como resultado una alta resistencia al ataque ácido.

La frase "dispersión NCC acuosa" se refiere, por ejemplo, a un sistema de dos fases que está hecho de partículas NCC que están distribuidas de forma uniforme a través de una matriz acuosa. Luego de la distribución, las partículas de NCC pueden formar una suspensión coloidal de una sola fase.

El término "mesh" tal como se utiliza en la presente significa el tamaño de mesh según la escala de Tyler. El tamaño de mesh según Tyler es una escala de tamaños de partículas en polvos. El tamaño de la partícula se puede categorizar por tamizado o cernidura, esto es, al pasar la muestra por un tamiz de tamaño específico. Las partículas se pueden separar en dos o más fracciones de tamaño al apilar los tamices, determinando de este modo la distribución del tamaño de la partícula.

NANOCELULOSA La nanocelulosa puede hacer referencia a al menos tres diferentes tipos de materiales de nanocelulosa, que varían dependiendo del método de fabricación y la fuente de las fibras naturales. Estos tres tipos de materiales de nanocelulosa se llaman celulosa nanocristalina (NCC) , celulosa microfibrilada (MFC, por sus siglas en inglés) y celulosa bacterial (BC, por sus siglas en inglés) , que se describen más adelante. Detalles adicionales respecto a estos materiales se describen en las patentes estadounidenses n. ° 4,341,807, 4,374,702, 4,378,381, 4,452,721, 4,452,722, 4,464,287, 4,483,743, 4,487,634 y 4,500,546, cuyas descripciones se incorporan mediante referencia en su totalidad en la presente.

Los materiales de nanocelulosa tienen una unidad repetitiva de unidades de glucosa D unidas a ß-1,4, tal como se ve en la siguiente estructura química: Los valores enteros para la variable n se refieren a la longitud de las cadenas de nanocelulosa, que generalmente depende en la fuente de la celulosa e incluso la parte de la planta que contiene el material de celulosa.

En algunas modalidades, n puede ser un entero de alrededor de 100 a alrededor de 10.000, de alrededor de 1000 a alrededor de 10.000 o de alrededor de 1000 a alrededor de 5000. En otras modalidades, n puede ser un entero de alrededor de 5 a alrededor de 100. En otras modalidades, n puede ser un entero de alrededor de 5000 a alrededor de 10.000. En modalidades, las cadenas de nanocelulosa pueden tener un diámetro promedio de alrededor de 1 nm a alrededor de 1000 nm, tal como de alrededor de 10 nm a alrededor de 500 nm o 50 nm a alrededor de 100 nm.

La celulosa nanocristalina (NCC) , también referida como nanocristales de celulosa, filamentos de celulosa o nanocristales de celulosa de tipo varilla, se puede obtener de fibras de celulosa. Sin embargo, los nanocristales de celulosa pueden tener diferentes formas además de la de varilla. Ejemplos de estas formas incluyen cualquier nanocristal en forma de un polígono de 4-8 lados, tal como un rectángulo, hexágono u octágono. Las NCC generalmente se elaboran mediante la hidrólisis de fibras de celulosa a partir de varias fuentes tales como algodón, madera, paja de trigo y celulosa a partir de algas y bacteria. Estas fibras de celulosa se caracterizan por tener dos regiones distintas, una región amorfa y una región cristalina. En modalidades, la NCC se puede preparar a través de hidrólisis ácida de las regiones amorfas de las fibras de celulosa que tienen una resistencia menor al ataque ácido en comparación con las regiones cristalinas de las fibras de celulosa. Como consecuencia, se producen las partículas de NCC con formas "de tipo varilla" (en adelante llamadas "partículas de celulosa nanocristalina de tipo varilla" o más simplemente "partículas de NCC") que tienen una estructura cristalina. En modalidades, el proceso de hidrólisis puede llevarse a cabo en condiciones leves de modo que el proceso no tiene como resultado ninguna degradación o descomposición considerable de la parte cristalina de tipo varilla de la celulosa.

En algunas modalidades, la NCC se puede preparar a través de hidrólisis ácida de las regiones amorfas y paracristalinas desordenadas de las fibras de celulosa que tienen una resistencia menor al ataque ácido en comparación con las regiones cristalinas de las fibras de celulosa. Durante la reacción de hidrólisis, las regiones amorfas y paracristalinas desordenadas de las fibras de celulosa se someten a hidrólisis, lo que da como resultado la eliminación de microfibrillas en los defectos. Este proceso también da como resultado partículas de celulosa nanocristalina de tipo varilla o más simplemente "partículas de NCC" que tienen una estructura cristalina. En modalidades, el proceso de hidrólisis puede llevarse a cabo en condiciones leves de modo que el proceso no tiene como resultado ninguna degradación o descomposición considerable de la parte cristalina de tipo varilla de la celulosa.

Como consecuencia, se producen las partículas de NCC con formas "de tipo varilla" (en adelante llamadas "partículas de celulosa nanocristalina de tipo varilla" o más simplemente "partículas de NCC") que tienen una estructura cristalina.

Las partículas de NCC pueden ser excepcionalmente resistentes, con un módulo de Young de eje fuerte (150 GPa) y pueden tener una morfología y cristalinidad similar a las fibras de celulosa originales (excepto que sin la presencia de las amorfas) . En algunas modalidades, el grado de cristalinidad puede variar de alrededor de 50 % a alrededor de 100 %, tal como de alrededor de 65 % a alrededor de 85 %, o de alrededor de 70 % a alrededor de 80 % en peso. En algunas modalidades, el grado de cristalinidad es de alrededor de 85 % a alrededor de 100 %, tal como de alrededor de 88 % a alrededor de 95 % en peso.

En modalidades, las partículas de NCC pueden tener una longitud de alrededor de 50 a alrededor de 500 nm, tal como de alrededor de 75 a alrededor de 300 nm o de alrededor de 50 a alrededor de 100 nm. En modalidades, el diámetro de las partículas de NCC puede además tener un diámetro de alrededor de 2 nm a alrededor de 500 nm, tal como de alrededor de 2 nm a alrededor de 100 nm o de alrededor de 2 nm a alrededor de 10 nm. En modalidades, las partículas de NCC pueden tener una relación de aspecto (longitud : diámetro) de alrededor de 10 a alrededor de 100, tal como de alrededor de 25 a alrededor de 100 o de alrededor de 50 a alrededor de 75.

Las técnicas que son comúnmente utilizadas para determinar el tamaño de la partícula de NCC son la microscopía electrónica de barrido (SEM, por sus siglas en inglés) , microscopía electrónica de transmisión (TEM, por sus siglas en inglés) y/o microscopía de fuerza atómica (AFM, por sus siglas en inglés) . Se puede utilizar difracción por rayos X de ángulo amplio (WAXD, por sus siglas en inglés) para determinar el grado de cristalinidad.

En algunas modalidades, las NCC o las partículas de NCC pueden tener una superficie que se encuentra compactada de forma estrecha con los grupos hidroxilo, lo cual permite que se realicen modificaciones químicas en sus superficies. En modalidades, algunos de los grupos hidroxilo de las NCC o las partículas de NCC pueden haber sido modificadas o convertidas antes, durante y/o después de la introducción al pozo, tal como un grupo éster sulfato, durante la digestión ácida. En algunas modalidades, algunos de los grupos hidroxilo de la NCC o de las partículas de superficie NCC pueden haber sido modificadas o convertidas para ser sometidas a carboxilación .

En modalidades, la elección del método para preparar las NCC o las partículas de NCC (y por lo tanto los grupos funcionales resultantes presentes en la superficie de las NCC o las partículas de NCC) se pueden utilizar para adaptar las propiedades específicas de los fluidos que comprenden las NCC o las partículas de NCC. Por ejemplo, los fluidos que comprenden las NCC o las partículas de NCC pueden mostrar un comportamiento tixotrópico o un comportamiento antitixotró ico, o ninguna viscosidad dependiente del tiempo. Por ejemplo, los fluidos que incorporan partículas de NCC o NCC tratadas con ácido clorhídrico pueden poseer un comportamiento tixotrópico en concentraciones superiores a 0,5 % (p/v) , y un comportamiento antitixotrópico a concentraciones menores a 0,3 % (p/v), mientras que los fluidos que incorporan partículas de NCC o NCC tratadas con ácido sulfúrico pueden no mostrar viscosidad dependiente del tiempo.

En modalidades, las NCC o las partículas de NCC se pueden f ncionalizar para formar una partícula de NCC funcionalizada, tal como una partícula de NCC funcionalizada en la que la circunferencia externa de la celulosa nanocristalina se ha funcionalizado con varios modificadores de superficie, grupos funcionales, especies y/o moléculas. Por ejemplo, tales modificaciones y/o funcionalizaciones químicas se pueden llevar a cabo para introducir cargas electroestáticas positivas o negativas estables en la superficie de NCC o de partículas de NCC. Introducir cargas electroestáticas negativas o positivas en la superficie de NCC o partículas de NCC puede permitir una mejor dispersión en el solvente o medio deseado.

En modalidades, la NCC o las partículas de NCC pueden ser NCC o partículas de NCC funcionalizadas solo en la superficie, donde solo la circunferencia externa de la NCC o de la partícula de NCC ha sido funcionalizada con varios modificadores de la superficie, grupos funcionales, especies y/o moléculas. En modalidades, se puede modificar la superficie de la NCC o de las partículas de NCC, quitando los restos de superficie cargados en condiciones empleadas para la funcionalización de la superficie, para minimizar la floculación de la NCC o de las partículas de NCC cuando se dispersan en un solvente, tal como un solvente acuoso.

La modificación, tal como la modificación de solo la superficie de las NCC o las partículas de NCC, se puede realizar mediante una variedad de métodos, que incluyen, por ejemplo, esterificación, eterificación, acetilación, sililación, oxidación, polímeros de injerto en la superficie, funcionalización con varios restos químicos (tal como con un grupo hidrofóbico para mejorar la compatibilidad con hidrocarburos y/o aceite) , y modificación de la superficie no covalente, que incluye el uso de tensioactivos adsorbentes y recubrimiento de polímeros, según se desee. En modalidades, el proceso de funcionalización de la superficie se puede llevar a cabo en condiciones leves de modo que el proceso no tenga como resultado ninguna degradación o descomposición considerable de las partículas nanocristalinas de tipo varilla .

En modalidades, la modificación (tal como la modificación solo en la superficie) mediante técnicas de polimerización de injerto puede conservar la forma de la partícula de la NCC o de las partículas de NCC. Por ejemplo, la forma se puede conservar al seleccionar un polímero de peso molecular bajo, tal como un polímero con un peso molecular que no exceda alrededor de 100.000 daltons, o que no exceda alrededor de 50.000 daltons, para ser injertados sobre la superficie de la partícula de NCC.

En modalidades, las modificaciones químicas pueden involucrar electrófilos que son específicos al sitio cuando reaccionan con grupos hidroxilo sobre superficies de NCC o de la partícula de NCC. Por ejemplo, tales electrófilos pueden ser representados por una fórmula general tal como, por ejemplo, RX, donde "X" es un grupo saliente que puede incluir un halógeno, tosilato, mesilato, alcóxido, hidróxido o similares, y "R" puede contener grupos alquilo, silano, amino, éter, éster y similares. En modalidades, la funcionalización de la superficie con tales electrófilos se puede realizar de una manera que no disminuya el tamaño o la resistencia de la NCC o de la partícula de NCC.

En algunas modalidades, las superficies de la NCC o de la partícula de NCC pueden tener un porcentaje de funcionalización de superficie de alrededor de 5 a alrededor de 90 por ciento, tal como de alrededor de 25 a alrededor de 75 por ciento y o de alrededor de 40 a alrededor de 60 por ciento. En algunas modalidades, alrededor de 5 a alrededor de 90 por ciento de los grupos hidroxilo en superficies de NCC o de la partícula de NCC se puede modificar químicamente, de 25 a alrededor de 75 por ciento de los grupos hidroxilo en superficies de NCC o de partícula de NCC se pueden modificar químicamente, o de 40 a alrededor de 60 por ciento de los grupos hidroxilo en superficies de NCC o de partícula de NCC se pueden modificar químicamente.

Se pueden utilizar la espectroscopia infrarroja transformada de Fourier y la espectroscopia de Raman y/u otros métodos conocidos para evaluar el porcentaje de funcionalización de superficie, como por ejemplo a través de la investigación de los modos vibratorios y los grupos funcionales presentes en la NCC o en las partículas NCC. De manera adicional, los análisis de la composición química local de la celulosa, la NCC o las partículas de NCC se pueden realizar utilizando espectroscopia de rayos X de energía dispersante (EDS, por sus siglas en inglés) . La composición química aparente se puede determinar mediante análisis elemental (AE) . Las mediciones potenciales zeta se pueden utilizar para determinar la carga y densidad de la superficie. El análisis gravimétrico térmico (TGA, por sus siglas en inglés) y la calorimetría de barrido diferencial (DSC) se puede emplear para entender los cambios en la capacidad calorífica y la estabilidad térmica.

La celulosa microfibrilada (MFC, por sus siglas en inglés) o nanofibrillas es una forma de nanocelulosa derivada de productos de madera, remolacha, materias primas agrícolas o productos de deshecho. En MFC, las microfibrillas individuales se han separado de forma total o incompleta entre sí. Por ejemplo, el material de celulosa microfibrilada tiene un diámetro promedio de alrededor de 5 nm a alrededor de 500 nm, tal como de alrededor de 5 nm a alrededor de 250 nm o de alrededor de 10 nm a alrededor de 100 nm. En algunas modalidades, el material de celulosa microfibrilada puede tener un diámetro promedio de alrededor de 10 nm a alrededor de 60 nm. Además, en la MFC, la longitud puede ser de hasta 1 µ??, como desde alrededor de 500 nm a alrededor de 1 µp?, o de alrededor de 750 nm a alrededor de 1 µt?. La relación de longitud (L) con respecto al diámetro (d) de la MFC puede ser de alrededor de 50 a alrededor de 150, tal como de alrededor de 75 a alrededor de 150, o de alrededor de 100 a alrededor de 150.

Una forma común para producir MFC es la delaminación de pulpa de madera mediante presión mecánica antes y/o después del tratamiento químico o enzimático. Los métodos adicionales incluyen trituración, homogeneización, intensificación, hidrólisis/electrohilado y líquidos iónicos. El tratamiento mecánico de las fibras de celulosa consume demasiada energía y esto ha sido un gran impedimento para lograr el éxito comercial. Se describen ejemplos de elaboración de la MFC adicionales en WO 2007/091942, WO 2011/051882, patente estadounidense n. ° 7,381,294 y la publicación de la solicitud de patente estadounidense n. ° 2011/0036522, cada una de las cuales se incorpora a la presente mediante esta referencia en su totalidad.

La MFC puede ser similar en diámetro a la partícula de NCC, pero la MFC es más flexible por las partículas de NCC tienen un contenido cristalino muy alto (que limita la flexibilidad) . Por ejemplo, contrario al alto contenido cristalino de las partículas de NCC, que pueden ser distribuidas de forma homogénea o constante a través de toda la partícula de NCC, las MFC contienen distintas regiones amorfas, tales como regiones amorfas que alternan con las regiones cristalinas, o regiones amorfas en las que las regiones cristalinas están intercaladas. De manera adicional, las MFC poseen poco orden en la escala del nanómetro, mientras que la NCC y/o las partículas de NCC están muy ordenadas. Además, la cristalinidad de las MFC pueden acercarse al 50 %, mientras que la cristalinidad de las NCC es mayor y dependerá del método de producción.

La nanocelulosa bacterial es un material obtenido a través de la síntesis bacterial a partir de alcohol y azúcar de bajo peso molecular, por ejemplo. El diámetro de esta nanocélula es de alrededor de 20-100 nm en general. Las características de la bacteria que produce celulosa y las condiciones de cultivo agitado se describen en la patente estadounidense n. ° 4,863,565, la cual se incorpora en su totalidad mediante esta referencia. Las partículas de nanocelulosa bacteriana son microfibrillas secretadas por varias bacterias que se han separado de los cuerpos bacterianos y del medio de crecimiento. Las microfibrillas resultantes tienen una longitud en micrones, tienen una relación de aspecto grande (mayor que 50) con una morfología que depende en la bacteria específica y en las condiciones de cultivo.

Aplicaciones de las NCC y de las partículas de NCC Tal como se discute anteriormente, en modalidades, los métodos de la presente descripción se refieren al uso de las NCC y/o las partículas de NCC en múltiples aplicaciones de yacimientos petrolíferos. Por ejemplo, las NCC y/o las partículas de NCC se pueden utilizar como un aditivo en el fluido de tratamiento de pozos convencionales usados en la fracturación, cementación, control de arena, estabilización de lutita, migración de finos, fluido de perforación, reducción de la presión de fricción, circulación de pérdida, limpieza del pozo, y similares. En algunas modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden comprender una o más NCC y/o partículas de NCC para los usos mencionados anteriormente en una cantidad de alrededor de 0,001 % en peso a 10 % en peso, tal como, alrededor de 0,01 % en peso a alrededor de 10 % en peso, alrededor de 0,1 % en peso a alrededor de 5 % en peso, o de alrededor de 0,5 % en peso a alrededor de 5 % en peso basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición.

Por ejemplo, las NCC y/o las partículas de NCC también pueden ser utilizadas en fluidos de tratamiento de pozos como, por ejemplo, un agente viscosificante , un agente de trasporte de apuntalante, un agente fortalecedor de materiales (tal como para el reforzamiento estructural para la cementación) , un agente reductor de la pérdida de fluido, un agente de reducción de arrastre/reductor de fricción y/o un agente de mitigación de gases. La modificación de la superficie de las NCC y/o las partículas de NCC se pueden emplear para aumentar o atenuar una o más de las propiedades de las NCC y/o de las partículas de NCC junto con los usos antemencionados, según se desee. En modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden comprender una o más NCC y/o partículas de NCC como los agentes antemencionados en una cantidad de alrededor de 0,001 % en peso a alrededor de 10 % en peso, 0,01 % en peso a 10 % en peso, tal como 0,1 % en peso a 5 % en peso, o de alrededor de 0,5 % en peso a alrededor de 5 % en peso basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición.

