MX2014013141A - Activadores biodegradables para sol de gel silice para bloqueo de permeabilidad. - Google Patents

Abstract

Se describe un método para tratamiento de una zona de tratamiento en un pozo para reducir la permeabilidad de la zona de tratamiento que incluye los pasos de: introducir en la zona de tratamiento un fluido para tratamiento de base acuosa que comprende: un sol acuoso de sílice; y un activador químico soluble en agua para gelificar el sol de sílice, en donde el activador químico se selecciona del grupo que consiste de: ácido fítico, ácido metilglicindiacético, un ácido poliepoxisuccíníco soluble en agua, ácido salicílico, ácido ascórbico, ácido tánico, y una sal de metal alcalino o sal de amonio de cualquiera de los anteriores; y cerrar la zona de tratamiento durante al menos un tiempo suficiente para permitir que el fluido para tratamiento forme in situ un gel sólida a una temperatura nominal para el método. Alternativamente, un primer fluido de tratamiento que incluye el sol acuoso de sílice y un segundo fluido para tratamiento que incluye el activador químico se pueden introducir en la zona de tratamiento por separado, en cualquier orden.

Description

ACTIVADORES BIODEGRADABLES PARA SOL DE GEL SÍLICE PARA BLOQUEO DE PERMEABILIDAD CAMPO DE LA INVENCION Las invenciones están en el campo de la producción de petróleo crudo o gas natural a partir de formaciones subterráneas. Más específicamente, las invenciones en general t-~o_én se relacionan con reducir la permeabilidad de una formación subterránea. Esto puede ser útil, por ejemplo, para reducir o bloquear la producción excesiva de agua durante la producción de petróleo o gas proveniente del pozo.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Pozos de petróleo y gas En el contexto de la producción de un pozo, se e*" . er.de que petróleo y gas hacen referencia a petróleo crudo y gas natural. El petróleo y el gas son hidrocarburos de origen natural en ciertas formaciones subterráneas.

Una formación subterránea es un cuerpo de roca que tiene características suficientemente distintivas y es suficientemente continua para que los geólogos la describan, formen mapas y la nombren. En el contexto de la evaluación de formación, una formación subterránea se refiere al volumen de r a observado mediante una medición hecha a través de un sondeo, como en una prueba log o una para pozos. Estas mediciones indican las propiedades físicas de este volumen de roca, tales como la propiedad de permeabilidad.

Una formación subterránea que tenga una porosidad y p-.-.rmeabilidad suficientes para almacenar y transmitir fluidos algunas veces se denomina como un yacimiento.

Una formación subterránea que contiene petróleo o gas puede estar ubicada bajo la tierra o bajo el fondo marino. Los yacimientos de petróleo y gas típicamente se ubican en la variación de unos cuantos cientos de metros (pies) (yacimientos poco profundos) hasta unas cuántas decenas de miles de metros (pies) (yacimientos ultra-profundos) bajo la superficie de la tierra o el lecho marino.

Existen tipos convencionales y no convencionales de yacimientos .

En un yacimiento convencional, los hidrocarburos fluyen hacia el sondeo de una forma que se puede caracterizar por un flujo a través de medios permeables, donde la permeabilidad puede o no haber sido alterada cerca del sond=c, o un flujo a través de medios permeables hacia una fractura permeable o (conductora) , doble ala colocada en la formación. Un yacimiento convencional típicamente tiene una permeabilidad matriz mayor de aproximadamente 1 miliDarcy (equivalente a aproximadamente 1,000 microDarcy) .

Un yacimiento convencional por lo general tiene una forma que atrapará hidrocarburos y que está cubierto por una roca relativamente impermeable, conocida como tapa de roca. La tapa de roca forma una barrera por encima de la roca del yacimiento de tal forma que los fluidos no puedan migrar más allá del yacimiento. Una tapa de roca tiene la capacidad para ser una barrera a la migración de fluidos en una escala de tiempo geológico, tiene una permeabilidad que es menor de aproximadamente 1 microDarcy. La tapa de roca comúnmente es sal, anhidrita o esquisto.

Además, los hidrocarburos ubicados en el yacimiento están localizados verticalmente con base en su densidad, donde el movimiento de uno del fluido del yacimiento puede aplicar una fuerza de impulso a otro fluido del yacimiento. Las rocas de yacimiento más convencionales son piedra caliza, dolomita, arenisca, o una combinación de estas.

Para producir petróleo o gas, se perfora un pozo en una formación subterránea que sea un yacimiento de petróleo o gas. Un pozo incluye una boca de pozo y al menos un sondeo desde la boca de pozo que penetra la tierra.