Con respecto a la cementación, las NCC y/o las partículas de NCC se pueden utilizar para estabilizar la suspensión de cemento espumado como un aditivo para los compuestos de cemento para mitigar la migración del gas, para estabilizar las suspensiones de cemento y/o como un aditivo para reforzar un pozo y/o una columna de cemento. La modificación de la superficie de las NCC y/o las partículas de NCC se pueden emplear para aumentar o atenuar una o más de las propiedades de las NCC y/o de las partículas de NCC junto con los usos antemencionados, según se desee. En algunas modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden comprender una o más NCC y/o partículas de NCC para los usos mencionados anteriormente en una cantidad de alrededor de 0,001 % en peso a alrededor de 10 % en peso, tal como 0,01 % en peso a 10 % en peso, 0,1 % en peso a 5 % en peso, o de alrededor de 0,5 % en peso a alrededor de 5 % en peso basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición.

En algunas modalidades, las NCC y/o las partículas de NCC se pueden incorporar en un fluido espaciador, que se bombea entre la suspensión de cemento y el barro para prevenir la contaminación. Las NCC y/o las partículas de NCC se pueden agregar para aumentar y/o mantener una viscosidad eficaz para prevenir que el barro se mezcle con el cemento. En algunas modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden comprender una o más NCC y/o partículas de NCC para el uso mencionado anteriormente en una cantidad de alrededor de 0,001 % en peso a alrededor de 10 % en peso, 0,01 % en peso a 10 % en peso, 0,1 % en peso a 5 % en peso, o de alrededor de 0,5 % en peso a alrededor de 5 % en peso basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición.

En otra modalidad, las NCC y/o las partículas de NCC se pueden utilizar como un estabilizador de emulsión para mejorar la estabilidad de varias emulsiones empleadas en procesos acidificantes, sistemas bifásicos acuosos y/o en la estabilización de la espuma. La modificación de la superficie de las NCC y/o las partículas de NCC (tal como, por ejemplo, la modificación de la superficie de las NCC y/o las partículas de NCC para incluir un grupo hidrocarburo) se puede emplear para aumentar o atenuar una o más de las propiedades de las NCC y/o de las partículas de NCC junto con los usos antemencionados, según se desee. El término "grupo hidrocarburo" se refiere, por ejemplo, a un grupo hidrocarburo que es ramificado o sin ramificar, tal como por ejemplo, un grupo que tiene la fórmula general CnH2n+i o CnH2n-i, donde n es un entero que tiene un valor de 1 o más. Por ejemplo, n puede estar en el intervalo de 1 a alrededor de 60, o 5 a 50. En algunas modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden comprender una o más NCC y/o partículas de NCC para los usos mencionados anteriormente en una cantidad de alrededor de 0,001 % en peso a alrededor de 10 % en peso, tal como 0,01 % en peso a 10 % en peso, 0,1 % en peso a 5 % en peso, o de alrededor de 0,5 % en peso a alrededor de 5 % en peso basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición.

En otra modalidad, las NCC y/o las partículas de NCC se pueden utilizar para aumentar la estabilidad térmica de los fluidos de polímero, tales como aquellos fluidos que contienen tensioactivo viscoelástico (VES, por sus siglas en inglés) . La modificación de la superficie de las NCC y/o las partículas de NCC (tal como, por ejemplo, aumentar o disminuir la densidad de carga o el tipo de carga (aniónico o catiónico) en la superficie de las NCC y/o partículas de NCC) se puede emplear para aumentar o atenuar una o más de las propiedades de las NCC y/o de las partículas de NCC junto con los usos antemencionados, según se desee. En algunas modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden comprender una o más NCC y/o partículas de NCC para los usos mencionados anteriormente en una cantidad de alrededor de 0,001 % en peso a alrededor de 10 % en peso, tal como 0,01 % en peso a 10 % en peso, 0,1 % en peso a 5 % en peso, o de alrededor de 0,5 % en peso a alrededor de 5 % en peso basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición.

En otra modalidad, las NCC y/o las partículas de NCC se pueden utilizar para mejorar el transporte y la suspensión de varios materiales sólidos generalmente incluidos en los fluidos de tratamiento de pozo anteriores para transportar los materiales de pildora, apuntalante y grava. La modificación de la superficie de las NCC y/o las partículas de NCC se pueden emplear para aumentar o atenuar una o más de las propiedades de las NCC y/o de las partículas de NCC junto con los usos antemencionados, según se desee. En algunas modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden comprender una o más NCC y/o partículas de NCC para los usos mencionados anteriormente en una cantidad de alrededor de 0,001 % en peso a alrededor de 10 % en peso, tal como 0,01 % en peso a 10 % en peso, 0,1 % en peso a 5 % en peso, o de alrededor de 0,5 % en peso a alrededor de 5 % en peso basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición.

En otra modalidad, las NCC y/o las partículas de NCC se pueden utilizar para aumentar la tolerancia a la sal del agua de mar y/o al agua producida. La modificación de la superficie de las NCC y/o las partículas de NCC (tal como, por ejemplo, aumentar o disminuir la densidad de carga en la superficie de las NCC y/o partículas de NCC) se puede emplear para aumentar o atenuar una o más de las propiedades de las NCC y/o de las partículas de NCC junto con los usos antemencionados, según se desee. En algunas modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden comprender una o más NCC y/o partículas de NCC para los usos mencionados anteriormente en una cantidad de alrededor de 0,001 % en peso a alrededor de 10 % en peso, tal como 0,01 % en peso a 10 % en peso, 0,1 % en peso a 5 % en peso, o de alrededor de 0,5 % en peso a alrededor de 5 % en peso basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición.

En otra modalidad, las NCC y/o las partículas de NCC se pueden utilizar para aumentar la viscosidad de los fluidos acuosos y de los fluidos de base no acuosa (es decir, fluidos a base de aceite) . En algunas modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden comprender una o más NCC y/o partículas de NCC para los usos mencionados anteriormente en una cantidad de alrededor de 0,001 % en peso a alrededor de 10 % en peso, tal como 0,01 % en peso a 10 % en peso, 0,1 % en peso a 5 % en peso, o de alrededor de 0,5 % en peso a alrededor de 5 % en peso basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición.

Los componentes apropiados y los métodos de las patentes se pueden seleccionar para la presente descripción en las modalidades de esta. Los métodos y fluidos para la fracturación de una formación no consolidada que incluye la inyección de fluidos de consolidación, tal como se describe en la patente estadounidense n.° 6,732,800, cuya descripción se incorpora a la presente mediante esta referencia en su totalidad. Técnicas y fluidos para la estimulación de formaciones de baja permeabilidad, tal como se describe en la patente estadounidense n.° 7,806,182, cuya descripción se incorpora a la presente mediante esta referencia en su totalidad. Las técnicas y fluidos para el control de la pérdida de fluido en operaciones de fracturación hidráulica y/o de control de circulación perdida se conocen en la técnica, tal como se describe en la patente estadounidense n.° 7,482,311, 7,971,644, 7,956,016, y 8,381,813, cuyas descripciones se incorporan a la presente mediante referencia en su totalidad. Los fluidos de fracturación que utilizan polímeros degradables como agentes viscosificantes , tal como se describe en la patente estadounidense n.° 7,858,561, cuya descripción se incorpora a la presente mediante esta referencia en su totalidad. Las tecnologías de descomposición de fluido de fracturación convencionales y el diseño de los tratamientos de fracturación tal como se describe en la patente estadounidense n.° 7,337,839, cuya descripción se incorpora a la presente en su totalidad mediante esta referencia. Técnicas y fluidos para la compactación de grava en un pozo penetrando una formación subterránea, tal como se describe en la patente estadounidense n.° 8,322,419, cuya descripción se incorpora a la presente mediante esta referencia en su totalidad. Las técnicas y fluidos para proporcionar control de arena dentro de un pozo son conocidas en la técnica, tal como se describe en la patente estadounidense n.° 6,752,206, cuya descripción se incorpora a la presente mediante esta referencia en su totalidad. Las técnicas y composiciones para perforar o cementar un pozo son conocidas en la técnica, tal como se describe en la patente estadounidense n. ° 5,518,996, cuya descripción se incorpora a la presente mediante esta referencia en su totalidad. Adicionalmente, los siguientes son algunos de los métodos conocidos para acidificar las formaciones que contienen hidrocarburos que se pueden utilizar como parte del presente método: La patente estadounidense n. ° 3,215,199; 3,297,090; 3,307,630; 2,863,832; 2,910,436; 3,251,415; 3,441,085; y 3,451,818, cuyos contenidos se incorporan a la presente mediante esta referencia.

Los métodos, fluidos y composiciones conocidos, tales como los descritos en las patentes antes mencionadas, se pueden modificar para incorporar una NCC y/o una partícula NCC; o una NCC y/o una partícula de NCC se puede usar como sustituto para uno o más componentes, tales como, por ejemplo, un agente viscosificante , un agente de transporte de apuntalante, un agente fortalecedor de materiales, un agente reductor de la pérdida de fluido, un agente de reducción de arrastre/reductor de fricción, un agente de mitigación de gases, un aditivo para un compuesto de cemento, y/o como un aditivo para reforzar un pozo y/o una columna de cemento, descritos en las patentes antes mencionadas.

En modalidades, las NCC y/o las partículas NCC agregadas a dichos fluidos y/o composiciones conocidas ya sea en forma previamente hidratada en agua, tal como agua desionizada, o directamente a dichos fluidos y/o composiciones conocidas como un polvo.

Si bien en la presente se describe que los fluidos de tratamiento y los métodos comprenden una NCC y/o una partícula de NCC, se debe comprender que los métodos y fluidos de la presente descripción pueden comprender opcionalmente otros materiales adicionales, tales como los materiales y componentes adicionales discutidos en las patentes antes mencionadas.

Como se discute en más detalle a continuación, una NCC y/o una partícula de NCC puede realizar una variedad de funciones deseadas cuando están presentes en un fluido de tratamiento.

FLUIDOS DE FRACTURACION QUE COMPRENDEN NCC Y/O PARTÍCULAS DE NCC Los fluidos y/o métodos de la presente descripción se pueden usar para la fracturación hidráulica de una formación subterránea. Las técnicas para la fracturación hidráulica de una formación subterránea son conocidas por los expertos en la técnica, e implican bombear una fluido de fracturación en el pozo de sondeo y fuera en la formación que lo rodea. La presión del fluido está por encima de la tensión mínima de la roca in situ, creando de esa manera o extendiendo fracturas en la formación. Ver Stimulation Engineering Handbook, John W. Ely, Pennwell Publishing Co. , Tulsa, Okla. (1994), Patente estadounidense n.° 5,551,516 (Normal et ál . ) , "Oilfield Applications, " Encyclopedia of Polymer Science and Engineering, vol . 10, pp. 328-366 (John Wiley & Sons, Inc. Nueva York, Nueva York, 1987) y las referencias citadas allí.

En algunas modalidades, la fracturación hidráulica implica bombear un fluido viscoso sin apuntalante, o pad [fluido de fracturación] en un pozo, tal como agua con algunos aditivos de fluidos para generar una viscosidad alta, más rápido de lo que se pueda escapar el fluido en la formación para que aumente la presión y la roca se quiebre, creando fracturas artificiales y/o agrandando fracturas existentes. Luego, las partículas de apuntalante se agregan al fluido para formar una suspensión que se bombea en la fractura para evitar que se cierre cuando se libera la presión del bombeo. En el tratamiento de fracturación, los fluidos se utilizan en el tratamiento de pad, la etapa de apuntalante, o en ambas.

En algunas modalidades, los fluidos y/o métodos de la presente descripción se pueden utilizar durante una primera etapa de fracturación hidráulica, donde se inyecta un fluido a través de un pozo en una formación subterránea a una presión y tasa alta. En tales modalidades, la tasa de inyección de fluido de fracturación excede la tasa de filtración en la formación, lo que produce una presión hidráulica elevada en el frente de trabajo de la formación. Cuando la presión excede un valor predeterminado, la roca o los estratos de la formación se agrietan y fracturan. La fractura de la formación es más permeable que la porosidad de la formación.

En algunas modalidades, los fluidos y/o métodos de la presente descripción se pueden utilizar durante una etapa posterior de fracturación hidráulica, donde se deposita el apuntalante en la fractura para evitar que se cierre después de que se detiene la inyección. En modalidades, el apuntalante se puede recubrir con una resina curable activada en condiciones de fondo del pozo. También se pueden utilizar diferente materiales, tales como atados de fibras, o materiales deformables o fibrosos junto con las NCC y/o las partículas de NCC para retener los apuntalantes en la fractura. Las NCC y/o las partículas de NCC y otros materiales, tales como fibras, pueden formar una red tridimensional en el apuntalante, reforzándolo y limitando su contraflujo. En algunos momentos, debido al clima, la humedad, la contaminación u otras condiciones medioambientales que no se pueden controlar, algunos de estos materiales se pueden agregar o conglomerar, haciendo que sea difícil controlar su administración precisa a los agujeros en los tratamientos de pozos.

Se puede usar arena, grava, cuentas de vidrio, cáscaras de maní, partículas cerámicas, bauxitas, mica y otros materiales como apuntalantes. En modalidades, se pueden usar las NCC y/o partículas de NCC de la presente descripción, tal como en una mezcla de fluidos, para ayudar con el transporte de los materiales de apuntalante. En algunas modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden comprender una o más NCC y/o partículas de NCC para los usos relacionados con apuntalante mencionados anteriormente en una cantidad de alrededor de 0,001 % en peso a alrededor de 10 % en peso, tal como, 0,01 % en peso a 10 % en peso, 0,1 % en peso a 5 % en peso, o de alrededor de 0,5 % en peso a alrededor de 5 % en peso basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición.

En algunas modalidades, los fluidos de fracturación hidráulica pueden ser soluciones acuosas que contienen un espesante, tal como un polisacárido soluble, un polímero sintético soluble o un tensioactivo viscoelástico, que cuando se disuelve en agua o salmuera proporciona la viscosidad suficiente para transportar el apuntalante. Los espesantes adecuados pueden incluir polímeros, tales como guar (polisacárido fitógeno) y derivados de guar (guar hidroxipropilo, guar carboximetilhidroxipropilo) . Se pueden usar otros polímeros sintéticos tales como copolímeros poliacrilamida como espesantes. El agua con guar representa un gel lineal con una viscosidad proporcional a la concentración de polímero. Se usan agentes reticuladores que proporcionan engranaje entre las cadenas de polímero para formar acoplamientos lo suficientemente fuertes que aumentan la viscosidad del gel y generan viscoelasticidad. Los agentes reticulantes comunes para el guar y sus derivados y polímeros sintéticos incluyen boro, titanio, circonio y aluminio. Otras clases de viscosificantes no poliméricos incluyen el uso de tensioactivos viscoelásticos que forman micelas alargadas. Los fluidos de fracturación hidráulica conocidos se pueden modificar para incorporar una NCC y/o una partícula de NCC como un complemento al espesante; o se puede usar una NCC y/o partículas de NCC como sustituto para un espesante convencional, por ejemplo, un sustituto para uno o más de los espesantes antes mencionados.

Además, en la presente se describen métodos y fluidos (tales como fluidos de tratamiento de pozos) para tratar una formación subterránea que utilice NCC o partículas de NCC como un agente reticulador retrasado que se puede usar para formar complejos con los metales reticuladores en sistemas viscosificados con polímeros acuosos y métodos para aumentar la temperatura de reticulación de gel. Por ejemplo, las NCC y/o las partículas de NCC de la presente descripción se pueden usar como aditivo para el fluido de polímero para aumentar potencialmente la viscosidad de la formulación formando una red enredada entre la NCC y las partículas de NCC y el polímero en solución (mediante la generación de un aumento en la viscosidad inicial antes de la adición de un reticulador metálico, tal como, por ejemplo, boro, titanio, circonio y aluminio) .

En modalidades, los agentes de retención de apuntalante, tales como los que se usan comúnmente durante las etapas posteriores del tratamiento de fracturación hidráulica para limitar el contraflujo de apuntalante ubicado en la formación, que se usan en los métodos de la presente descripción, pueden comprender las NCC y/o las partículas de NCC (tales como las NCC y/o las partículas de NCC que puedan incluir un modificador de superficie) para que ayuden a promover o evitar la formación de aglomerados o agregados. En algunas modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden comprender una o más NCC y/o partículas de NCC como un agente de retención de apuntalante en una cantidad de alrededor de 0,001 % en peso a alrededor de 10 % en peso, tal como, 0,01 % en peso a 10 % en peso, 0,1 % en peso a 5 % en peso, o de alrededor de 0,5 % en peso a alrededor de 5 % en peso basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición. En modalidades, dichas NCC y/o partículas de NCC pueden incluir un modificador de superficie, tal como un polímero que puede o no interactuar con el apuntalante o el recubrimiento en el apuntalante.

Las NCC y/o las partículas de NCC, tales como las descritas en la presente, también se pueden utilizar en mezclas de fluidos para ayudar en el transporte de apuntalante y/o materiales de pildora en las fracturas. En algunas modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden comprender una o más NCC y/o NCC para ayudar en el transporte de apuntalante y/o materiales de pildoras en una cantidad de alrededor de 0,001 % en peso a alrededor de 10 % en peso, tal como, 0,01 % en peso a 10 % en peso, 0,1 % en peso a 5 % en peso, o de alrededor de 0,5 % en peso a alrededor de 5 % en peso basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición.