La boca de pozo es la terminación superficial de un sondeo, la superficie puede estar sobre la tierra o sobre el lecho marino. Un sitio del pozo o sitio de trabajo es la ubicación geográfica de una boca de pozo. Puede incluir instalaciones relacionadas, tales como una batería de depósitos, separadores, estaciones de compresión, calentamiento u otro equipo, y fosos de fluidos. Si es marítimo, un sitio de pozo puede incluir una plataforma.

Típicamente, un sondeo se debe perforar cientos o miles de metros (pies) en la tierra hasta alcanzar una formación petrolífera o gaseosa. En general, entre mayor sea la profundidad de la formación, mayor será la temperatura estática y presión de la formación.

El "sondeo" se refiere al agujero taladrado, incluyendo cualesquiera porciones del pozo cementadas o no cementadas. El "pozo de sondeo" por lo general se refiere a la pared interior del sondeo, es decir, la superficie rocosa o pared delimita el agujero taladrado. Un sondeo puede tener porciones que sean verticales, horizontales, o cualquier otra entre las mismas, y puede tener porciones que sean rectas, curvas o ramificadas. En el sentido en el que se utiliza en la presente, "hacia arriba del pozo", "fondo del pozo", y términos similares se relacionan con la dirección de la boca del pozo, sin importar que la porción del sondeo sea vertical u horizontal.

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

Servicio para pozos y fluidos para pozos En general, los servicios para pozos incluyen una amplia variedad de operaciones que se pueden realizar en pozos petrolíferos, de gas, geotérmicos, o de agua, tales como perforación, cementación, completación e intervención. Estos servicios para pozos están diseñados para facilitar o mejorar la producción de fluidos convenientes, tales como petróleo o gas desde o a través de una formación subterránea.

Un servicio para pozos por lo general implica introducir un fluido para pozos en un pozo. En el sentido en el que se utiliza en la presente, un "fluido para pozos" es un fluido utilizado en un servicio para pozos. En el sentido en el que se utiliza en la presente, un "fluido para pozos" en términos generales se refiere a cualquier fluido adaptado para que sea introducido en un pozo para cualquier fin. Un fluido para pozos puede ser, por ejemplo, un fluido de perforación, una composición para cementación, un fluido para tratamiento, o un fluido separador.

Mejora de la proporción petróleo/agua en la producción ("Control de conformidad") La producción de agua proveniente de pozos petrolíferos y de gas es un problema generalizado que provoca desventajas económicas significativas. Las altas tarifas del agua provocan una reducción en la productividad del pozo, aumentan los gastos de operación, y pueden bloquear completamente la producción de los pozos. Controlar y eliminar la afluencia no deseada de agua en los pozos petrolíferos o de gas es una de las principales preocupaciones de los productores.

El agua puede ser el resultado de una zona productora de agua que se comunica con la zona productora de petróleo o gas mediante fracturas, vetas de alta permeabilidad, fisuras, cavidades, o lo semejante, o se puede provocar por una variedad de otros sucesos que son bien conocidos por aquellos expertos en la técnica tales como conéo de agua, crestería de aguas, agua subyacente, canalización en el sondeo, etc. El agua puede llegar de una o más direcciones (desde abajo, desde los costados o desde arriba). Por lo general, el agua se produce al costo de la recuperación de petróleo o gas, y, en casos graves, la afluencia del agua es tan grande que la producción de petróleo o gas se neutraliza completamente.

En técnicas mejoradas de recuperación, tales como inundación de agua, se inyecta bajo presión un torrente acuoso o fluido de desplazamiento en una formación subterránea que contiene petróleo mediante uno o más pozos de inyección. El flujo del liquido acuoso a través de la formación desplaza el petróleo o gas y lo conduce a uno o más pozos productores. Sin embargo, el fluido acuoso de desplazamiento tiende a fluir a través de las zonas más permeables en la formación subterránea, con lo cual se desvian menos zonas permeables que contienen petróleo o gas. Este flujo irregular del fluido acuoso de desplazamiento a través de la formación reduce el rendimiento general de los hidrocarburos provenientes de la formación.

Hasta ahora, los problemas de recuperación mejorada en una formación que contiene petróleo subterráneo, provocados por variaciones de permeabilidad se han corregido al reducir la permeabilidad de las trayectorias de flujo de la formación subterránea. Las técnicas utilizadas para llevar a cabo esta reducción en la permeabilidad de las zonas de alta permeabilidad a veces se denominan en la técnica como "técnicas de control de conformidad". Disminuir la producción de agua en exceso aumenta la proporción de producción de agua/petróleo ("WOR") , disminuyendo el costo de manipulación del agua. Las técnicas para control de conformidad pueden extender la vida económica del pozo, aumentando la rentabilidad de la inversión. La producción de petróleo aumenta a medida que disminuye la producción de agua.