El éxito de un tratamiento de fracturacion hidráulica depende de la conductividad de la fractura hidráulica y de la longitud de la fractura. La conductividad de la fractura es el producto de la permeabilidad de apuntalante y el ancho de la fractura; las unidades se pueden expresar como milidarcios-pies . La conductividad de la fractura se afecta por un número de parámetros conocidos. La distribución del tamaño de partícula de apuntalante es un parámetro que influencia la permeabilidad de la fractura. La concentración de apuntalante entre el frente de trabajo de la formación es otra (se expresa en libras de apuntalante por pies cuadrados de superficie de fractura) e influencia el ancho de la fractura. Se puede considerar a los apuntalantes de alta resistencia, a los fluidos con características excelentes de transporte de apuntalante (capacidad de minimizar la sedimentación causada por la gravedad dentro de la fractura) , a las concentraciones altas de apuntalante o a los apuntalantes que tienen un diámetro grande como medios para mejorar la conductividad de la fractura. Los materiales débiles, el transporte de apuntalante malo y las fracturas angostas pueden causar una baja productividad del pozo. Los materiales relativamente baratos con poca resistencia, tal como la arena, se usan para la fracturación hidráulica de formaciones con pocas tensiones internas. Los materiales de mayor costo, tales como las cerámicas, bauxitas y otras, se usan en formaciones con tensiones internas mayores. La interacción química entre los fluidos producidos y los apuntalantes pueden cambiar las características de los apuntalantes. Se debe considerar la capacidad a largo plazo del apuntalante de resistir al aplastamiento.

Se describen detalles adicionales con respecto a la descripción de fluidos de fracturación hidráulica en la patente estadounidense n.° 8,061,424, la cual se incorpora en su totalidad mediante esta referencia.

Como se discutió anteriormente, en la presente se describen fluidos de tratamiento de pozos preparados que comprenden NCC y/o partículas de NCC como un agente reticulador retrasado que se puede usar para formar complejos con los metales ret iculadores en sistemas viscosificados con polímeros acuosos y métodos para aumentar la temperatura de reticulación de gel . Las NCC y/o las partículas de NCC de la presente descripción se pueden usar como aditivo en el fluido de polímero para aumentar la viscosidad de la formulación formando una red enredada entre el material de nanocelulosa y el polímero en solución (es decir, la generación de un aumento en la viscosidad inicial antes de la adición del reticulador metálico descrito anteriormente) .

Se sabe que los fluidos de polímero reticulados con metales pueden ser sensibles a cizallamiento luego de su reticulación. En particular, puede ocurrir la exposición a un cizallamiento alto dentro de los tubulares durante el bombeo de la superficie a la profundidad del yacimiento, puede causar una pérdida indeseada de viscosidad del fluido y puede causar problemas tales como el arenamiento. Tal como se usa en la presente, el término "cizallamiento alto" se refiere a una taza de cizallamiento de 500/segundo o más. La pérdida de viscosidad de cizallamiento alto en los fluidos de polímeros reticulados con metales que puede producirse durante el tránsito del pozo a la formación es generalmente irreversible y no se puede recuperar.

Grandes volúmenes de fracturación de formación y otros fluidos de tratamiento de pozos comúnmente se espesan con polímeros tales como goma guar, cuya viscosidad se mejora en gran manera mediante la reticulación con un metal, tal como cromo aluminio, hafnio, antimonio, etc., más comúnmente un metal del Grupo 4, tal como circonio o titanio. En referencia a los "Grupos" de la Tabla Periódica, el nuevo esquema de numeración IUPAC para los Grupos de la Tabla Periódica se usa como se establece en HAWLEY'S CONDENSED CHEMICAL DICTIONARY, p. 888 (11.a ed. 1987) . Ver las patentes estadounidenses n. ° 7,678,050 y 7,678,745, cuyas descripciones se incorporan en su totalidad mediante esta referencia.

Se sabe que los fluidos de polímero reticulados con metales pueden ser sensibles a cizallamiento luego de su reticulación. En particular, puede ocurrir la exposición a un cizallamiento alto dentro de los tubulares durante el bombeo de la superficie a la profundidad del yacimiento, y puede causar una pérdida indeseada de viscosidad del fluido y puede causar problemas tales como el arenamiento. Tal como se usa en la presente, el término "cizallamiento alto" se refiere a una taza de cizallamiento de 500/segundo o más. La pérdida de viscosidad de cizallamiento alto en los fluidos de polímeros reticulados con metales que puede producirse durante el tránsito del pozo a la formación es generalmente irreversible y no se puede recuperar.

La sensibilidad de cizallamiento alto de los fluidos reticulados con metal se pueden atender a veces mediante el retraso de la reticulación del fluido para que se retarde durante las condiciones de cizallamiento alto y el inicio no se produzca hasta que el fluido haya salido de los tubulares. Dado que el fluido de tratamiento es inicialmente más frío que la formación y se puede calentar a la temperatura de la formación luego de salir de los tubulares, algunos agentes de retraso trabajan para aumentar la temperatura en la que se produce la gelación. El bicarbonato y el lactato son ejemplos de agentes de retraso que se conoce que aumentan las temperaturas de gelación de los fluidos de polímeros reticulados con metales. Si bien estos agentes de retraso comunes hacen que los fluidos sean menos sensibles a tratamientos de cizallamiento alto, pueden al mismo tiempo dar como resultado en una disminución en la viscosidad de fluido definitiva. También, los agentes de retraso comunes puede que no aumenten adecuadamente la temperatura de gelación para el retraso deseado, especialmente donde la temperatura de mezclado del fluido de superficie es relativamente alta o el fluido se calienta demasiado rápido durante la inyección.

En algunos sistemas de tratamiento convencionales, los reticuladores de borato se han usado en conjunto con reticuladores de metales, por ejemplo, en la patente estadounidense n.° 4,780,223. En teoría, los reticuladores de borato pueden gelificar el fluido de polímero a una temperatura baja mediante un mecanismo de reticulación reversible que se puede romper mediante exposición a un cizallamiento alto, pero que se puede reparar o remediar después de que se elimina la condición de cizallamiento alto. El reticulador de borato que repara el cizallamiento se puede entonces usar para espesar el fluido durante el cizallamiento alto tal como inyección a través del pozo, mientras que la reticulación de metal irreversible se retrasa hasta que pasa la condición de cizallamiento alto. Se puede usar un pH alto, por ejemplo un pH de 9 a 12 o más para realizar la reticulación de borato, y en algunos casos como un medio para controlar la reticulación de borato. Por ejemplo, el pH y/o la concentración de borato se puede ajustar en el momento en respuesta a las lecturas de fricción de presión durante la inyección para que la reticulación de borato se produzca cerca de la salida de los tubulares en el pozo. Los reticuladores de metal adecuados son estables en estas condiciones de pH y no interfieren excesivamente con la reticulación de borato.

Se describen detalles adicionales en relación con los agentes de reticulación retrasada en la publicación de solicitud de patente estadounidense n.° 2008/0280790, cuya descripción se incorpora a la presente mediante esta referencia en su totalidad.

Algunos aspectos de la presente descripción están dirigidos a métodos para tratar formaciones subterráneas utilizando una solución acuosa que comprende las NCC y/o partículas de NCC y una mezcla de un polímero que se retícula con un complejo de ligando-metal. El polímero hidratable es generalmente estable en presencia de las sales disueltas. Por consiguiente, se puede usar agua de la canilla, agua producida, salmueras y similares para preparar las NCC y las partículas de NCC y la solución de polímero utilizada en una modalidad de la mezcla acuosa .

En modalidades donde el medio acuoso es una salmuera, la salmuera es agua que comprende una sal orgánica o inorgánica. Algunas sales inorgánicas útiles incluyen, de modo no taxativo, haluros metálicos de álcali, tal como cloruro de potasio. La fase de salmuera del portador también puede comprender una sal orgánica, tal como formato de potasio o sodio. Algunas sales divalentes inorgánicas incluyen haluros de calcio, tal como cloruro de calcio o bromuro de calcio. También se puede usar bromuro de sodio, bromuro de potasio o bromuro de cesio. La sal se elige por razones de compatibilidad, es decir, cuando el fluido de perforación del yacimiento utilizó una fase de salmuera particular y la fase de salmuera de fluido de limpieza/terminación se elije para que tenga la misma fase de salmuera. Algunas sales también funcionan como estabilizadores, por ejemplo, estabilizadores de arcilla tales como KCl o cloruro de tetrametil amonio (TMAC, por sus siglas en inglés) y/o análisis de carga de los polímeros iónicos.

Las NCC y las partículas de NCC también se pueden usar para mejorar la tolerancia de sal de los sistemas de polímero. Por ejemplo, con la adición de las NCC y/o las partículas de NCC, los fluidos de polímeros podrán resistir fácilmente 10 % en peso de sales, tales como KCl, KBr, NaCl, NaBr o similares, que podrían hacer que estos fluidos de polímeros sean más beneficiosos para las aplicaciones de agua producida o agua de mar. En algunas modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden comprender una o más NCC y/o partículas de NCC para mejorar la tolerancia de sal de los sistemas de polímeros en una cantidad de alrededor de 0,001 % en peso a alrededor de 10 % en peso, tal como, 0,01 % en peso a 10 % en peso, 0,1 % en peso a 5 % en peso, o de alrededor de 0,5 % en peso a alrededor de 5 % en peso basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición.

El polímero hidratable en una modalidad es un polisacárido soluble en agua con peso molecular alto que contiene grupos de carboxilato y/o hidroxilo cis que pueden formar un complejo con los metales liberados y opcionalmente las NCC y/o las partículas de NCC. De modo no taxativo, los polisacáridos útiles tienen pesos moleculares en el intervalo de alrededor de 200.000 a alrededor de 3.000.000. Los galactomananos representan una modalidad de polisacáridos que tienen grupos hidroxilos cis para los fines de la presente. El término galactomananos se refiere, en varios aspectos, a polisacáridos de origen natural derivados de varios endoespermas de semillas. Se componen principalmente de unidades de D-galactosa y D-manosa. Generalmente, tienen propiedades físicas similares, tales como que son solubles en agua para formar soluciones espesas altamente viscosas que se pueden gelificar (reticular) mediante la adición de dichas sales inorgánicas como bórax. Los ejemplos de algunas plantas que producen semillas que contienen gomas de galactomanano incluyen tara, huisache, garrotín, palo verde, árbol del fuego, planta de la vaina de guar, acacia de tres espinas, alfalfa, cafetero de Kentucky, árbol de las pagodas japonés, índigo, jenna, cascabelillo, trébol, semillas de fenergruk, cáscaras de semillas de soja y similares. Se proporciona la goma en una forma particulada conveniente. El guar y sus derivados son ejemplos adecuados de estos polisacáridos . Estos incluyen goma guar, guar de carboximetilo, guar de hidroxietilo, guar de carboximetilhidroxietilo, guar de hidroxipropilo (HPG) , guar de carboximetilhidroxipropilo (CMHPG) , floruro de hidroxialquiltriamonio de guar y combinaciones de estos. Como un galactomanano, la goma guar es un copolímero ramificado que contiene una estructura principal de mañosa con ramificaciones de galactosa.

Se pueden usar los heteropolisacáridos , tales como diután, xantano, mezcla de diutano con cualquier otro polímero y escleroglucano como el polímero hidratable. Se pueden usar los polímeros sintéticos tales como, pero de modo no taxativo, polímeros y copolímeros de poliacrilamida y poliacrilato para aplicaciones a altas temperaturas. Los ejemplos de tensioactivos viscoelásticos adecuados útiles para viscosificar algunos fluidos incluyen tensioactivos catiónicos, tensioactivos aniónicos, tensioactivos zwiteriónicos , tensioactivos anfotéricos, tensioactivos no iónicos y combinaciones de estos.

El polímero hidratable puede estar presente en cualquier concentración adecuada. En varias modalidades de la presente, el polímero hidratable puede estar presente en una cantidad de alrededor de 1,2 a menos que alrededor de 7,2 g/L (10 a 60 libras por mil galones o ppt) de fase líquida, o de alrededor de 15 a menos que alrededor de 40 libras por mil galones, de alrededor de 1,8 g/L (15 ppt) a alrededor de 4,2 g/L (35 ppt), 1,8 g/L (15 ppt) a alrededor de 3 g/L (25 ppt), o incluso de alrededor de 2 g/L (17 ppt) a alrededor de 2,6 g/L (22 ppt) . Generalmente, el polímero hidratable puede estar presente en una cantidad de alrededor de 1,2 g/L (10 ppt) a menos que alrededor de 6 g/L (50 ppt) de fase líquida, con un límite inferior o polímero que no sea menor que 1,2, 1,32, 1,44, 1,56, 1,68, 1,8, 1,92, 2,04, 2,16 o 2,18 g/L (10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, o 19 ppt) de la fase líquida, y que el límite superior sea menor que alrededor de 7,2 g/L (60 ppt), no mayor que 7,07, 6,47, 5,87, 5,27, 4,67, 4,07, 3,6, 3,47, 3,36, 3,24, 3,12, 3, 2,88, 2,76, 2,64, 2,52, o 2,4 g/L (59, 54, 49, 44, 39, 34, 30, 29, 28, 27, 26, 25, 24, 23, 22, 21, o 20 ppt) de la fase líquida. En algunas modalidades, los polímeros pueden estar presentes en una cantidad de alrededor de 2,4/L (20 ppt) .

Los fluidos que incorporan un polímero hidratables y las NCC y/o partículas de NCC pueden tener cualquier viscosidad adecuada, tal como un valor de viscosidad de alrededor de 50 mPa-s o mayor a una tasa de cizallamiento de alrededor de 100 s"1 a temperatura de tratamiento, o de alrededor de 75 mPa-s o mayor a una tasa de cizallamiento de alrededor de 100 s"1 a temperatura de tratamiento, o alrededor de 100 mPa-s o mayor a una tasa de cizallamiento de alrededor de 100s"1 a la temperatura de tratamiento, en algunos casos. A la concentración mencionada, la tasa de hidratación es independiente de la concentración de guar. El uso de niveles más bajos tiende a causar el desarrollo de viscosidad insuficiente, a la vez que las concentraciones altas tienden a gastar material. Si se evitan esas desventajas, las concentraciones altas y bajas son útiles.

Cuando se dice que un polímero comprende un monómero o comonómero, el monómero está presente en el polímero en la forma polimerizada del monómero o en el derivado del monómero. Sin embargo, para facilitar la referencia, la frase que comprende el monómero (respectivo) o similar puede utilizarse de manera simplificada.

Cuando los reticulados se utilizan en los fluidos de tratamiento de pozos para aplicaciones subterráneas, en una modalidad, una o más NCC y/o partículas de NCC y opcionalmente un polímero soluble en agua se pueden ubicar e hidratar en un mezclador con agua, que puede contener otros ingredientes tales como tensioactivos , sales, amortiguadores y estabilizadores de temperatura. Una solución de reticulados concentrada, que comprende de 1000 ppm del complejo metal-ligando hasta la saturación, se agrega antes de que la mezcla de fluido se bombee en el pozo para proporcionar la concentración deseada del metal en la mezcla de fluido inyectada. Las aplicaciones, tales como, fracturación hidráulica, compactación de grava y control de producción de agua utilizan tales sistemas de fluido reticulado. Las concentraciones de aditivo reticulador líquido pueden variar de alrededor de 0,01 por ciento en volumen a 1,0 por ciento en volumen, tal como, por ejemplo, de alrededor de 0,1 por ciento en volumen a 1,0 por ciento en volumen, basándose en el volumen total de la fase líquida.

Un agente amortiguador se puede utilizar para amortiguar el fluido de fracturación, es decir, se pueden agregar cantidades moderadas de una base fuerte o ácido sin causar grandes cambios en el valor del pH del fluido de fracturación. En varias modalidades, el agente amortiguador es una combinación de: un ácido débil y una sal del ácido débil; una sal ácida con una sal normal; o dos sales ácidas. Los ejemplos de agentes amortiguadores adecuados son: NaH2P0 Na2HP04; carbonato de sodio - bicarbonato de sodio; bicarbonato de sodio; y similares. Con el uso de un agente amortiguador además de un material que produce iones hidroxilo, se proporciona un fluido de fracturación que es más estable a una amplia variedad de valores de pH encontrados en suministros de agua locales y a la influencia de materiales ácidos ubicados en formaciones y similares. En algunas modalidades, el agente de control de pH varía entre alrededor 0,6 por ciento y alrededor de 40 por ciento en peso del polisacárido utilizado.

Los ejemplos no taxativos de materiales que producen iones hidroxilo incluyen cualquier carbonato o hidróxido soluble o parcialmente soluble que proporciona el valor de pH deseado en el fluido de fracturación para promover la formación de iones borato y para reticular con el polisacárido y el poliol. Los hidróxidos de metal álcali, por ejemplo, hidróxido de sodio y carbonatos . Otros materiales aceptables son hidróxido de calcio, hidróxido de magnesio, hidróxido de bismuto, hidróxido de plomo, hidróxido de níquel, hidróxido de bario, hidróxido de estroncio y similares. A temperaturas por encima de 79 °C (175 °F) , el fluoruro de potasio (KF) se puede usar para evitar la precipitación de MgO (óxido de magnesio) cuando el hidróxido de magnesio se utiliza como un agente que libera iones hidroxilo. La cantidad de agente que libera iones hidroxilo utilizada en una modalidad es suficiente para proporcionar un valor de pH en el fluido de fracturación de al menos alrededor de 8,0, tal como al menos 8,5, o al menos alrededor de 9,5 o entre alrededor de 9,5 y alrededor de 12.

Las modalidades de fluido acuoso también pueden comprender un compuesto de organoamino para ajustar el pH . Los ejemplos de compuestos de organoamino adecuados incluyen, tetraetilenpentamina (TEPA) , trietilentetramina, pentaetilenhexamina, trietanolamina (TEA) y similares o cualquier mezcla de estos . Un compuesto de organoamino particularmente útil es TEPA. Cuando se usan los compuestos de organoamino en los fluidos, se incorporan en una cantidad de alrededor de 0,01 por ciento en peso a alrededor de 2,0 por ciento en peso, basándose en el peso de fase líquida total. Cuando se usa, el compuesto de organoamino se incorpora en una cantidad de alrededor de 0,05 por ciento en peso a alrededor de 1,0 por ciento en peso, basándose en el peso de fase líquida total .

Se puede usar una fuente de borato como un correticulador, especialmente a bajas temperaturas, se usa la reticulación reversible en el método para la viscosificación continua generalmente antes de que el polímero se reticule con el complejo metal-ligando o simultáneamente. En modalidades, la mezcla acuosa, tal como una mezcla acuosa que comprende una o más NCC y/o partículas de NCC, puede incluir, por lo tanto, una fuente de borato (también referida como una suspensión de borato) , que se puede incluir como un borato soluble o precursor de borato como ácido bórico, o se puede proporcionar como una suspensión de sólidos de fuente de borato para una reticulación de borato retrasada hasta que el fluido esté cerca de salir del tubular en la formación en el fondo del pozo. Por definición "suspensión" es una mezcla de líquidos y sólidos suspendidos. Por ejemplo, un componente de suspensión de borato puede incluir agentes de retraso de reticulación tales como compuestos polioles, incluyendo NCC, partículas de NCC, sorbitol, manitol, gluconato de sodio y combinaciones de estos. La suspensión de borato que se usa en al menos algunas de las modalidades se puede preparar en el sitio del pozo o cerca de este o se puede preparar en una ubicación alejada y enviar al sitio del pozo. Son conocidos en la técnica los métodos para preparar suspensiones. En modalidades, la suspensión se puede preparar fuera del sitio, dado que esto puede reducir los gastos asociados con el transporte de equipos y materiales.

Los agentes reticuladores de borato sólidos adecuados en determinadas modalidades son reactivos en agua y son insolubles en una suspensión no acuosa, pero se vuelven solubles cuando la suspensión se mezcla con el medio acuoso. El término "no acuoso", como se usa en la presente, en un sentido se refiere a una composición a la que no se le ha agregado agua y en otro sentido se refiere a una composición cuya fase líquida comprende no más de 1, 0,5, 0,1 o alrededor de 0,01 por ciento en peso en agua, basándose en el peso de la fase líquida. La fase líquida de la suspensión de borato en modalidades puede ser un hidrocarburo o petróleo tal como nafta, queroseno o diésel o un líquido no oleoso. En el caso de los líquidos hidrofóbicos , tales como hidrocarburos, la solubilización de los sólidos de borato se retrasa porque toma tiempo para que el agua penetre el recubrimiento hidrofóbico en los sólidos.

En determinadas modalidades, los sólidos incluirán un mineral que contiene boro que se disuelve lentamente. Estos pueden incluir boratos, tales como hidrato de borato y bórax, por ejemplo, tetraborato de sodio.

En una modalidad, la fase líquida de la suspensión de borato puede incluir un líquido higroscópico que es generalmente no acuoso y no oleoso. El líquido puede tener una fuerte afinidad por el agua, para mantener el agua alejada de cualquier agente reticulador, que de otra manera reduciría el retraso deseado de la reticulación, es decir, acelerar la gelación. Los glicoles, incluyendo glicol-éteres , y especialmente incluyendo glicol-parcial-éteres, representan una clase de líquidos higroscópicos. Los ejemplos representativos específicos de etilenglicoles y propilenglicoles incluyen etilenglicol , dietilenglicol , trietilenglicol , propilenglicol , dipropilenglicol , tripropilenglicol , éteres monoalquilos Cx a C8 de estos, y similares. Los ejemplos adicionales incluyen 1, 3-propandiol, 1 , -butandiol , 1 , -butendiol , tiodiglicol, 2-metil-l,3-propandiol, pentan- 1 , 2 -diol , pentan-1 , 3 -diol , pentan-1, 4-diol, pentan-1 , 5-diol , pentan-2 , 3-diol , pentan-2 , 4 -diol , hexan-1 , 2-diol , heptan- 1,2-diol, 2 -metilpentan-2 , 4 -diol , 2-etilhexan-1, 3-diol, éteres monoalquilos Ci a C8 de estos y similares .

En algunas modalidades, el líquido higroscópico puede incluir éteres de glicol con la fórmula molecular R-OCH2CHR1OH, donde R es hidrocarbilo sustituido o no sustituido de alrededor de 1 a 8 átomos de carbono y R1 es hidrógeno o alquilo de alrededor de 1 a 3 átomos de carbono. Los ejemplos representativos específicos incluyen solventes a base de éteres de alquilo de etileno y propilenglicol, comercialmente disponibles con el nombre comercial de CELLOSOLVE, DOWA OL y similares. Adviértase que es convencional en la industria referirse y usar tales alcoxietanoles como solventes, pero en la presente los sólidos de borato suspendidos no deben ser solubles en los líquidos usados en la suspensión de borato.

La fase líquida de la suspensión de borato puede tener una viscosidad baja que facilite el mezclado y bombeo, por ejemplo, menos que 50 cP (50 mPa-s) , menos que 35 cP (35 mPa-s) , o menos que 10 cP (10 mPa-s) en diferentes modalidades. El líquido suspendido, en una modalidad, puede contener una proporción suficiente del glicol para mantener características higroscópicas dependiendo de la humedad y temperatura del aire del ambiente al que puede estar expuesto, es decir, el líquido higroscópico puede contener glicol en una proporción igual o que exceda el valor humectante relativo de este. Tal como se usa en la presente, el valor humectante relativo es la concentración de equilibrio en porcentaje en peso del glicol en solución acuosa en contacto con el aire a temperatura ambiente y humedad, por ejemplo, 97,2 por ciento en peso de propilenglicol por aire a 48,9 °C (120 °F) y 10 % de humedad relativa, o 40 por ciento en peso de propilenglicol por aire a 4,4 °C (40° F) y 90 % de humedad relativa. En otras modalidades, el líquido higroscópico puede comprender al menos 50 por ciento en peso de la fase líquida de la suspensión (excluyendo cualquier sólido suspendido o insoluble) del glicol, al menos 80 por ciento en peso , al menos 90 por ciento en peso, al menos 95 por ciento en peso o al menos 98 por ciento en peso.

Si se desea, en algunas modalidades, la suspensión de borato también puede incluir un auxiliar de suspensión para ayudar a distanciar los sólidos suspendidos entre sí, evitando de esa manera que los sólidos se aglomeren y salgan de la suspensión. El auxiliar de suspensión puede incluir sílice, arcilla organofílico, agentes de suspensión polimérica, otros agentes tixotrópicos o una combinación de estos. En determinadas modalidades, el auxiliar de suspensión puede incluir ácido poliacrílico, un derivado celulósico de éter (tales derivados celulósicos son polímeros (tales como por ejemplo, guar) y por lo tanto cuando se disuelven en agua, estas moléculas se pueden separar en moléculas individuales; por el contrario, la NCC se puede hacer dispersar en agua, pero no es soluble en agua) , alcohol polivinílico, carboximetilmetilcelulosa, acetato de polivinilo, cristales tiourea o una combinación de estos. Como un polímero a base de ácido acrílico reticulado que se puede usar como un auxiliar de suspensión, se puede mencionar el polímero en polvo o líquido disponible comercialmente con el nombre comercial CARBOPOL. Como un derivado celulósico de éter, se puede mencionar la celulosa de hidroxipropilo. Las arcillas organofílicas adecuadas incluyen caolinita, haloisita, vermiculita, clorita, atapulgita, esmectita, montmorillonita, bentonita, hectorita o una combinación de estas.

El agente de retraso de reticulación puede proporcionar una mejora en el rendimiento del sistema mediante un retraso de reticulación elevado, resistencia de gel mejorada cuando el polímero no está totalmente hidratado y una tasa mejorada de recuperación de cizallamiento. El poliol puede estar presente en una cantidad eficaz para una recuperación de cizallamiento mejorada. En algunas modalidades, el poliol puede estar presente en una cantidad que no es eficaz como un auxiliar de ruptura o rompedor .

En modalidades, los polímeros iónicos (tales como CMHPG) en una solución acuosa pueden estar presentes en espirales solvatados que tiene un radio de giro mayor que el polímero original no iónico correspondiente debido a repulsiones eléctricas entre cargas similares de los sustituyentes iónicos. Esto puede causar que el polímero se disperse sin suficiente superposición de los grupos funcionales de diferentes cadenas de polímeros para que un reticulador reaccione con más de un grupo funcional (sin reticulación, o puede causar que la orientación de los grupos funcionales existan en una orientación que sea difícil para que el reticulador los alcance. Por ejemplo, en agua desionizada, el polímero de guar puede reticularse fácilmente con reticulador de boro mientras que CMHPG no puede. Analizar las cargas de las especies iónicas puede reducir la repulsión eléctrica y por lo tanto hacer colapsar el bucle de los polímeros para crear algún tipo de superposición, que en cambio puede permitir al reticulador que reticule los polímeros iónicos.

Se pueden usar diferentes compuestos para analizar las cargas de un polímero iónico (por ejemplo, CMHPG) , a saber KCl (u otra sal para aumentar la resistencia iónica) para analizar, o los tensioactivos iónicos para analizar, tal como una sal de amonio cuaternario para CMHPG. Las sales se pueden seleccionar de un grupo de sales comunes diferentes incluyendo orgánicas o inorgánicas tales como KCl, NaCl, NaBr, CaCl2, R4N+C1" (por ejemplo, TMAC) , NaOAc, etc. Los tensioactivos pueden ser cloruro de amina cuaternario de ácidos grasos (bromuro, yoduro) , con al menos un grupo alquilo que es derivados de olefina alfa o ácidos grasos de cadena larga, otros sustituyentes pueden ser metilo, etilo, tipo de alquilo iso-propilo, alquilo etoxilado, alquilos aromáticos, etc. Algunos métodos también pueden usar polímeros catiónicos. Las NCC y/o las partículas de NCC descritas en la presente se pueden usar como una carga de polímero iónica compatible con el medio ambiente que analiza los compuestos para mejorar la reticulación y el rendimiento de la viscosidad. Para esto, las NCC y/o las partículas de NCC se pueden funcionalizar con cargas iónicas, como se discute anteriormente.

De acuerdo con algunas modalidades, algunos fluidos también pueden incluir un tensioactivo . En algunas modalidades, por ejemplo, la mezcla acuosa comprende un estabilizador tal como KC1 o TMAC y un tensioactivo de análisis de carga. Este sistema puede ser particularmente eficaz en los métodos de reticulación de metal-ligando que también utilizan borato como un correticulador a baja temperatura. De manera adicional, se puede usar cualquier tensioactivo que ayude a la dispersión y/o estabilización de un componente de gas en el fluido base para formar un fluido energizado. Los tensioactivos viscoelásticos , tales como los que se describen en las patentes estadounidenses n.° 6,703,352, 6,239,183, 6,506,710, 7,303,018 y 6,482,866, cuyas descripciones se incorporan a la presente en su totalidad mediante esta referencia, también son adecuados para usar en los fluidos en algunas modalidades. Los ejemplos de tensioactivos adecuados también incluyen tensioactivos anfotéricos y tensioactivos zwiteriónicos . Algunos ejemplos de tensioactivos zwiteriónicos son betaínas de alquilo, betaínas de alquilamido, imidazolinas de alquilo, óxidos de alquil amina y carboxilatos de amonio cuaternario de alquilo. Un ejemplo de un tensioactivo adecuado es la amina de alquilo anfotérico contenida en la solución de tensioactivo AQUAT 944 (disponible de Baker Petrolite de Sugar Land, Texas) .

Los tensioactivos de análisis de carga se pueden usar como se mencionó anteriormente. En algunas modalidades, se pueden usar los tensioactivos aniónicos tales como carboxilatos de alquilo, carboxilatos de alquil éter, sulfatos de alquilo, sulfatos de alquil éter, sulfonatos de alquilo, sulfonatos de -olefina, sulfatos de alquil éter, fosfatos de alquilo, y fosfatos de alquil éter. Los tensioactivos aniónicos pueden tener un resto cargado negativamente y una cola alifática o hidrofóbica y se puede usar para cargar polímeros catiónicos de análisis. Los ejemplos de tensioactivos iónicos adecuados también incluyen tensioactivos catiónicos, tales como alquil aminas, alquil diaminas, alquil éter aminas, amonio cuaternario de alquilo, amonio cuaternario de dialquilo y compuestos de amonio cuaternario de éster. Los tensioactivos catiónicos pueden tener un resto cargado positivamente y una cola alifática o hidrofóbica y se puede usar para cargar polímeros aniónios de análisis, tales como CMHPG.

En otras modalidades, el tensioactivo es una mezcla de dos o más de los tensioactivos descritos anteriormente, o una mezcla de cualquiera de los tensioactivos o tensioactivos descritos anteriormente con uno o más tensioactivos no iónicos. Los ejemplos de tensioactivos no iónicos adecuados incluyen, de modo no taxativo, etoxilados de alcohol de alquilo, etoxilados de fenol alquilo, etoxilados de ácido alquilo, etoxilados de alquil amina, alcanoatos de sorbitán y alcanoatos de sorbitán etoxilados. Se puede usar cualquier cantidad eficaz de tensioactivo o mezcla de tensioactivos en fluidos energizados acuosos. Los fluidos pueden incorporar el tensioactivo o mezcla de tensioactivos en una cantidad de alrededor de 0,02 por ciento en peso a alrededor de 5 por ciento en peso del peso de la fase líquida total, o de alrededor de 0,05 por ciento en peso a alrededor de 2 por ciento en peso del peso de fase líquida total. Un tensioactivo también adecuado es tridecil éter sulfato de sodio .

Las NCC y/o partículas de NCC pueden estar presentes en cualquiera de los fluidos o composiciones descritas en la presente en una cantidad de alrededor de 5 % en peso a alrededor de 70 % en peso, de alrededor de 10 % en peso a alrededor de 60 % en peso, de alrededor de 20 % en peso a alrededor de 50 % en peso, de alrededor de 30 % en peso a alrededor de 40 % en peso, basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición. En algunas modalidades, las NCC y/o las partículas de NCC pueden estar presente en cualquiera de los fluidos o composiciones descritas en la presente en una cantidad de alrededor de 0,001 % en peso a alrededor de 10 % en peso, tal como, 0,01 % en peso a 10 % en peso, 0,1 % en peso a 5 % en peso, o de alrededor de 0,5 % en peso a alrededor de 5 % en peso.

PÉRDIDA DE FLUIDO Tal como se discutió anteriormente, los hidrocarburos (aceite, condensado y gas) se pueden producir a partir de pozos que se perforan en las formaciones que las contienen. El aceite o gas que reside en una formación subterránea se puede recuperar mediante la perforación de un pozo en la formación. Se puede perforar un pozo en la perforación subterránea mientras se hace circular un fluido de perforación a través del pozo. Luego que la perforación termina, se coloca en el pozo una sarta de tubo, como un entubado. Luego, la formación subterránea se puede aislar de otras formaciones utilizando una técnica conocida como cementación de pozos. En particular y por una variedad de razones, tales como la permeabilidad inherentemente baja de los yacimientos o el daño a la formación causado por la perforación y la terminación del pozo, el flujo de hidrocarburos en el pozo es indeseablemente bajo. En este caso, el pozo se "estimula" por ejemplo, utilizando fracturación hidráulica, estimulación química (tal como un ácido) , o una combinación de las dos (llamada fracturación ácida o acidificación de fractura) .

La nanocelulosa también se puede utilizar como un agente de suspensión de partícula ecológicamente compatible y un reductor de pérdida de fluido junto con varias partículas. En modalidades, un agente reductor de pérdida de fluido o agente de suspensión de partícula que comprende nanocelulosa puede aumentar la capacidad de suspensión de la partícula del agente reductor de pérdida de fluido. El agente reductor de pérdida de fluido y/o el agente de suspensión de partícula se pueden utilizar en varios procesos de tratamiento subterráneos, tales como, por ejemplo, fracturación, compactación de grava, cementación, fluido de perforación y cualquier otro fluido utilizado para el tratamiento subterráneo. Además, los ejemplos de las partículas que son capaces de suspenderse incluyen las partículas de varios carbonatos, tales como carbonato de calcio y carbonato de magnesio, barita, arcillas, agentes densificante, cemento, apuntalante .

La fracturación hidráulica de pozos de petróleo o gas es una técnica que se utiliza de forma rutinaria para mejorar o estimular la recuperación de hidrocarburos. En tales pozos, la fracturación hidráulica se puede lograr al introducir un fluido de tratamiento cargado de apuntalante en un intervalo de producción a presiones altas y a tasas lo suficientemente altas para romper la roca. Este fluido induce una fractura en el yacimiento dado que se filtra en la formación que lo rodea y transporta el apuntalante a la fractura. Luego del tratamiento, el apuntalante permanece en la fractura en la forma de un paquete de apuntalante permeable y poroso que sirve para mantener la fractura abierta mientras que se producen los hidrocarburos. De esta manera, el paquete de apuntalante forma una vía altamente conductora para que los hidrocarburos y/u otros fluidos de formación fluyan al pozo.