Se han propuesto una serie de métodos para controlar la producción de agua proveniente de las formaciones subterráneas. Por ejemplo, los métodos incluyen procesos diseñados para bloquear los poros o canales dentro de una formación mediante gelificación utilizando materiales poliméricos tales como alcohol polivinilico y ácido poliacrilico . Véanse, por ejemplo, las patentes de los Estados Unidos Nos. 7759292 y 7563750, que se incorporan en la presente como referencia. También véase, por ejemplo, la patente de Británica No. GB-A-2399364.

Otro método que se ha propuesto implica introducir una barrera, tal como una resina de concreto, adyacente al sondeo para evitar el movimiento del agua en la perforación.

Más recientemente, se han propuesto métodos para alcanzar un control selectivo de agua sin la necesidad de técnicas de aislamiento de zonas que comprenden polímeros hidrófilos. Se cree que la hidrofilicidad del polímero proporciona la selectividad deseada. Conduce a una división preferencial en aquellos canales y poros de la formación que tienen altos niveles de agua sin deterioro para la producción de petróleo y gas.

Una desventaja con los polímeros utilizados para el tratamiento de cierre del agua es que son parcialmente inestables a altas temperaturas (es decir, mayores que 110°C). También, algunos polímeros tienen una tendencia de precipitación a una temperatura mayor en presencia de un ácido y salmueras pesadas saturadas. Véase la publicación de patente de los Estados Unidos No. 2010/0256023, que se incorpora en la presente como referencia. La exposición a estas temperaturas y/o químicos puede provocar que los polímeros se descompongan y/o se degraden anulando con esto su efecto de bloqueo. Cuando esto se presenta, entonces la formación se tiene que volver a tratar con aumentos adicionales en el costo.

Por lo general se utiliza poliacrilamida como uno de los polímeros en el cierre del agua. Desafortunadamente, daña potencialmente el ambiente debido a que se sabe que el monómero de acrilamida producido en la descomposición de la poliacrilamida es una toxina nerviosa.

Existe una necesidad continua por métodos mejorados para controlar o bloquear la producción de agua desde ciertas formaciones subterráneas. También seria conveniente para los métodos evitar el riesgo de daño al ambiente.

SUMARIO DE LA INVENCIÓN Esta invención proporciona composiciones para bloquear, tapar, o sellar una zona productora de agua o gas de un pozo. El sistema de conformidad recién desarrollado y el tratamiento se basa en una química verde y ambientalmente aceptable que incorpora nano-sílice en la forma de un sol de sílice y un activador químico para gelificar el sol de sílice in situ en una zona de tratamiento de un pozo. El sílice se considera ambientalmente benigno. Los activadores químicos no son tóxicos, son biodegradables , y aceptables ambien almen e. El tratamiento desarrollado es útil para las temperaturas estáticas en el fondo del pozo de hasta al menos 148.88°C (300°F) .

De acuerdo con una modalidad, se proporciona un método para tratar una zona de tratamiento en un pozo para reducir la permeabilidad de la zona de tratamiento, el método incluye los pasos de: (A) introducir en la zona de tratamiento un fluido para tratamiento de base acuosa que comprende: (i) un sol acuoso de sílice; y (ii) un activador químico soluble en agua para gelificar el sol de sílice, en donde el activador químico se selecciona del grupo que consiste de: (a) ácido fítico, una sal de metal alcalino o una sal de amonio de los mismos; (b) ácido metilglicindiacético, una sal de metal alcalino o una sal de amonio del mismo; (C) un ácido poliepoxisuccínico soluble en agua y una sal de metal alcalino o una sal de amonio del mismo; y (d) ácido salicílico, ácido ascórbico, ácido tánico, y una sal de metal alcalino o sal de amonio de cualquiera de los anteriores; y (B) el cierre en la zona de tratamiento durante al menos un tiempo suficiente para permitir que el fluido para tratamiento forme in situ un gel sólido a una temperatura nominal para el método.

De acuerdo con otra modalidad, un primer fluido para tratamiento que comprende el sol acuoso de sílice y un segundo fluido para tratamiento que comprende el activador químico se pueden introducir en la zona de tratamiento por separado, en cualquier orden, para luego mezclarse juntos y gelificarse in situ.

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

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LAS MODALIDADES PREFERIDAS Y MEJOR MODO DE LLEVARLAS A CABO Definiciones y Usos Interpretación Las palabras o términos utilizados en la presente tienen su significado sencillo, normal en el campo de esta descripción, excepto al grado en que se defina explícita y claramente en esta descripción.