Las espumas o fluidos viscosos se pueden emplear como fluidos de fracturación para proporcionar un medio que tendrá suficiente viscosidad para romper la roca, suspender y transportar de forma adecuada materiales apuntalantes sólidos, así como disminuir la pérdida de fluido de fractura en la formación durante el tratamiento (comúnmente referido como "pérdida de fluido") . Mientras que una pérdida de fluido reducida permite una mejor eficiencia del tratamiento, una pérdida de fluido mayor corresponde a fluidos "gastados" en el yacimiento, e implica un tratamiento más costoso. Además, se sabe que el grado de pérdida de fluido puede depender de la permeabilidad de la formación. Asimismo, la eficiencia de fluido de un fluido de fractura puede afectar la geometría de la fractura, dado que la viscosidad del fluido puede cambiar a medida que el fluido se pierde en la formación. Este es el caso para los fluidos de fracturación a base de polímeros que se concentran en formaciones de permeabilidad menor a medida que la fractura se propaga debido a la filtración del agua en la formación, mientras que las moléculas de polímero permanecen en la fractura por la simple exclusión del tamaño de los poros del yacimiento. El fluido en la fractura aumenta en viscosidad a medida que la fractura se propaga y la fractura generada también aumentará de ancho así como de largo. En el caso de fluidos a base de tensioactivo viscoelástico (VES) , el fluido de fracturación no se concentra dado que el fluido de fracturación se pierde en la formación y las fracturas generadas pueden ser largas y muy angostas. Por lo tanto, la eficiencia del fluido afecta la geometría de la fractura.

Para los fluidos a base de VES, la pérdida de fluido excesivo tiene como resultado fracturas que son más angostas que lo deseado. Además, la pérdida excesiva de fluido se puede traducir a un tamaño de trabajo más grande donde se pueden bombear cientos de miles de galones adicionales de agua para generar una longitud adecuada de fractura y superar la eficiencia de fluido baja. Los fluidos de fracturacion deberían tener una tasa mínima de filtración para evitar la migración de fluido en las rocas de formación y minimizar el daño que le hacen a la formación el fluido de fracturacion o el agua que se filtra. También la pérdida de fluido debería minimizarse de modo que el fluido de fracturacion permanezca en la fractura y pueda ser degradado más fácilmente, de modo que no deje material residual que pueda prevenir que los hidrocarburos fluyan hacia el pozo.

Para obtener estabilidad térmica y una viscosidad lo suficientemente fluida en yacimientos de temperaturas altas, los geles de polímero lineal se reemplazaron parcialmente por geles de polímeros reticulados tales como aquellos a base de guar reticulada con borato o polímeros reticulados con iones metálicos. Sin embargo, como se volvió evidente que los residuos de gel de polímero reticulado puede que no se degraden completamente y dejen un paquete de apuntalante con una conductividad retenida dañada, se introdujeron los fluidos con menor contenido de polímeros. Además, se introdujeron algunos aditivos para mejorar la limpieza de los fluidos de fracturacion a base de polímeros. Estos incluyeron rompedores de polímeros. No obstante, los tratamientos de facturación a base de polímeros dejan el paquete de apuntalante con conductividad retenida dañada ya que el concentrado de fluidos de polímero se concentran en la fractura mientras que el agua se filtra en el yacimiento, lo cual puede perjudicar la producción de hidrocarburos del yacimiento .

En función de las estimulaciones del depósito y los datos de campo, se observa comúnmente que la producción resultante de un tratamiento de fracturación es generalmente más baja que lo esperado. Este fenómeno es particularmente el caso en formaciones de gas apretadas. En efecto, la producción se puede disminuir por polímero concentrado dejado en la fractura debido a filtración del fluido de fracturación durante el tratamiento. Las tortas de filtración pueden tener como resultado una mala limpieza del paquete de apuntalante debido a las propiedades de límite de elasticidad del fluido. Esto puede suceder cuando un fluido a base del polímero reticulado es bombeado que se filtra en la matriz y se concentra, y es extremadamente difícil de quitar. Por lo tanto, se puede reducir la efectividad del rompedor, y puede ocurrir la digitación viscosa dentro del paquete de apuntalante que tiene como resultado además una mala limpieza. Además, el límite de elasticidad de la torta de filtración creada por el proceso de filtración puede ocluir el ancho de la fractura y restringir el flujo de fluidos, dando como resultado la reducción en la longitud media de la fractura eficaz.

En modalidades, los métodos de la presente descripción para tratar formaciones subterráneas pueden usar fluidos, tales como fluidos que comprenden NCC y/o partículas de NCC, que permiten un bombeo eficiente, y disminuyen (y controlan) la filtración relativa a los tratamientos de fracturación convencional para reducir el daño a la producción, mientras que tienen buenas propiedades de limpieza así como una eficiencia de fluido mejorada. Dependiendo del tamaño de las NCC y/o de las partículas de NCC y de la garganta de poro de la formación, las NCC y/o las partículas de NCC se pueden utilizar para puentear los poros de la formación (tal como los yacimientos nano porosos, por ejemplo, lutita) en la cara de la superficie, llevando de este modo a una torta de filtración que reducirá la pérdida de fluido.

En modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden contener un reductor de pérdida de fluido que comprenda NCC y/o partículas de NCC, donde las NCC y/o las partículas de NCC están presentes en una cantidad de alrededor de 5 % en peso a alrededor de 70 % en peso, o de alrededor de 10 % en peso a alrededor de 60 % en peso, o de alrededor de 20 % en peso a alrededor de 50 % en peso, o de alrededor de 30 % en peso a alrededor de 40 % en peso, basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición. En algunas modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden contener un reductor de la pérdida de fluido que comprende NCC y/o partículas de NCC, donde las NCC y/o partículas de NCC están presentes en una cantidad de alrededor de 0,01 % en peso a 10 % en peso, tal como 0,1 % en peso a 5 % en peso, o de alrededor de 0,5 % en peso a alrededor de 5 % en peso basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición.

REDUCTOR DE FRICCIÓN/REDUCCIÓN DE ARRASTRE Las NCC y/o las partículas de NCC también se pueden incorporar en un fluido de tratamiento de pozo que se ubica dentro del pozo para ayudar con la reducción de la presión de tratamiento de superficie (es decir, fricción) o reducción de arrastre, que también reduce la acumulación de fatiga del dispositivo de bombeo. Por ejemplo, las NCC y/o las partículas de NCC pueden actuar como reductores de fricción con el alineamiento de las partículas de tipo varilla junto con el flujo, minimizando de este modo el arrastre de fricción y la pérdida de presión.

Ocasionalmente, la fracturación hidráulica se hace sin un fluido altamente viscosificante (es decir, agua de baja fricción) para minimizar el daño causado por los polímeros o el costo de otros viscosificantes . Estos tratamientos de agua de baja fricción generalmente se llevan a cabo al inyectar en el flujo del fluido concentraciones muy bajas de un compuesto o mezcla de compuestos que pretenden reducir la fricción en el pozo con viscosificación mínima o insignificante, y por lo tanto minimizar la potencia utilizada en el lugar para ejecutar la operación de fracturación. Generalmente se utilizan polímeros de alto peso molecular como reductores de fricción. Incluso si la concentración del reductor de fricción es generalmente baja, los polímeros de alto peso molecular utilizados como reductores de fricción pueden concentrarse en el paquete de apuntalante o en la cara de fractura, lo que se cree que perjudica la producción de determinadas formaciones tales como los yacimientos de arenisca que tienen gas de baja permeabilidad o los yacimientos de lutita que tienen gas. Por lo tanto, el desarrollo de reductores de fricción que no dañen es deseable. Los rompedores tales como oxidantes o enzimas puede que no sean muy eficaces para romper las cadenas de los reductores de fricción convencionales.

Los pozos tienden a producir arena y finos de la formación. Para prevenir el daño al equipo de la superficie y para asegurar la alta productividad se llevan a cabo tratamientos de compactación de grava. En la corapactación de grava, la arena o la grava se coloca en el espacio entre un pozo (formación abierta o entubado) y una pantalla. Los fluidos utilizados para transportar la arena son normalmente fluidos viscosos. En algunas aplicaciones particulares, la arena o la grava se transporta a tasas altas sin un fluido de transporte viscoso (paquetes de agua) . Estos paquetes de agua se pueden llevar a cabo al inyectar en el flujo del fluido concentraciones pequeñas de un compuesto o mezcla de compuestos que pretenden reducir la fricción en el pozo con viscosificación mínima o insignificante, y por lo tanto minimizar la potencia utilizada en el lugar para ejecutar la operación de compactación de grava, o extender la longitud del pozo que se puede tratar por pozos horizontales. Generalmente se utilizan polímeros de alto peso molecular como reductores de fricción. Incluso si la concentración del reductor de fricción es generalmente baja, los polímeros de alto peso molecular utilizados como reductores de fricción se pueden concentrar en el paquete de grava, que se cree que perjudica la producción. También se pueden utilizar reductores de fricción que no dañan en los tratamientos de compactación de grava.

Uno de más reductores de fricción adicionales puede también incluirse con el fluido de tratamiento del pozo. Ejemplos de polímeros reductores de fricción adicionales incluyen como poliacrilamida y copolímeros, poliacrilamida parcialmente hidrolizada, ácido sulfónico de poli (2-acrilamido-2-metil-l -propano) (polyAMPS) , y se puede utilizar óxido de polietileno. También se pueden utilizar los químicos reductores de arrastre comercial tales como aquellos vendidos por Conoco Inc. con la marca "CDR" tal como se describe en la patente estadounidense n. ° 3,692,676 o reductores de arrastre tales como aquellos vendidos por Chemlink registrados con las marcas FLO1003, FLO1004, FLO1005 y FLO1008. Estas especies poliméricas agregadas como reductores de fricción o índice de viscosidad pueden funcionar además como aditivos de pérdida de fluido que reducen el uso de aditivos de pérdida de fluido convencional. Las resinas de látex o emulsiones de polímeros se pueden incorporar como aditivos de pérdida de fluido. Los agentes de recuperación de cizallamiento también se pueden utilizar en modalidades.

En modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden contener un agente reductor de fricción/reductor de arrastre que comprenda NCC y/o partículas de NCC, donde las NCC y/o una partícula de NCC están presentes en una cantidad de alrededor de 5 % en peso a alrededor de 70 % en peso, o de alrededor de 10 % en peso a alrededor de 60 % en peso, o de alrededor de 20 % en peso a alrededor de 50 % en peso, o de alrededor de 30 % en peso a alrededor de 40 % en peso, basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición. En algunas modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden contener un agente reductor de fricción/reductor de arrastre que comprende NCC y/o partículas de NCC, donde las NCC y/o las partículas de NCC están presentes en una cantidad de alrededor de 0,001 % en peso a alrededor de 10 % en peso, tal como 0,01 % en peso a 10 % en peso, 0,1 % en peso a 5 % en peso, o de alrededor de 0,5 % en peso a alrededor de 5 % en peso basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición.

CONTROL DE MIGRACIÓN DE GAS Las NCC y/o las partículas de NCC también se pueden utilizar como un aditivo (o por sí solo) para agentes de control de migración de gas convencional, tal como redes, para mejorar su eficacia. Más específicamente, las NCC y/o las partículas de NCC se pueden utilizar para producir una composición que tiene propiedades de barrera de gas excelentes, por ejemplo, para gases que incluyen oxígeno, aire e hidrocarburos gaseosos. Por ejemplo, cuando se coloca dentro de una matriz, las NCC y/o las partículas de NCC pueden modificar la vía de flujo de gas, dependiendo de la concentración, cristalinidad y disposición de la NCC dentro de la matriz. En modalidades, las NCC y/o las partículas de NCC se pueden incorporar en un polímero y/o una lámina tal como una lámina PLA, para mejorar las propiedades de barrera de oxígeno.

En modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden contener un agente de control de migración de gas que comprende NCC y/o partículas de NCC, donde las NCC y/o una partícula de NCC están presentes en una cantidad de alrededor de 5 % en peso a alrededor de 70 % en peso, o de alrededor de 10 % en peso a alrededor de 60 % en peso, o de alrededor de 20 % en peso a alrededor de 50 % en peso, o de alrededor de 30 % en peso a alrededor de 40 % en peso, basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición. En algunas modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden contener un agente de control de migración de gas que comprende NCC y/o partículas de NCC, donde las NCC y/o partículas de NCC están presentes en una cantidad de alrededor de 0,01 % en peso a 10 % en peso, tal como 0,1 % en peso a 5 % en peso, o de alrededor de 0,5 % en peso a alrededor de 5 % en peso basándose en el peso total del agua de mezcla.

CEMENTACIÓN Las NCC y/o las partículas de NCC también se pueden utilizar como un aditivo en una composición de cementación. Generalmente la cementación de un pozo incluye bombear una suspensión de cemento de la superficie por el entubado para que regrese a la superficie a través del anillo entre el entubado y el pozo de sondeo. Uno de los fines de la cementación de un pozo es aislar las diferentes capas de formación que atraviesan el pozo para prevenir la migración de fluido entre las diferentes capas geológicas o entre las capas y la superficie. Por razones de seguridad, se desea la prevención de cualquier gas que suba por el anillo entre la pared del pozo de sondeo y el entubado.

Cuando el cemento se ha endurecido, es impermeable al gas. Debido a la presión hidráulica de la altura de la columna de cemento, la suspensión inyectada también es capaz de prevenir tal migración. Sin embargo, hay una fase, entre estos dos estados que dura varias horas durante la cual la suspensión de cemento ya no se comporta como un líquido pero tampoco se comporta como un sólido impermeable. Por este motivo, los aditivos, tales como aquellos descritos en la patente estadounidense n. ° 4,537,918, 6,235,809 y 8,020,618, cuyas descripciones se incorporan a la presente en su totalidad mediante esta referencia, se pueden agregar para mantener un cierre hermético al gas durante todo el período de endurecimiento del cemento.

El concepto de pérdida de fluido (discutido anteriormente en mayor detalle) también se observa en las suspensiones de cemento. La pérdida de fluido ocurre cuando la suspensión de cemento entra en contacto con una formación fisurada o altamente porosa. El fluido de la suspensión de cemento migrará a la formación alterando las propiedades de la suspensión. Cuando ocurre la pérdida de fluido esto hace que el cemento se endurezca más rápido de lo que debería, lo cual podría llevar a una colocación incompleta. Los aditivos de control de pérdida de fluido, tales como glicina sustituida, se pueden utilizar para prevenir o al menos limitar la pérdida de fluido que puede ser sostenida por la suspensión de cemento durante la colocación y su endurecimiento.

Además, en lugares donde el clima es frío, tales como Rusia, Alaska y Canadá por ejemplo, los aditivos líquidos no son apropiados. En climas fríos los aditivos líquidos son difíciles de manejar ya que se endurecen y por lo tanto no son tan fáciles de verter, lo cual puede dificultar el mezclado apropiado en la suspensión de cemento.

Las suspensiones de cemento hidráulico espumado se utilizan comúnmente para formar estructuras sobre y debajo del suelo. Al formar las estructuras, la composición de cemento hidráulico espumado se puede bombear a una formación u otra ubicación para ser cementada y se deja endurecer allí. Hasta aquí, las suspensiones de cemento espumado han incluido aditivos espumantes y estabilizadores que incluyen componentes tales como alcohol isopropílico que interfiere con la vida acuática. Además, uno o más de los componentes son generalmente inflamables y hacen que el envío de los aditivos espumantes y estabilizadores sea costoso. Las suspensiones de cemento hidráulico espumado de la presente descripción pueden incluir aditivos espumantes y estabilizadores que no dañan el medio ambiente, tales como NCC o partículas de NCC, que no incluyen componentes inflamables .

Las NCC y/o partículas de NCC tienen sustancialmente más áreas de superficie que las microfibras convencionales. A causa de esto, las NCC y/o las partículas de NCC pueden poseer la capacidad única de estabilizar la superficie de contacto entre las fases líquidas y gaseosas de una suspensión de cemento espumado. Por ejemplo, se puede mejorar de gran manera la homogeneidad y la calidad ("calidad" definido como el porcentaje de espuma en una suspensión de cemento) de las suspensiones de cemento espumado con aire o nitrógeno. Esto puede permitir que se minimice la cantidad de agentes espumantes. De manera adicional, cuando se compara con el cemento espumado convencional a la misma densidad, la incorporación de NCC y/o de partículas de NCC también puede mejorar la resistencia mecánica del cemento y bajar la permeabilidad del cemento. La adición de las NCC y/o las partículas de NCC también puede permitir que el cemento espumado alcance una calidad de espuma más alta y por lo tanto una densidad de cemento endurecido más baja, por ejemplo, se pueden preparar fácilmente suspensiones espumadas estables con una calidad mayor a 50 %, o una calidad mayor a 75 %.

En la construcción y reparación de pozos tales como pozos de petróleo y gas, las suspensiones de cemento hidráulico espumado generalmente se bombean a lugares en los pozos que van a ser cementados y se dejan allí para que se endurezcan. En la cementación primaria de pozos, las suspensiones de cemento espumado son utilizadas de forma extensiva para cementar pozos marítimos de aguas profundas donde se encuentran con temperaturas que varían entre 40 °F y 50 °F. Luego las suspensiones de cemento espumado se pueden bombear a espacios anillados entre las paredes de los pozos y las superficies exteriores de las sartas de tubos dispuestos allí. Las suspensiones de cemento espumado se comprimen lo cual evita la entrada de fluidos no deseados en los espacios anillados y las suspensiones de cemento espumado allí colocadas en la cual se forman los revestimientos anillados de cemento endurecido. Los revestimientos de cemento anillado sostienen físicamente y posicionan la sarta de tubería en los pozos y unen las superficies exteriores de la sarta de tubería a las paredes de los pozos por los cuales se evita la migración indeseada de fluidos entre zonas o formaciones penetradas por los pozos.