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

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

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

Los términos tales como "primero", "segundo", "tercero", etc. se asignan arbitrariamente y pretenden simplemente diferenciar entre dos o más fluidos, elementos o pasos que de otra manera son similares o correspondientes por naturaleza, estructura, función o acción. Por ejemplo, las palabras "primero" y "segundo" sirven para otro fin y no forman parte del nombre o descripción de los siguientes nombres o términos descriptivos. El uso simple del término "primero" no requiere que haya ningún "segundo" componente, parte o pasos similar o correspondiente. Similarmente, el simple uso de la palabra "segundo" no requiere que haya ningún "primero" o "tercer" componente parte o paso similar o correspondiente. Además, se debe entender que el simple uso del término "primero" no requiere que el elemento o paso sea el primero en cualquier secuencia, aunque simplemente que sea al menos uno de los elementos o pasos. Similarmente, el simple uso de los términos "primero" y "segundo" no necesariamente requiere cualquier secuencia. Por consiguiente, el simple uso de estos términos no excluye elementos pasos intermedios entre el "primero" y "segundo" elementos o pasos, etc.

Donde quiera que se describa una variación numérica de grados o medición con un limite inferior y un límite superior, también se pretende que esté descrito específicamente cualquier número y cualquier variación que quede dentro de la variación. Por ejemplo, cada variación de valores (en la forma "de a hasta b", o "entre aproximadamente a hasta aproximadamente b", o "entre aproximadamente a hasta b", "aproximadamente a hasta b", y cualesquiera expresiones similares, donde "a" y "b" representan valores numéricos de grados o mediciones) se debe entender que se establece cualquier número y variación abarcada dentro de la amplia gama de valores.

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

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

El término "temperatura nominal" se refiere a un estimado o medición de la temperatura real en el ambiente del fondo del pozo en el momento de un tratamiento para el pozo. Es decir, la temperatura nominal toma en cuenta no sólo la temperatura estática en el fondo del pozo (que algunas veces se denomina "BHST") , sino que también el efecto de la temperatura del fluido en el pozo sobre la BHST durante el tratamiento. Debido a que los fluidos para tratamiento pueden ser considerablemente más fríos que la BHST, la diferencia entre las dos temperaturas puede ser bastante grande. Por último, si no se perturba, una formación subterránea regresará a la BHST.

La región cerca del sondeo de una zona por lo general se considera que incluye la matriz de la roca dentro de unos cuantos centímetros (pulgadas) del pozo del sondeo. En el sentido en el que se utiliza en la presente, la región cerca del sondeo es una zona que se considera será en cualquier lugar dentro de aproximadamente 30.48 cm (12 pulgadas) del sondeo. La región de campo lejano de una zona por lo general se considera la matriz de la roca que está más allá de la región cerca del sondeo.

Términos para fluido El estado físico o fase de una sustancia (o mezcla de sustancias) y otras propiedades físicas se determinan a una temperatura de (25°C (77 °F) y una presión de 1 atmósfera (condiciones estándar de laboratorio) sin ningún esfuerzo cortante aplicado.

En el sentido en el que se utiliza en la presente, un fluido es una sustancia que se comporta como un líquido bajo condiciones estándar de laboratorio.

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

En el sentido en el que se utiliza en la presente, un fluido de base acuosa significa que el agua o una solución acuosa es el material dominante, es decir, más del 50% en peso, de la fase continua de la sustancia.

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

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

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

Dispersiones Una dispersión es un sistema en el cual las partículas de una sustancia de una composición química y el espacio físico se dispersan en otra sustancia de una composición química o estado físico diferente. Además, las fases pueden estar anidadas. Si una sustancia tiene más de una fase, la fase más externa se denomina como la fase continua de la sustancia como un todo, sin importar el número de fases internas o fases anidadas diferentes.

Una dispersión se puede clasificar una serie de formas diferentes, incluyendo con base en el tamaño de las partículas dispersas, la uniformidad o falta de uniformidad de la dispersión, si es que se presenta o no precipitación y la presencia de movimiento browniano. Por ejemplo, se puede considerar que una dispersión será homogénea o heterogénea con base en que sea una solución o no, y si no una solución, con base en el tamaño de las partículas dispersas (a las cuales se pueda hacer referencia por el tamaño de gota en el caso de una fase líquida dispersa) .

Clasificación de las dispersiones : homogéneas y heterogéneas Se considera que una dispersión será homogénea si las partículas dispersas se disuelven en solución o las partículas son menores de aproximadamente 1 nanómetro de tamaño. Incluso si no están disueltas, se considera que una dispersión será homogénea si las partículas dispersas tienen menos de aproximadamente 1 nanómetro de tamaño.

Se considera que una dispersión será heterogéneo si las partículas dispersas no están disueltas y son mayores de aproximadamente 1 nanómetro de tamaño. (Por referencia, el diámetro de una molécula de tolueno es de aproximadamente 1 nm) .

Las dispersiones heterogéneas pueden tener gas, líquido, o sólido como una fase externa. Un ejemplo de una suspensión de particulado sólido disperso en una fase gaseosa podría ser un aerosol, tal como humo. En el caso donde las partículas en fase dispersa sean líquidas en una fase externa que sea otro líquido, este tipo de dispersión heterogénea más particularmente se denomina como una emulsión. Las suspensiones y emulsiones comúnmente se utilizan como fluidos para pozo.