Las suspensiones de cemento hidráulico espumado se utilizan comúnmente para formar estructuras sobre y debajo del suelo. Al formar las estructuras, la composición de cemento hidráulico espumado se bombea a una formación u otra ubicación para ser cementada y se deja endurecer allí. Hasta aquí, las suspensiones de cemento espumado han incluido aditivos espumantes y estabilizadores que incluyen componentes tales como alcohol isopropílico que interfiere con la vida acuática. Además, uno o más de los componentes son generalmente inflamables y hacen que el envío de los aditivos espumantes y estabilizadores sea costoso. Por lo tanto, se desean las suspensiones de cemento hidráulico espumado que incluye aditivos espumantes y estabilizantes que no dañan el medio ambiente y que no incluyen componentes inflamables.

Una variedad de cementos hidráulicos se puede utilizar de acuerdo con la presente aplicación, que incluye, por ejemplo, cementos Portland, cementos escoria, cementos de sílice, cementos puzolánicos y cementos aluminosos. Ejemplos específicos de cementos Portland incluyen las clases A, B, C, G y H.

El agua en la suspensión de cemento espumado puede ser agua dulce, soluciones de sal insaturada o soluciones de sal saturada. Generalmente, el agua en la suspensión de cemento espumado está presente en una cantidad en el intervalo de alrededor de 35 % a alrededor de 70 %, de alrededor de 35 % a alrededor de 65 %, de alrededor de 40 % a alrededor de 60 %, y de alrededor de 45 % a alrededor de 55 % en peso del cemento hidráulico allí.

El gas utilizado para espumar la suspensión de cemento puede ser aire o nitrógeno. Generalmente, el gas puede estar presente en la suspensión de cemento espumado en una cantidad en el intervalo de alrededor de 10 % a alrededor de 80 %, de alrededor de 20 % a alrededor de 70 %, de alrededor de 30 % a alrededor de 60 %, de alrededor de 30 % a alrededor de 50 %,y de alrededor de 40 % a alrededor de 50 % en volumen de la suspensión. También se pueden incluir los aditivos adicionales tales como tensioactivos y aditivos espumantes.

En modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden contener un aditivo espumante y/o estabilizante que comprende NCC y/o partículas de NCC, donde las NCC y/o una partícula de NCC están presentes en una cantidad de alrededor de 5 % en peso a alrededor de 70 % en peso, o de alrededor de 10 % en peso a alrededor de 60 % en peso, o de alrededor de 20 % en peso a alrededor de 50 % en peso, o de alrededor de 30 % en peso a alrededor de 40 % en peso, basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición. En algunas modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden contener un aditivo espumante y/o estabilizante que comprende NCC y/o partículas de NCC, donde las NCC y/o las partículas de NCC están presentes en una cantidad de alrededor de 0,001 % en peso a alrededor de 10 % en peso, tal como 0,01 % en peso a alrededor de 10 % en peso, 0,1 % en peso a 5 % en peso, o de alrededor de 0,5 % en peso a alrededor de 5 % en peso basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición.

Las NCC y/o las partículas de NCC pueden actuar como un adhesivo o agente de activación de superficie para varios compuestos de cemento y aumentar potencialmente la afinidad entre las dos fases diferentes en los compuestos de cemento. Por lo tanto, además de reforzar el cemento endurecido preparado a base de formulaciones convencionales, la presencia de NCC y/o partículas de NCC pueden permitir que componentes con propiedades considerablemente opuestas coexistan en las formulaciones del compuesto. Por ejemplo, los monómeros hidrofóbicos como estireno ahora se pueden mezclar con suspensiones y curarse para formar nuevos tipos de compuestos de cemento.

Las NCC y/o partículas de NCC se pueden utilizar en la cementación o fracturación de cualquier pozo en el que se desea un cemento flexible y estable. La aplicación posiblemente está dirigida a la aplicación de NCC y/o partículas de NCC en pozos verticales, pero es igualmente aplicable a pozos de cualquier orientación.

Los materiales fibrosos, tales como agentes antisedimentantes , son conocidos por ayudar a las partículas suspendidas en un sistema fluido. Por ejemplo, las fibras cilindricas con intervalos de diámetros entre 20 y 100 micrones son comúnmente utilizados para suspender partículas en el intervalo de tamaño de 100 a 1000 micrones. Sin embargo, la mayoría de las partículas de cemento tienen menos de decenas de micrones, por lo tanto, se pueden utilizar fibras mucho más delgadas como las NCC y/o partículas de NCC para suspender las partículas de cemento más pequeñas de forma eficaz. La adición de una cantidad adecuada de NCC y/o partículas de NCC a suspensiones de cemento Portland común puede minimizar la formación de fluido libre pero también minimiza el uso de viscosificantes .

De acuerdo con la presente descripción, la composición de cemento de la suspensión para cementar un pozo comprende un cemento hidráulico, agua, NCC y/o partículas de NCC y grafito. El grafito se puede utilizar como un particulado grueso, el diámetro promedio de grafito es alrededor de 70 a 500 im para el tamaño de la partícula.

El cemento Portland que contiene fibra de carbono y grafito particulado demuestra valores de resistividad de cemento reducidos, cuando se compara con los valores de resistividad del cemento convencional sin fibras o grafito presente. Pequeñas concentraciones de fibra de carbono proporcionan una vía conectiva a través de la matriz de cemento para que fluyan los electrones.

Otros aditivos pueden estar presentes en la mezcla, tal como rellenos, retardadores , agentes de prevención de pérdida de fluido, dispersantes, modificadores de reología y similares. En una modalidad, la mezcla también incluye un aditivo de pérdida de fluido de alcohol polivinílico (0,1 % a 1,6 %) en peso de la mezcla ("BWOB"), dispersante de polisulfonato (0,5-1,5 % BWOB), relleno auxiliar conductor de negro de carbono que no exceda 1,0 % BWOB, y varios retardadores (lignosulfonato, azúcares purificados de cadena corta con grupos carboxilato terminales, y otros aditivos retardadores sintéticos patentados) . En otra modalidad, la mezcla también incluye un aditivo de pérdida de fluido de cloruro de polivinilo (0,2 % a 0,3 % en peso de la mezcla ("BWOB"), dispersante de polisulfonato (0,5-1,5 % BWOB), relleno auxiliar conductor de negro de carbono que no exceda 1,0 % BWOB, y varios retardadores (lignosulfonato, azúcares purificados de cadena corta con grupos carboxilato terminales, y otros aditivos retardadores sintéticos patentados) . En algunas formulaciones, el sílice u otros aditivos densificantes, tales como la hematita o la barita, se pueden utilizar para optimizar las propiedades reológicas de la suspensión del compuesto de cemento durante la colocación a través de la zona de interés. Las concentraciones de sílice adecuadas no deben exceder 40 % BWOC (en peso de cemento) . Esto se hace para prevenir la regresión de la resistencia cuando las temperaturas del pozo pueden exceder los 230 grados F. En la mayoría de las formulaciones, la hematita o la barita no exceden 25 % B OB o BWOC.

En modalidades, las composiciones de la presente descripción pueden contener un agente aglutinante o de activación de superficie que comprende NCC y/o partículas de NCC, donde las NCC y/o una partícula de NCC están presentes en una cantidad de alrededor de 5 % en peso a alrededor de 70 % en peso, o de alrededor de 10 % en peso a alrededor de 60 % en peso, o de alrededor de 20 % en peso a alrededor de 50 % en peso, o de alrededor de 30 % en peso a alrededor de 40 % en peso, basándose en el peso total de la composición. En algunas modalidades, las composiciones de la presente descripción pueden contener un agente aglutinante o de activación de superficie que comprende NCC y/o partículas de NCC, donde las NCC y/o las partículas de NCC están presentes en una cantidad de alrededor de 0,001 % en peso a alrededor de 10 % en peso, tal como 0,01 % en peso a alrededor de 10 % en peso, 0,1 % en peso a 5 % en peso, o de alrededor de 0,5 % en peso a alrededor de 5 % en peso basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición.

Los materiales fibrosos son conocidos por ayudar a las partículas suspendidas en un sistema fluido. Por ejemplo, las fibras cilindricas con intervalos de diámetros entre 20 y 100 micrones son comúnmente utilizadas para suspender partículas en el intervalo de tamaño de 100 a 1000 micrones. Sin embargo, la mayoría de las partículas de cemento son menores a decenas de micrones, por lo tanto, se pueden utilizar fibras mucho más delgadas como las NCC y/o las partículas de NCC para suspender las partículas de cemento que tienen un tamaño de partícula de alrededor de 1 µ?t? a alrededor de 100 µ??, tal como de alrededor de 10 µp? a alrededor de 75 µp?, de alrededor de 10 µp? a alrededor de 50 µt?, y de alrededor de 25 µp? a alrededor de 40 µt?, de forma eficaz. La adición de una cantidad adecuada de NCC y/o partículas de NCC a suspensiones de cemento Portland común minimiza la formación de fluido libre y también minimiza el uso de viscosificantes . El comportamiento reológico de las suspensiones de cemento se describe más o menos en el llamado modelo plástico de Bingham. De acuerdo con dicho modelo, la tensión de cizallamiento contra la dependencia a la tasa de cizallamiento es una línea recta de la pendiente PV [por sus siglas en inglés] (por viscosidad plástica) y de la ordenada inicial YV [por sus siglas en inglés] (por valor de rendimiento) . Una propiedad adicional de la suspensión reside en el valor de la viscosidad plástica (PV) y el valor de rendimiento (YV) . Para que sea fácil de bombear, una suspensión de cemento debería presentar una viscosidad plástica y un valor de rendimiento tan bajo como sea posible si se desea un flujo turbulento.

Con este efecto, se sabe que se agrega, de manera convencional, agentes químicos llamados "dispersantes" o "plastificantes " al agua de mezcla. Estos agentes ayudan a disminuir la viscosidad plástica y el valor de rendimiento de una suspensión de cemento puro (de clase G, por ejemplo) de 40 cP a 20 cP y de 45 a 0 lb/100 ft2, respectivamente.

Una propiedad adicional de suspensiones de cemento adecuadas reside en su capacidad de permanecer homogéneas mientras se dejan en reposo durante el período entre el final del bombeo y para el asentamiento. A menudo, un sobrenadante más o menos transparente conocido como "agua libre" se forma sobre la columna de suspensión que se debe a la purga o sedimentación de las partículas de cemento,- la parte del anillo del lado opuesto al sobrenadante no se cementará de forma adecuada.

Se puede encontrar una razón para este fenómeno en el hecho de que, más allá de un umbral dado de concentración de dispersante, las partículas de cemento son sometidas a fuerzas repulsivas. Esto corresponde a una saturación de la superficie de las partículas por las moléculas adsorbidas de dispersante, las partículas de cemento actúan como entidades elementales adaptadas para sedimentarse en un medio líquido.

Si por el contrario, la concentración de dispersante no corresponde a la saturación, las fuerzas atractivas permanecen entre las áreas de carga negativa de una partícula de cemento que han sido cubiertas por el dispersante, y las áreas de carga positiva no cubiertas de otra partícula de cemento, lo que tiene como resultado una formación, dentro de la fase líquida, de una estructura tridimensional frágil, que contribuye a mantener las partículas en suspensión. La presión que se aplica a esta estructura para destruirla y para hacer que el fluido fluya es el "valor de rendimiento" (YV) . Un valor de rendimiento YV mayor que 0 por lo tanto indicará la presencia de tal estructura tridimensional en la suspensión .

En modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden contener una fibra que comprende NCC y/o partículas de NCC, donde las NCC y/o las partículas de NCC están presentes en una cantidad de alrededor de 5 % en peso a alrededor de 70 % en peso, o de alrededor de 10 % en peso a alrededor de 60 % en peso, o de alrededor de 20 % en peso a alrededor de 50 % en peso, o de alrededor de 30 % en peso a alrededor de 40 % en peso, basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición. En algunas modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden contener una fibra que comprende NCC y/o partículas de NCC, las NCC y/o partículas de NCC están presentes en una cantidad de alrededor de 0,001 % en peso a alrededor de 10 % en peso, tal como 0,01 % en peso a alrededor de 10 % en peso, 0,1 % en peso a 5 % en peso, o de alrededor de 0,5 % en peso a alrededor de 5 % en peso basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición.

A causa de su tamaño nano, las NCC y/o las partículas de NCC pueden penetrar las formaciones de roca no consolidadas, por lo tanto se pueden utilizar para consolidar y fortalecer el pozo. Por ejemplo, una pildora que se asienta y que contiene NCC y/o partículas de NCC penetra las formaciones de alta permeabilidad y la presencia de NCC y/o partículas de NCC dentro de la roca pueden volver más fuerte la pildora asentada que la misma pildora sin las NCC y/o partículas de NCC. La formulación convencional de microcemento que se designa para reparación también puede beneficiarse de tener NCC y/o partículas de NCC. Las partículas de NCC y/o partículas de NCC pueden invadir pequeñas fisuras solo con toda la formulación de cemento, y derivar en mejores propiedades mecánicas de cemento curado para reparar las filtraciones .

Las NCC y/o partículas de NCC también se pueden utilizar para reparar pequeñas fisuras en revestimientos de cemento que ocurren a causa de varias tensiones. Las NCC y/o las partículas de NCC se pueden incorporar en un sistema de "microcemento" o una formulación de "microcemento" que se puede emplear para llenar y reparar las fisuras y/o proporcionar un reforzamiento estructural. De manera similar, las NCC y/o las partículas de NCC pueden ser un agente que está incorporado en un fluido o formulación que se puede emplear para llenar y reparar las fisuras y/o proporcionar un reforzamiento estructural para compuestos convencionales.

En modalidades, los fluidos (tales como una formulación de microcemento) , fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden contener un agente tal como se describe anteriormente, tal como un agente de cementación reparador o un agente de reparación de columna de cemento, que comprende NCC y/o partículas de NCC, donde las NCC y/o una partícula de NCC están presentes en una cantidad de alrededor de 5 % en peso a alrededor de 70 % en peso, o de alrededor de 10 % en peso a alrededor de 60 % en peso, o de alrededor de 20 % en peso a alrededor de 50 % en peso, o de alrededor de 30 % en peso a alrededor de 40 % en peso, basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición. En algunas modalidades, los fluidos (tales como una formulación de microcemento) , fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden contener un agente tal como se describe anteriormente, tal como un agente de cementación reparador o un agente de reparación de columna, de cemento que comprende NCC y/o partículas de NCC, donde las NCC y/o las partículas de NCC están presentes en una cantidad de alrededor de 0,001 % en peso a alrededor de 10 % en peso, tal como 0,01 % en peso a alrededor de 10 % en peso, 0,1 % en peso a 5 % en peso, o de alrededor de 0,5 % en peso a alrededor de 5 % en peso basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición.

ESTABILIZADORES La adición de las NCC y/o las partículas de NCC también pueden mejorar la estabilidad de una emulsión debido a la formación de una red en la superficie de contacto de aceite en agua. Más específicamente, el área de superficie alta de la partícula de NCC puede permitir que la NCC o la partícula de NCC descanse en la superficie de contacto en la emulsión de aceite en agua. Esta propiedad de las NCC y/o partículas de NCC se puede utilizar en aplicaciones tales como la acidificación (por ejemplo, SUPER-XEMULSION o fluidos "SXE") donde se desea la estabilización del aceite en el agua.

La estabilización de la espuma (C02 supercrítico en agua por ejemplo) se puede estabilizar con NCC y/o partículas de NCC también .

Las emulsiones de agua pueden comprender al menos un polímero hidrolizable en el ambiente del fondo del pozo, donde la emulsión de agua se encuentra en forma de una fase orgánica dispersa en la fase de agua, y donde la fase orgánica contiene el polímero hidrolizable en el ambiente de fondo de pozo, un solvente orgánico del polímero (posiblemente, también hidrolizable en el ambiente de fondo de pozo) , un emulsionante, un controlador de viscosidad y al menos un estabilizador. Un método para obtener dicha emulsión de agua comprende la disolución lenta de dicho polímero hidrolizable sólido en dicho solvente orgánico a una temperatura que puede ser superior al punto de transición vitrea del polímero, enfriar la solución a una temperatura de alrededor de 20 a alrededor de 40 °C, preparar el fluido de tratamiento en una mezcladora separada con la adición de una cantidad eficiente de un tensioactivo, y agregar la solución del polímero hidrolizable al fluido de tratamiento con agitación lo suficientemente intensa para que se produzca una emulsión estable. En algunos casos, el polímero disuelto en el solvente orgánico se puede hidrolizar preliminarmente a la viscosidad deseada. Tal como se mencionó anteriormente, la NCC o partículas de NCC se pueden agregar como estabilizadores al fluido de emulsión además de los materiales descritos anteriormente. Los estabilizadores de emulsiones se pueden agregar al fluido de tratamiento, si se desea .

En algunos ejemplos, el polímero hidrolizable puede ser un polímero de ácido láctico, un polímero de ácido glicólico, sus copolíraeros y mezclas de estos. El polímero se puede seleccionar de modo que su hidrólisis en el ambiente de fondo del pozo produzca un material polimérico pegajoso, y la hidrólisis de fondo del pozo puede ser irreversible. El solvente para la clase de polímeros hidrolizables se puede seleccionar de un grupo de solventes que tienen baja volatilidad, baja toxicidad, alta temperatura de ignición y que son degradables en el ambiente de fondo del pozo. A menudo, un solvente se utiliza con una presión de vapor de menos de alrededor de 3 a alrededor de 6 Pa a 20 °C y una temperatura de inflamabilidad mayor que alrededor de 90 °C. El solvente puede ser de la clase de ásteres dibásicos (DBE, por sus siglas en inglés) : DBE-4, DBE-5 , DBE-6 y sus mezclas. El emulsionante puede ser un tensioactivo catiónico, aniónico o no iónico. En algunos ejemplos, el fluido se emulsiona en un dispersor de alta velocidad, un inyector pulverizador o una mezcladora de campo. El estabilizador y el tensioactivo de NCC o de partícula de NCC se pueden agregar a la fase de agua. Además, se puede agregar gelatina, además de la NCC o partículas de NCC, como el estabilizador de la emulsión. El polímero se puede seleccionar de modo que su hidrólisis en el ambiente de fondo del pozo produzca un material polimérico pegajoso, y la hidrólisis de fondo del pozo puede ser irreversible .

Las NCC y/o las partículas de NCC de la presente descripción también se pueden usar para estabilizar la superficie de contacto en sistemas bifásicos acuosos. La NCC tiene un área de superficie grande y esta propiedad ayuda a estabilizar emulsiones o sistemas bifásicos en las superficies de contacto, de manera similar a una emulsión Pickering. Hace años que se conocen los sistemas acuosos que incluyen dos fases acuosas que se mantienen como fases diferentes incluso cuando se colocan en contacto directo entre sí. Dichos sistemas se han llamado sistemas bifásicos acuosos y también emulsiones de agua en agua cuando una fase se dispersa en gotas dentro de la otra. Se han utilizado en áreas de tecnología no relacionadas, para proporcionar textura a alimentos, para la extracción de materiales biológicos y para la extracción de minerales.

Las dos fases de una composición bifásica acuosa contienen solutos disueltos que son lo suficientemente incompatibles para producir la segregación en dos fases. Un soluto (o una mezcla de solutos) está relativamente concentrado en una fase y otro soluto (o mezcla de solutos) está relativamente concentrado en la otra fase. Más específicamente, una fase puede ser relativamente rica en un soluto que es un polímero mientras que la otra fase es relativamente rica en un soluto que es un polímero diferente (sistema polímero/polímero) . Otras posibilidades son polímero/tensioactivo, polímero/sal y tensioactivo/sal . También se puede usar un sistema bifásico acuoso con una sal concentrada en una fase y una sal diferente concentrada en la otra fase pero estas son menos probables de proporcionar el espesamiento que exige esta solicitud.

Los cambios a esta composición de un sistema bifásico acuoso, o a las condiciones predominantes como el pH, pueden convertir el sistema de dos fases a una única fase. Un sistema bifásico acuoso puede proporcionar un fluido de dos fases móvil con una viscosidad bastante baja, que se vuelve más viscosa cuando se convierte a una única fase. El cambio al estado de fase más viscosa se puede realizar bajo tierra para que se pueda proporcionar una viscosidad adecuada en una ubicación subterránea y el fluido se puede bombear hacia esa ubicación como un fluido móvil, permitiendo de esa manera una reducción en la energía utilizada para bombear el fluido.

Una mezcla bifásica acuosa puede incluir dos fases en condición de superficie, que se puede definir de manera conveniente como una temperatura de 25 °C y una presión de 1000 mbar. Tal como se discutió anteriormente, la composición bifásica puede comprender un material que modifica la reología (es decir, material espesante) , tal como NCC y/o partículas de NCC, que puede proporcionar un aumento en la viscosidad cuando se agrega al agua. Las NCC y/o las partículas de NCC pueden estar presentes en una concentración mayor en una primera fase del sistema bifásico que en su segunda fase, mientras que un segundo soluto o mezcla de solutos estará más concentrado en la segunda fase que en la primera fase .

En modalidades, las NCC y/o las partículas de NCC pueden estar presentes en una fase discontinua del fluido (que puede ser la primera o la segunda fase) . En dichas modalidades, las NCC y/o las partículas de NCC pueden tener un impacto mínimo en la viscosidad aparente del fluido. En algunas modalidades donde la primera fase es la fase discontinua, las NCC y/o las partículas de NCC pueden estar presentes en la primera fase, pero las NCC y/o las partículas de NCC no están presentes en la segunda fase. En algunas modalidades donde la segunda fase es la fase discontinua, las NCC y/o las partículas de NCC pueden estar presentes en la segunda fase, pero las NCC y/o las partículas de NCC no están presentes en la primera fase.

Por comodidad, este segundo soluto (o mezcla de solutos) se puede llamar "segundo material de división" porque su presencia en la adición del material espesante causa la segregación y la formación de las fases separadas.

La presencia de este segundo material de división y formación posterior de las dos fases con la nanocelulosa (o concentrada en una fase) , si el volumen de la segunda fase es suficiente, puede tener el efecto de evitar que el material espesante aumente la viscosidad aparente de la mezcla al punto que se podría observar en una única fase acuosa. El segundo material de división puede tener el efecto de restringir la solubilidad del agua del material espesante. Se describe información adicional con respecto a los sistemas bifásicos acuosos en la publicación de patente estadounidense n. ° 2010/0276150, cuya descripción se incorpora a la presente mediante esta referencia en su totalidad.

En modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden contener un estabilizador de la emulsión que comprenden NCC y/o partículas de NCC en una cantidad de alrededor de 5 % en peso a alrededor de 70 % en peso, de alrededor de 10 % en peso a alrededor de 60 % en peso, de alrededor de 20 % en peso a alrededor de 50 % en peso, o de alrededor de 30 % en peso a alrededor de 40 % en peso, basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición. En algunas modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden contener un estabilizador de emulsión que comprende NCC y/o partículas de NCC, las NCC y/p partículas de NCC están presentes en una cantidad de alrededor de 0,001 % en peso a alrededor de 10 % en peso, tal como 0,01 % en peso a alrededor de 10 % en peso, 0,1 % en peso a 5 % en peso, o de alrededor de 0,5 % en peso a alrededor de 5 % en peso basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición.

TRANSPORTE DEL MATERIAL La presencia de las NCC y/o las partículas de NCC permite un mayor control en el transporte de varios materiales al pozo. Las NCC y/o las partículas de NCC se pueden usar para formar uniones de hidrógeno entre las partículas individuales, y/o formar una red de estructura que genera un comportamiento de límite de elasticidad elevado, que proporcionará propiedades de suspensión buenas. En modalidades, las NCC y/o las partículas de NCC se pueden agregar a un fluido portador para ayudar en la agregación y/o aglomeración de materiales en el fluido portador. Además, la adición de NCC y/o partículas de NCC para transportar fluidos, tales como por ejemplo, polímeros naturales, polímeros sintéticos, soluciones a base de tensioactivos , fluidos a base de soluciones acuosas o no acuosas, fluidos a base de espuma puede ayudar a suspender partículas poliméricas o no poliméricas. La adición de NCC y/o partículas de NCC a un fluido portador también pueden ayudar a suspender partículas no poliméricas, tales como, por ejemplo, arcilla, barita, partículas minerales.

En modalidades, una aplicación posible sería que las NCC y/o las partículas de NCC se puedan incluir en una pildora, tal como la pildora de control de pérdida de fluido, para mejorar potencialmente el transporte de estos materiales de pildora. Las pildoras de control de pérdida de fluido se utilizan en una modalidad para controlar la filtración de la salmuera de terminación luego de perforar y antes de la compactación de grava o compactación y fracturación . También se usan en una modalidad alternativa o adicional para aislar el fluido del pozo y de terminación luego de la compactación de grava mediante la localización de la pildora dentro del tamiz. Estas pildoras, en una modalidad, pueden contener un agente de puenteo de poliéster, opcionalmente con o sin un polímero viscosificante . Si la pildora es una pildora de control de pérdida de fluido, la filtración de fluido a la formación se puede usar para bloquear las perforaciones o para formar una torta de filtración en el frente de la formación. En el caso de pérdida de fluido a través del tamiz durante la desconexión para montar el tamiz y el tubular de producción, la pildora de pérdida de fluido se localiza dentro del tamiz para bloquear las aberturas en el tamiz. Se describen detalles adicionales respecto a las pildoras en las patentes estadounidenses n. ° 8,016,040, 8,002,049, 7,947,627, 7,935,662, 7,331,391 y 7,207,388, que se incorporan mediante referencia en su totalidad en la presente. El material de nanocelulosa se puede usar para mejorar el transporte de apuntalante en fluidos con viscosidad baja tales como agua de baja fricción. Se describen detalles adicionales relacionados con tratamientos de agua con poca fricción en la publicación de patente estadounidense n. ° US 2009/0318313 y en la publicación de solicitud de patente estadounidense n. ° 2003/0054962, cuyas descripciones se incorporan a la presente mediante esta referencia en su totalidad.

En modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden contener NCC y/o partículas de NCC (para ayudar con el transporte de materiales) en una cantidad de alrededor de 5 % en peso a alrededor de 70 % en peso, de alrededor de 10 % en peso a alrededor de 60 % en peso, de alrededor de 20 % en peso a alrededor de 50 % en peso, o de alrededor de 30 % en peso a alrededor de 40 % en peso, basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición. En algunas modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden comprender NCC y/o partículas de NCC (para ayudar con el transporte de materiales) en una cantidad de alrededor de 0,001 % en peso a alrededor de 10 % en peso, tal como, 0,01 % en peso a 10 % en peso, 0,1 % en peso a 5 % en peso, o de alrededor de 0,5 % en peso a alrededor de 5 % en peso basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición.

OBTURACIÓN DE LA FRACTURA Las fracturas en los yacimientos normalmente tienen la capacidad de flujo más alta de cualquier parte de la formación del yacimiento. Estas fracturas en la formación pueden generarse de forma natural o hidráulica. En una falla natural en la estructura de la roca, la capacidad de flujo elevada resulta de los mismos factores que las fracturas naturales o de que la fractura está abierta por ejemplo debido a asperezas naturales o porque la roca es dura y la tensión de cierre es baja. En las fracturas creadas artificialmente, tales como las creadas mediante fracturación hidráulica o fracturación ácida, la alta capacidad de flujo resulta de que la fractura está apuntalada con un lecho de material muy permeable o corroído en el frente de la fractura con ácido u otro material que ha disuelto parte de la formación.

Las fracturas de interés en este campo pueden estar conectadas con la formación subterránea y/o con el pozo. Grandes volúmenes de fluidos se transportarán a través de las fracturas debido a su alta capacidad de flujo. Esto permite que los pozos tengan altas tasas de fluido para la producción o inyección. Normalmente, esto es deseable.

Sin embargo, durante la creación o mientras se usa un pozo de petróleo o gas, generalmente es deseable obturar o parcialmente obturar una fractura en las formaciones de la roca, reduciendo de esa manera su capacidad de flujo. Las razones para obturar estas fracturas pueden incluir a) están produciendo agua o gas no deseado, b) no hay uniformidad del fluido inyectado (tal como agua o C02) en una inundación de recuperación mejorada, o c) se inyectan materiales costosos (tales como fluidos de fracturación hidráulica durante la fracturación) en áreas de la formación que no tienen producción. Este último caso puede ser particularmente perjudicial si causa el crecimiento no deseado de la fractura porque desperdicia mano de obra, potencia hidráulica y materiales, para producir una fractura en un lugar que no se desea, y en el peor de los casos causa el crecimiento de una fractura en una región donde se producen fluidos no deseados, tales como agua .

En modalidades, luego de que la composición del tratamiento del pozo se coloca en el pozo o la formación subterránea, se puede formar al menos una obturación en al menos una perforación, fractura o el pozo. La al menos una obturación se comprende de al menos las NCC y/o partículas de NCC de la composición de tratamiento del pozo, y se puede instalar para la desviación y/o aislación de varias zonas en el pozo o formación subterránea. También, luego de que se coloca, la fractura se puede cerrar en la NCC o partícula de NCC luego de que se introduce la composición de tratamiento en la fractura. Además, la obturación puede ser una pluralidad de obturaciones, aislando de esa manera una o más regiones dentro de la formación subterránea o pozo.

Para evitar la separación de las partículas y una compactacion despareja durante el mezclado e inyección de las NCC y/o partículas de NCC, las densidades de las NCC y/o partículas de NCC deben estar dentro de alrededor de 20 % una de la otra. Las partículas se mezclan y se bombean usando equipos y procedimientos comúnmente utilizados en el yacimiento petrolífero para cementación, fracturación hidráulica, perforación y acidificación. Estas partículas se pueden mezclar previamente o mezclar en el lugar. Generalmente se mezclan y bombean como una suspensión en un fluido portador tal como agua, petróleo, agua viscosificada y agua sin fricción (agua que contiene una pequeña cantidad de polímero que sirve principalmente como un reductor de fricción en vez de principalmente como un viscosificador) . En modalidades, la composición de tratamiento del pozo también puede comprender un fluido portador que no es capaz de disolver las NCC y/o las partículas de NCC.

A menos que las partículas tengan una densidad muy baja y/o el fluido portador tiene una densidad muy alta, y/o la tasa de bombeo es muy alta, el fluido portador normalmente se viscosificará para ayudar a suspender las partículas. Se puede utilizar cualquier método para viscosificar el fluido portador. Se puede viscosificar el agua con un polímero reticulado o no reticulado. El polímero, especialmente si está reticulado, puede permanecer y concentrarse en la fractura luego del tratamiento y ayudar a evitar el flujo de fluido. En la fracturación, los polímeros pueden estar reticulados para aumentar la viscosidad con un mínimo de polímeros. En modalidades, es mejor que haya más polímeros que menos, a menos que su costo lo impida, y la reticulación agrega costo y complejidad, por eso los fluidos no reticulados también pueden ser beneficiosos, teniendo en cuenta que más fluidos viscosos tienden a ensanchar las fracturas, lo que puede ser indeseable.

En la fracturación, es deseable que el polímero se descomponga luego del tratamiento, por lo que generalmente se elige al polímero que es menos térmicamente estable ya que sobrevivirá lo suficiente para colocar el apuntalante. En modalidades, pueden ser beneficiosos los polímeros estables, tales como poliacrilamidas , poliacrilamidas sustituidas y otros. La elección de polímero, su concentración y de reticulador, si lo hubiere, se realiza equilibrando estos factores para la eficacia, tomando en cuenta el costo, conveniencia y simplicidad.

La colocación del material de obturación de NCC o de partícula de NCC es similar a la colocación del apuntalante en la fracturación hidráulica. El material de obturación se puede suspender en un fluido portador para formar una "suspensión de relleno". Si una fractura se crea y se obtura al mismo tiempo, se puede usar un simulador de fractura hidráulica "Property3D" (P3D) para diseñar las tareas de fractura y simular la geometría de la fractura final y la colocación del material de relleno. (Si se está obturando una fractura existente, normalmente no se usa un simulador.) Los ejemplos de dicho simulador P3D son FRACADE (software de monitoreo-tratamiento, predicción y diseño de fractura patentado de Schlumberger) , FRACPRO vendido por Pinnacle Technologies, Houston, TX, EUA, y MFRAC de Meyer and Associates, Inc., EUA. Si una fractura se crea y se obtura en una misma operación, o si se obtura una fractura existente, la pared de la fractura se debe cubrir de arriba a abajo y de extremo a extremo ("longitud y altura") con suspensión de relleno donde se espera el flujo de fluido no deseado. Generalmente, el ancho de la fractura creada no se llena completamente con la composición de tratamiento de pozo, pero puede ser deseable asegurar que se bombea suficiente material para (i) al menos (si la fractura se cierra luego de la colocación de la composición de tratamiento de fluido) crear una capa completa del material de mayor tamaño ("grueso") utilizado a lo largo de toda la longitud y altura de la región de la fractura donde el flujo se debe impedir, o para (ii) llenar totalmente el volumen de la fractura con composición de tratamiento de pozo. Cuando se ha logrado al menos la situación (i) , se dirá que la fractura se llenará con al menos una monocapa de partículas gruesas.

La concentración máxima normal utilizada puede ser tres capas (entre las caras de la fractura) del material grueso. Si la fractura es más ancha que esta, pero se cerrará, se pueden utilizar tres capas de material de relleno, siempre que después de que la fractura se cierre, se cubra toda la longitud y altura de las paredes de fractura. Si la fractura es más ancha que esta, y la fractura no se cerrará luego, entonces (i) se puede bombear más material de relleno para llenar la fractura o (ii) se puede usar algún otro material para rellenar la fractura, tal como pero de modo no taxativo, el material maleable descrito anteriormente. Más de tres capas puede ser un desperdicio de material particulado, puede permitir una mayor oportunidad de huecos indeseables involuntarios en el paquete de partículas y puede permitir el contraflujo de material particulado en el pozo. Por lo tanto, especialmente si el ancho rellenado del volumen de la fractura es tres veces el tamaño de la partícula más grande o más, entonces se puede agregar un material de puenteo para reducir el flujo de partículas en el pozo. Este debe ser un material que no aumente la porosidad del paquete cuando se cierre. Las fibras orgánicas o poliméricas maleables son productos que logran hacer esto de manera eficaz. Se pueden usar las concentraciones de hasta alrededor de 9,6 g de material de puenteo maleable por litro de fluido portador.

El fluido portador puede ser cualquier fluido de fracturación convencional que permitirá que el transporte de material cubra completamente la fractura, se mantenga en la fractura y mantenga el material en suspensión mientras se cierra la fractura. Se puede usar guar reticulado u otro polisacárido. Los ejemplos de materiales adecuados incluyen poliacrilamida reticulada o poliacrilamidas reticuladas con grupos adicionales tales como AMPS para proporcionar aun más estabilidad térmica y química. Dichos materiales pueden (1) concentrarse en la fractura, (2) resistir la degradación y proporcionar resistencia adicional al flujo de fluidos en el volumen de los poros no rellenados con partículas. Además, se pueden usar los materiales de construcción de paredes, tales como los aditivos de pérdida de flujo, para evitar también que fluya de la formación a la fractura. Los materiales para construir paredes, tales como almidón, mica y carbonatos, son bien conocidos.