Clasificación de dispersiones homogéneas : Soluciones Una solución es un tipo especial de mezcla homogénea. Una solución se considera homogénea: (a) debido a que la proporción de soluto a solvente es la misma en toda la solución; y (b) debido a que el soluto nunca se sedimentará de la solución, incluso bajo centrifugación poderosa, lo cual es debido a la atracción intermolecular entre el solvente y el soluto. Una solución acuosa, por ejemplo, agua salada, es una solución homogénea en la cual el agua es el solvente y la sal es el soluto.

Se puede hacer referencia al estado solvatado, en el cual un ion o molécula de soluto se compleja mediante moléculas de solvente. Un producto químico que se disuelve en solución está en un estado solvatado. La solvatación es distinta de la disolución y solubilidad. La disolución es un proceso cinético, y se cuantifica mediante su velocidad. La solubilidad cuantifica la concentración del soluto en la cual existe un equilibrio dinámico entre la velocidad de disolución y la velocidad de precipitación del soluto. La disolución y solubilidad pueden depender de la temperatura y presión, y pueden depender de otros factores, tales como la salinidad o pH de una fase acuosa.

Clasificación de dispersiones heterogéneas : Coloides y Suspensiones Las dispersiones heterogéneas se pueden clasificar adicionalmente con base en el tamaño de partícula dispersa.

Una dispersión heterogénea es un "coloide", donde las partículas dispersas varían hasta aproximadamente 50 micrómetros (50,000 nanómetros) de tamaño. Por ejemplo, las partículas dispersas de un coloide pueden tener un diámetro entre aproximadamente 4 hasta aproximadamente 300 nanómetros. Estas partículas normalmente son invisibles bajo un microscopio óptico, aungue su presencia se puede confirmar con el uso de un ultramicroscopio o un microscopio electrónico. En los casos donde la fase externa de una dispersión sea un líquido, para un fluido coloidal las partículas dispersas son tan pequeñas que no sedimentan. Una fase dispersa líquida en un líquido continuo se denomina como una emulsión. Una fase dispersa sólida en una fase líquida continua se denomina como un sol. En algunos casos, se puede considerar a un coloide como una mezcla homogénea. Esto es debido a que la distinción entre materia "disuelta" y "particulada" puede ser a veces una cuestión de enfoque, que afecta si es o no homogénea o heterogénea.

Una dispersión heterogénea es una "suspensión", donde las partículas dispersas son mayores de aproximadamente 50 micróraetros. Estas partículas se pueden observar con un microscopio, y son mayores de aproximadamente 50 micrómetros (0.05 mm) , a simple vista. A diferencia de los coloides, sin embargo, las partículas dispersas de una suspensión en una fase externa líquida con el tiempo se pueden separar en reposo, por ejemplo, sedimentar en los casos donde las partículas tengan una mayor densidad que la fase líquida. Las suspensiones que tienen una fase externa líquida son esencialmente inestables desde un punto de vista termodinámico; sin embargo, pueden ser cinéticamente estables durante un largo periodo dependiendo de la temperatura y otras condiciones.

Geles y Deformación Un gel se forma mediante una red de moléculas interconectadas , tal como un polímero reticulado o de micelas. La red proporciona una fase de gel, su estructura y un límite de elasticidad evidente. A nivel molecular, un gel es una dispersión en la cual tanto la red de moléculas es continua como el líquido es continuo. Un gel algunas veces se considera como una fase individual.

Técnicamente, un gel está en un estado similar a gelatina, semi-sólido o fase que puede tener propiedades que varían desde suaves y débiles a duras y resistentes. Las tensiones de cizallamiento bajo un cierto valor finito fracasan en producir una deformación permanente. La tensión de cizallamiento mínima que producirá una deformación permanente se conoce como la resistencia a la cizalla o resistencia a gelificación del gel.

Términos para partícula En el sentido, "particulado" o "material particulado" se refiere a una materia en la forma física de partículas distintas (por ejemplo, químicos no disueltos en otra fase y no agregados en una masa sólida) . Un particulado es un agrupamiento de partículas con base en características comunes, entre las que se incluyen la composición química y variación de tamaño de partícula, la distribución de tamaño de partícula, o el tamaño medio de la partícula. En el sentido en el que se utiliza en la presente, un particulado es un agrupamiento de partículas que tienen una composición química similar y variaciones similares de tamaño de partícula en cualquier lugar en la variación entre aproximadamente 4 nanómetros (por ejemplo, escala molecular) hasta aproximadamente 3 milímetros (por ejemplo, grandes granos de arena) .