Generalmente se desea obturar una parte de la fractura; esto ocurre en particular cuando la fractura se extiende más allá de la región deseada en una región en la que una fractura en la que pueda fluir fluido es indeseable. Esto se puede lograr usando la composición de tratamiento de pozo descrita anteriormente si el área a obstruir está en la parte superior o en el fondo de la fractura. Hay dos técnicas para lograr esto; cada una se puede usar con una terminación de perforado/entubado o una terminación de pozo abierto. En la primera técnica ("gravedad específica"), se bombea la suspensión de puenteo antes de bombear la suspensión de fractura principal y tiene una gravedad específica diferente a la que la suspensión de fractura principal. Si la suspensión de relleno es más pesada que la suspensión de fractura principal, entonces la parte de la fractura obstruida estará en el fondo de la fractura. Si la suspensión de relleno es más liviana que la suspensión de fractura principal, entonces la parte de la fractura obstruida estará en la parte superior de la fractura. La suspensión de relleno será inherentemente más liviana o más pesada que la suspensión de apuntalante simplemente porque las partículas son más livianas o más pesadas que el apuntalante; la diferencia se puede potenciar también cambiando la gravedad específica del fluido portador para las partículas en comparación con la gravedad específica del fluido portador para el apuntalante.

La segunda técnica ("colocación") es pasar el sistema de tuberías en el pozo en un punto superior o inferior de las perforaciones. Si el objetivo es obstruir el fondo de la fractura, entonces el sistema de tuberías se pasa en un punto por debajo de las perforaciones, y la suspensión de puenteo se bombea por el sistema de tuberías mientras que la suspensión de tratamiento de fractura principal se bombea por el anillo entre el sistema de tubería y el entubado. Esto hace que la suspensión de relleno entre en la parte inferior de la fractura. Si el objetivo es obstruir la parte superior de la fractura, entonces el sistema de tubería se pasa en el pozo a un punto por encima de las perforaciones. Entonces, cuando la suspensión de relleno se bombea hacia abajo del sistema de tubería mientras que la suspensión de tratamiento de fractura principal se bombea hacia el anillo entre el sistema de tubería y el entubado, la suspensión de relleno se hace entrar a la parte superior de la fractura. El sistema de tuberías se puede mover durante esta operación para ayudar en la colocación de las partículas a lo largo de toda la parte no deseada de la fractura. El sistema de tuberías en espiral se puede usar en la técnica de colocación.

En modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden contener NCC y/o partículas de NCC (para formar obstrucciones) en una cantidad de alrededor de 5 % en peso a alrededor de 70 % en peso, de alrededor de 10 % en peso a alrededor de 60 % en peso, de alrededor de 20 % en peso a alrededor de 50 % en peso, o de alrededor de 30 % en peso a alrededor de 40 % en peso, basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición. En algunas modalidades, los fluidos, fluidos de tratamiento o composiciones de la presente descripción pueden contener NCC y/o partículas de NCC (para formar obstrucciones) en una cantidad de alrededor de 0,001 % en peso a alrededor de 10 % en peso, tal como, 0,01 % en peso a 10 % en peso, 0,1 % en peso a 5 % en peso o de alrededor de 0,5 % en peso a alrededor de 5 % en peso, basándose en el peso total del fluido, fluido de tratamiento o composición.

Las NCC y/o las partículas de NCC se podrían funcionalizar con cualquiera de los materiales descritos anteriormente, de manera que la NCC puede actuar como agente de detección o indicador en uno o más de los yacimientos petrolíferos o aplicaciones de tratamiento discutidos anteriormente. Otras funcionalidades podrían actuar para modificar la humectabilidad de la roca, que podría ser útil para las aplicaciones de recuperación de petróleo mejorada (RPM) .

Lo anterior se ilustra adicionalmente mediante referencia a los siguientes ejemplos, que se presentan con fines ilustrativos y no pretenden limitar el alcance de la presente descripción .

EJEMPLOS Los siguientes experimentos se llevaron a cabo para demostrar el efecto sinérgico entre diferentes nanocelulosas y el guar. En los siguientes experimentos, se midieron las propiedades de sedimentación de la arena y los comportamientos reológicos. En estos experimentos, se ha tenido en cuenta el efecto de dilución de la nanocelulosa . Los diferentes materiales de nanocelulosa utilizados en estos experimentos se describen a continuación en la Tabla 1.

Tabla 1 : Descripción de los materiales de la nanocelulosa Sedimentación de los materiales Los diferentes materiales de nanocelulosa primero se mezclaron a una concentración de 1 gramo/litro (g/L) y también 2 g/L con una solución de guar hidratado (3,6 g/L, 30 ppt) . La mezcla se agitó durante 10 minutos a temperatura ambiente. La mezcla resultante se volcó en un cilindro volumétrico (25 mL) y grano individual de apuntalante de CARBOLITE de 20/40 mesh se utilizó para medir la sedimentación de la arena estática. Los resultados se muestran en la Figura 1 y tabla 2, que incluye los resultados a partir de experimentos de sedimentación de arena estática de grano individual de varias concentraciones de celulosa.

Tabla 2 : Propiedades de sedimentación de arena estática de grano individual de diferentes geles lineales de guar-nanocelulosa (mm.min"1) Apuntalante 20/40 mesh CARBOLITE NS = Sin sedimentación Los resultados anteriores demuestran que la sedimentación de arena estática se puede mejorar enormemente con la adición de nanocelulosa . Se obtuvieron mejores resultados con NCC1 en comparación con los productos de MFC. Se observó la suspensión de arena de los productos de MFC con concentraciones mayores que 4 g/L.

Experimentos de sedimentación de arena estática de grano individual adicionales se realizaron con una concentración de guar de 1,8 g/L (20 ppt) . Los resultados se muestran en la Tabla 3. Como se ve en la Tabla 3 , un grano individual de arena cae con una velocidad de alrededor de 3000 mm/min en guar solamente. Cuando el guar se mezcla con las muestras de nanocelulosa, la sedimentación de arena se reduce a 420 mm/min para NCC 1.

Tabla 3 : Exámenes de sedimentación de arena estática de grano individual Estos exámenes de sedimentación de arena estática de grano individual demuestran que la presencia de nanocelulosa en una solución de guar aumenta la suspensión de apuntalante como se muestra anteriormente en la Tabla 3 con NCC 1.

Estudios de reología: Mezcla de guar con NCC Una mezcla de NCC (a varias concentraciones en el intervalo de 1,0 g/L a 4,0 g/L) y guar a 30 ppt se preparó y se sometió a análisis reológico usando un reómetro BOHLIN CVO-R (fabricado por Malvern Instruments) equipado con un dispositivo Pelletier para el estudio de temperatura. Los resultados de estos experimentos se muestran en la Figura 2. En la Figura 2, se gráfica la viscosidad en función de tasas de cizallamiento que varían de 0,05 s"1 a 150 s"1. En la Tabla 4 se presentan resultados adicionales de estos experimentos.

Tabla 4: Viscosidad 103 cP) en guar lineal 3,6 g/L - NCC 1 caracterizada por una alta viscosidad a tasas de cizallamiento bajas. Además, los resultados demuestran que la concentración de NCC aumentó la viscosidad cuando aumentaron las tasas de cizallamiento bajas.

También se realizaron las pruebas de reología a varias temperaturas. Los resultados se presentan en la Figura 3 y en la Tabla 5.

Tabla 5: Viscosidad (103 cP) en guar 3,6 g/L - NCC 1 6,0 g/L Como se muestra en la Figura 3 y Tabla 5, la viscosidad es mayor en la presencia de NCC 1 que muestra el efecto sinérgico de los dos polímeros. Los resultados indican que la presencia de NCC permite viscosidades mucho mayores especialmente a tasas de cizallamiento menores.

Mezcla CMC/NCC hidratada Se mezcló NCC 2 en agua de la canilla que contiene KCl al 2 %, a partir de una solución hidratada previamente en agua DI, para hacer una solución de NCC2 de 0,96 % en peso. Se mezcló la mezcla durante 5 minutos a alrededor de 4000 rpm para asegurar la dispersión adecuada en la solución. Se agregó carboximetilcelulosa (CMC) a esta solución para hacer una solución de CMC de 0,48 % en peso. Luego la mezcla se mezcló durante 30 minutos. Se preparó una muestra adicional conteniendo CMC hidratada en agua de la canilla y KCl al 2 % en una materia similar para hacer una solución de CMC de 0,48 % en peso. Además, se preparó una muestra de NCC 2 de 0,96 % en peso. Como se discutió anteriormente se registraron las mediciones de la viscosidad. Los resultados se muestran en la FIG. 4.

La mezcla de NCC 2 y CMC (relación molar 2:1) en una solución de KCl al 2 % exhibe una viscosidad mucho mayor y un comportamiento de tipo gel de reducción de cizallamiento . Estos experimentos también demuestran la formación de un límite de elasticidad elevado a tasas de cizallamiento bajas (alrededor de 1 s"1) . La diferencia en viscosidad entre la muestra C C/NCC y las otras dos muestras se acercaron a dos órdenes de magnitud.

Reología con MFC 1 - Ejemplo comparativo El guar lineal a 3,6 g/L (20 ppt) se mezcló con MFC 1 y la solución se agitó durante 10 minutos. Los experimentos de reología fueron realizados a varias concentraciones de MFC 1 dentro del intervalo de 4 g/L a 6 g/L. Los resultados de los experimentos de reología se enumeran a continuación en la Tabla 6. La Tabla 6 también incluye los datos de reología para NCC 1 como concentraciones de 4,0 g/L y 6,0 g/L tal como se presentaron previamente en la Tabla 4.

Tabla 6: Reología con MFC 1 y NCC 1 Los resultados demostraron que las propiedades de reducción de cizallamiento del fluido MFC 1 no se comparaban con NCC 1 en la región de bajo cizallamiento debajo de alrededor de una tasa de cizallamiento de 8,3 s"1. Sobre la base de esta información, uno puede concluir que NCC o las partículas de NCC tienen un límite de elasticidad mejorado que se correlaciona con una mejora en la capacidad del material de suspender varios materiales sólidos, tales como el apuntalante .

Geles reticulados Se vierte gelante en agua DI y la muestra se mezcla durante media hora. Luego se vertió 3 g/L NCC 1 en una mezcladora y se mezcló durante 10 minutos. Se agregó NaOH concentrado en una cantidad suficiente para alcanzar un pH de 10,5. Luego se inyectó ácido bórico para realizar reticulación. La concentración final de iones de borato se fijó a 40 ppm en la solución de guar. Se realizó viscometría con un dispositivo Bohlin C-VOR OCP 271-03, herramienta C25 Din 53019. Se aplicó un cizallamiento previo a una tasa de cizallamiento de 1 s"1 durante 60 s"1.

Las mediciones de la viscosidad se realizaron luego de la reticulación y se enumeraron en la Tabla 7.

Tabla 7: Reologia con NCC 1/Reticulador de borato Tensioactivos viscoelásticos y nanocelulosa NCC 2 se mezcló con agua DI para alcanzar las concentraciones establecidas en la Figura 5. Un tensioactivo viscoelástico (de tipo betaína) se agregó a la solución y la mezcla se sometió a cizalla en una mezcladora aring a 40 % de velocidad máxima durante 3 minutos. La espuma obtenida luego se sometió a centrifugación para proceder con las mediciones de reología.

Luego de que los tensioactivos viscoelásticos se mezclaron con NCC 2, la reología fue medida como una función de tasas de cizallamiento y temperatura. Tal como lo demostraron los resultados ilustrados en la Figura 5, la adición de NCC 2 aumenta la estabilidad térmica de las VES de 230 °F (110 °C) a 280 °F (138 °C) . Se observaron tendencias similares a tasas de cizallamiento más altas. La relación de VES respecto a NCC2 se puede utilizar para optimizar el efecto sinérgico entre los dos sistemas.

Fluido de compactación de grava utilizando un tensioactivo viscoelástico Un fluido portador está compuesto de 7,5 % de tensioactivo viscoelástico en 8,7 libras por galón. Se preparó sal de cloruro de potasio. Varias cantidades de NCC 2 (0,5 % en peso, 1 % en peso y 1,5 % en peso) se agregaron a este fluido. La reología fue medida como una función de tasas de cizallamiento y temperatura. Los resultados se muestran en la FIG. 6.

Aunque la descripción anterior se ha descrito en la presente con referencia a medios, materiales y modalidades particulares, no se pretende limitar a los detalles descritos en la presente; por el contrario, se extiende a toda estructura, método y uso equivalentes, tales como los comprendidos en el alcance de las reivindicaciones adjuntas. En las reivindicaciones, se pretende que las cláusulas de medios más funciones cubran las estructuras descritas en la presente como que realizan la función descrita y no solo equivalentes estructurales sino también estructuras equivalentes. Por lo tanto, pese a que un clavo y un tornillo pueden no ser equivalentes estructurales ya que un clavo emplea una superficie cilindrica para asegurar partes de madera entre sí y un tornillo usa una superficie helicoidal, en el ámbito de sujetar partes de madera; un clavo y un tornillo pueden ser estructuras equivalentes. La intención expresa del solicitante es no recurrir al artículo 112(f) , del título 35 del USC [Código de Estados Unidos] para cualquier limitación de cualquiera de las reivindicaciones de la presente, salvo aquellas donde la reivindicación utiliza expresamente la expresión "medios para" junto con una función relacionada.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un fluido para tratar una formación subterránea que comprende : un solvente; y una composición que comprende una celulosa nanocristalina, donde la celulosa nanocristalina comprende partículas de celulosa nanocristalina de tipo varilla (partículas de NCC) que tienen una estructura cristalina.

2. El fluido para tratar la formación subterránea de la reivindicación 1, donde las partículas de NCC tienen una longitud de alrededor de 100 a alrededor de 1000 nm, y una relación de aspecto (longitud: diámetro) de alrededor de 10 a alrededor de 100, o donde las partículas de NCC tiene un diámetro de alrededor de 2 a alrededor de 100 nm, y una relación de aspecto (longitud: diámetro) de alrededor de 10 a alrededor de 100.

3. El fluido para tratar la formación subterránea de la reivindicación 1, donde el fluido se selecciona del grupo que consiste en un fluido de fracturación, fluido de control de pozo, fluido para matar pozos, fluido de cementación de pozo, fluido de fracturación ácida, fluido de desviación ácida, un fluido de estimulación, un fluido de control de arena, un fluido de terminación, un fluido de consolidación de pozo, un fluido de tratamiento de recuperación, un fluido de perforación, un fluido espaciador, un fluido de fracturación y compactacion, fluido de control de producción de agua y fluido de compactacion de grava.

4. El fluido para tratar la formación subterránea de la reivindicación 1, donde la celulosa nanocristalina es una celulosa nanocristalina funcionalizada que tiene un porcentaje de funcionalización de superficie de alrededor de 5 a alrededor de 90 por ciento.

5. El fluido para tratar la formación subterránea de la reivindicación 1, donde la superficie de las partículas de NCC comprende uno o más grupos funcionales seleccionados del grupo que consiste en un hidroxilo, haluros, éteres, aldehidos, cetonas, ásteres, aminas, amidas, ésteres de sulfato y carboxilatos .

6. El fluido para tratar la formación subterránea de la reivindicación 1, donde una circunferencia externa de las partículas de NCC ha sido sometida a modificación química seleccionada del grupo que consiste en esterificación, eterificación, oxidación, sililación, fosfonación, aminación, sulfurización, halogenación e injerto de polímeros.

7. El método para tratar una formación subterránea comprende: preparar un fluido de tratamiento que comprende al menos: un solvente, y una celulosa nanocristalina ; e introducir el fluido de tratamiento en un pozo, donde la celulosa nanocristalina comprende partículas de celulosa nanocristalina de tipo varilla (partículas de NCC) que tienen una estructura cristalina.

8. El método para tratar una formación subterránea de la reivindicación 7, donde las partículas de NCC no están aglomeradas y se encuentran dispersas de forma sustancialmente uniforme en un solvente acuoso.

9. El método para tratar una formación subterránea de la reivindicación 7, donde el fluido además comprende uno o más aditivos seleccionados del grupo que consiste en polímeros hidratables, reticuladores, biocidas, tensioactivos , activadores, estabilizadores y rompedores.

10. El método para tratar una formación subterránea de la reivindicación 7, donde el fluido se selecciona del grupo que consiste en un fluido de fracturación, fluido de control de pozo, fluido para matar pozos, fluido de cementación de pozo, fluido de fracturación ácida, fluido de desviación ácida, un fluido de estimulación, un fluido de control de arena, un fluido de terminación, un fluido de consolidación de pozo, un fluido de tratamiento de recuperación, un fluido espaciador, un fluido de perforación, un fluido de fracturación y compactación, fluido de control de producción de agua y fluido de compactación de grava.

11. El método para tratar una formación subterránea de la reivindicación 7, donde una superficie de las partículas de NCC comprende uno o más grupos funcionales seleccionados del grupo que consiste en un grupo hidroxilo, grupos de ésteres de sulfato, y grupos de carboxilato.

12. El método para tratar una formación subterránea de la reivindicación 7, donde las partículas de NCC poseen una estabilidad química y térmica de modo que menos que 5 % del deterioro o la descomposición de la masa ocurre cuando las partículas de NCC están expuestas a condiciones de fondo del pozo .

13. El método para tratar una formación subterránea de la reivindicación 7, donde el fluido de tratamiento comprende adem s : un apuntalante, y un agente de transporte de apuntalante que comprende las partículas de NCC que tienen una estructura cristalina.

14. El método para tratar una formación subterránea de la reivindicación 21, donde el fluido de tratamiento comprende además: un agente fortalecedor de materiales que comprende las partículas de NCC; un agente reductor de pérdida de fluido que comprende las partículas de NCC, un agente reductor de fricción/de reducción de arrastre que comprende las partículas de NCC, o un agente de mitigación de gas que comprende las partículas de NCC.

15. El método para tratar una formación subterránea de la reivindicación 14, donde el fluido de tratamiento es una suspensión de cemento espumado estabilizado que comprende partículas de celulosa nanocristalina de tipo varilla (partículas de NCC) que tienen una estructura cristalina.