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

Un particulado puede ser de partículas sólidas o líquidas. En el sentido en el que se utiliza en la presente, sin embargo, a menos que el contexto requiera otra cosa, particulado se refiere a un particulado sólido. Por supuesto, un particulado sólido es un particulado de partículas que están en el estado físico sólido, es decir, los átomos, iones o moléculas constituyentes están restringidos suficientemente en su movimiento relativo para dar por resultado en una forma fija de cada una de las partículas.

Una forma de medir la distribución aproximada del tamaño de partícula de un particulado sólido es con tamices graduados. Un material particulado sólido pasará a través de alguna malla específica (es decir, tener un tamaño máximo; los trozos más grandes no se ajustarán a través de esta malla) aunque se retendrán por alguna malla específica más estrecha (es decir, un tamaño mínimo; trozos más pequeños que esto pasarán a través de la malla) . Este tipo de descripción establece una variación de tamaños de partículas. Un "+" antes del tamaño de malla indica que las partículas se retendrán por el tamiz, mientras que un "-" antes del tamaño de malla indica que las partículas pasarán a través del tamiz. Por ejemplo, -70/+140 significa que 90% más de las partículas tendrán tamaños de malla entre los dos valores.

Los materiales particulados a veces se describen mediante un solo tamaño de malla, por ejemplo, Malla 100 U.S. Standard. Si no se establece de otra manera, una referencia a un solo tamaño de partícula significa aproximadamente el punto medio de la industria aceptado como variación de tamaño de malla para el particulado.

Particulados menores de aproximadamente Malla 400 U.S. Standard por lo general se medirán por separado de acuerdo con otros métodos debido a que pequeñas fuerzas, tales como las fuerzas electrostáticas pueden interferir con la separación de tamaños de particulados mínimos utilizando una malla de alambre.

Permeabilidad La permeabilidad se refiere a la forma en que los fluidos pueden fluir fácilmente a través de un material. Por ejemplo, si la permeabilidad es alta, entonces los fluidos fluirán más fácilmente y más rápidamente a través del material. Si la permeabilidad es baja, entonces los fluidos fluirán menos fácilmente y más lentamente a través del material. En el sentido en el que se utiliza en la presente, "alta permeabilidad" significa que el material tiene una permeabilidad de al menos 100 miliDarcy (mD) . En el sentido en el que se utiliza en la presente, "baja permeabilidad" significa que el material tiene una permeabilidad menor de 1 mD.

Términos para medición A menos que se especifique de otra manera o a menos que el contexto requiera claramente otra cosa, una proporción de porcentaje significa en peso.

A menos que se especifique de otra manera o a menos que el contexto requiera claramente otra cosa, la frase "en peso del agua", significa el peso del agua de la fase continua del fluido sin el peso de cualquier agente para aumentar la viscosidad, sal disuelta, particulado suspendido, u otros materiales o aditivos que puedan estar presentes en el agua.

Cualquier duda con respecto a que las unidades estén o no en unidades de los Estados Unidos o imperiales, donde haya cualquier diferencia, se pretende que sean unidades de los Estados Unidos. Por ejemplo, "gal/Mgal" significa galones de los Estados Unidos por mil galones de los Estados Unidos.

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

Biodegradabilídad Biodegradable significa el proceso mediante el cual las moléculas complejas se descomponen por microorganismos para producir compuestos más simples. La biodegradación puede ser ya sea aeróbica o anaeróbica. La biodegradabilídad comúnmente se mide en los fluidos para pozos o sus componentes para asegurar que no persistan en el ambiente. Existe una variedad de pruebas para evaluar la biodegradabilídad .

En el sentido en el que se utiliza en la presente, una sustancia se considera "biodegradable" si la sustancia pasa una fácil prueba de biodegradabilídad o una prueba inherente de biodegradabilídad. Se prefiere que una sustancia se pruebe primero para facilidad de biodegradabilídad, y sólo si la sustancia no pasa al menos una de las pruebas fáciles de biodegradabilídad, entonces la sustancia se prueba para biodegradabilídad inherente. Se cree que la sustancia, de acurdo con la invención pasará la prueba de fácil biodegradabilídad y no será necesario que sea probada para biodegradabilídad inherente.

De acuerdo con la Organización para los Lineamientos de Cooperación Económica y Desarrollo (OCDE) , las siguientes seis pruebas permiten la selección de químicos para fácil biodegradabilídad. En el sentido en el que se utiliza en la presente, una sustancia que muestra más del 60% de biodegradabilidad en 28 días de acuerdo con cualquiera de las seis pruebas de fácil biodegradabilidad se considera un nivel de pase para clasificarla como "fácilmente biodegradable", y se puede suponer que la sustancia experimentará una degradación rápida y definitiva en el ambiente. Los seis pruebas de biodegradabilidad son: (1) 301A: DOC Dic-Away; (2) 301B: Evolución de C02 (Prueba Sturm Modificada); (3) 301C: MITI (I) (Ministry of International Trade and Industry, Japan) ; (4) 301D: Botella Cerrada; (5) 301E: Selección de los OECD Modificados; y (6) 301F: Respirómetro Manométrico. Las seis pruebas de fácil biodegradabilidad se describen enseguida: Para la prueba 301A, un volumen medido de medio mineral inoculado, que contiene 10 mg hasta 40 mg de carbón orgánico disuelto por litro (DOC/1) a partir de la sustancia como la fuente única nominal de carbón orgánico, se airea en la oscuridad o luz difusa a 22 ± 2°C. La degradación se sigue mediante un análisis DOC a intervalos frecuentes durante un periodo de 28 días. El grado de biodegradacion se calcula al expresar la concentración de DOC eliminado (corregido del control de inoculo en blanco) como un porcentaje de la concentración presente inicialmente . La biodegradacion primaria también se puede calcular a partir de un análisis químico suplementario para un compuesto original producido al inicio y al término de la incubación.

Para la prueba de 301B, un volumen medido de medio mineral inoculado, que contiene 10 mg hasta 20 mg de DOC o carbón orgánico por litro de la sustancia como la fuente única nominal del carbón orgánico se airea mediante el paso de aire libre de dióxido de carbono a una velocidad controlada en la oscuridad o en luz difusa. La degradación se sigue durante 28 días, al determinar el dióxido de carbono producido. El CO2 se atrapa en bario o hidróxido de sodio y se mide mediante la valoración del hidróxido residual o como carbono inorgánico. La cantidad de dióxido de carbono producido a partir de la sustancia de prueba (corregida para la derivada del inoculo en blanco) se expresa como un porcentaje de ThC02. El grado de biodegradación también se puede calcular a partir de un análisis DOC suplementario realizado al principio y al término de la incubación.

Para la prueba 301C, la absorción de oxígeno mediante una solución agitada, o suspensión, de la sustancia en un medio mineral, inoculado con microorganismos inadaptados, especialmente en crecimiento, se mide automáticamente durante un período de 28 días en un respirómetro en la oscurecido, cerrado a 25 +/- 1°C. El dióxido de carbono desprendido se absorbe mediante cal sodada. La biodegradacion se expresa como la absorción porcentual de oxigeno (corregida para una absorción en blanco) de la absorción teórico (ThOD) . La biodegradacion primaria porcentual también se calcula a partir de análisis químico específico suplementario realizado al inicio y al final de la incubación, y, opcionalmente, la biodegradacion definitiva mediante análisis DOC.

Para la prueba 301D, una solución de la sustancia en medio mineral, por lo general a 2-5 miligramos por litro (mg/1), se inocula con un número relativamente pequeño de microorganismos provenientes de una población mezclada y se mantienen en botellas cerradas completamente llenas, en la oscuridad a temperatura constante. La degradación se sigue mediante análisis de oxígeno disuelto durante un período de 28 días. La cantidad de oxígeno extraído por la población microbiana durante la biodegradacion de la sustancia de prueba, corregida para absorción mediante la corrida de inoculo en blanco en paralelo, se expresa como un porcentaje de ThOD o, un COD menos satisfactorio.

Para la prueba 301E, un volumen medido de medio mineral que contiene de 10 hasta 40 mg de DOC/1 de la sustancia como la fuente única nominal de carbón orgánico se inocula con 0.5 mi de efluente por litro de medio. La mezcla se airea en la oscuridad o luz difusa a 22 + 2°C. La degradación se sigue mediante análisis DOC a intervalos frecuentes durante un periodo de 28 días. El grado de biodegradacion se calcula al expresar la concentración de DOC eliminado (corregido para el control de inoculo en blanco) como un porcentaje de la concentración presente inicialmente . La biodegradacion primaria también se puede calcular a partir de análisis químicos suplementarios para el compuesto original realizado al inicio y al final de la incubación.

Para la prueba de 301F, un volumen medido de medio mineral inoculado, que contiene 100 mg de la sustancia por litro que proporciona al menos 50 hasta 100 mg de ThOD/1 como fuente única nominal del carbón orgánico, se agita en un matraz cerrado a una temperatura constante (+ 1°C o cercana) durante hasta 28 días. El consumo de oxígeno se determina ya sea al medir la cantidad de oxígeno (producido electrolíticamente) requerido para mantener un volumen de gas constante en el matraz de respirómetro o a partir del cambio en el volumen o presión (o una combinación de los dos) en el aparato. El dióxido de carbono desprendido se absorbe en una solución de hidróxido de potasio u otro absorbente adecuado. La cantidad de oxígeno extraído por la población microbiana durante la biodegradacion de la sustancia de prueba (corregida para la absorción mediante el inoculo en blanco, corrida en paralelo) se expresa como un porcentaje de ThOD o COD menos satisfactorio. Opcionalmente, la biodegradacion primaria también se puede calcular a partir de análisis químicos específicos suplementarios realizados al inicio y al final de la incubación, y la biodegradacion definitiva mediante análisis DOC.

De acuerdo con los lineamientos OECD, las siguientes tres pruebas permiten la prueba de químicos para una biodegradabilidad inherente. En el sentido en el que se utiliza en la presente, una sustancia con una biodegradacion o velocidad de biodegradacion de >20% se considera como "biodegradable inherentemente primario". Una sustancia con una biodegradacion o una velocidad de biodegradacion de >70% se considera como "biodegradable inherentemente definitiva". En el sentido en el que se utiliza en la presente, una sustancia pasa la prueba de biodegradabilidad inherente si la sustancia se considera ya sea como biodegradable inherentemente primaria o biodegradable inherentemente definitiva cuando se prueba de acuerdo con una cualquiera de tres pruebas de biodegradabilidad inherente. Las tres pruebas son: (1) 302A: 1981 Prueba SCAS Modificada; (2) 302B: 1992 Prueba Zahn-Wellens ; y (3) 302C: 1981 Prueba MITI Modificada. La biodegradabilidad inherente se refiere a las pruebas que permiten una exposición prolongada del compuesto de prueba a microorganismos, un compuesto de prueba más favorable para la proporción de biomasa, y las condiciones químicas u otras que favorezcan la biodegradacion. Las tres pruebas de biodegradabilidad inherente se describen enseguida: Para la prueba de 302A, un fango activado proveniente de una planta para tratamiento de aguas residuales se coloca en una unidad de aireación (CPEA) . Se agregan la sustancia y las aguas residuales domésticas sedimentadas, y la mezcla se airea durante 23 horas. Luego la aireación se detiene, el fango se deja sedimentar y se retira el licor de sobrenadante. El fango que permanece en la cámara de aireación luego se mezcla con una alícuota adicional de la sustancia y el agua residual y el ciclo se repite. La biodegradacion se establece mediante la determinación del contenido de carbono orgánico disuelto del licor sobrenadante. Este valor se compara con el encontrado para el licor obtenido a partir de un tubo control dosificado con aguas residuales sedimentada únicamente.

Para la prueba 302B, una mezcla que contiene la sustancia, nutrientes minerales, y una cantidad relativamente grande de fango activado en medio acuoso se agita y se airea a 20°C hasta 25°C en la oscuridad o en luz difusa durante hasta 28 días. Se corre en paralelo un control en blanco, que contiene fango activado y nutrientes minerales pero no la sustancia. El proceso de biodegradacion se monitorea mediante la determinación de DOC (o C0D(2)) en muestras filtradas tomadas a diarios u otros intervalos de tiempo. La proporción de DOC eliminado (o COD) , corregida para el blanco, después de cada intervalo de tiempo, con al valor DOC inicial se expresa como la biodegradacion porcentual en el mismo tiempo de muestreo. La biodegradacion porcentual se gráfica contra el tiempo para proporcionar la curva de biodegradacion.

Para la prueba 302C, se utiliza un aparato para medir el consumo de oxigeno de un sistema cerrado automático (medidor BOD) . La sustancia gue se probará se inocula en los recipientes de prueba con micro-organismos. Durante el periodo de prueba, se mide continuamente la demanda de oxigeno bioquímico por medio de un medidor BOD. La biodegradabilidad se calcula con base en el BOD y el análisis químico complementario, tal como la medición de la concentración de carbono orgánico disuelto, la concentración de químicos residuales, etc.

Reducir la permeabilidad de una zona de tratamiento La producción excesiva de agua afecta en gran medida la vida económica de los pozos de producción. Un alto corte de agua afecta en gran medida la vida económica de los pozos de producción y es responsable de muchos mecanismos de daños relacionados con los campos petrolíferos, tales como deposición de incrustaciones, migración de finos, precipitación de asfalteno, corrosión, etc. Esto también conduce a costos de operación amentados para separar, tratar y desechar el agua producida de acuerdo con los reglamentos ambientales. Aungue se utilizan una variedad de químicos por la industria para controlar la producción de agua, la mayoría de los mismos no se aceptan en las regiones con estrictos reglamentos ambientales.

De acuerdo con una modalidad, se proporciona un método para tratar una zona de tratamiento en un pozo para reducir la permeabilidad de la zona de tratamiento, el método incluye los pasos de: (A) introducir en la zona de tratamiento un fluido para tratamiento de base acuosa que comprende: (i) un sol acuoso de sílice; y (ii) un activador químico soluble en agua para gelificar el sol de sílice, en donde el activador químico se selecciona del grupo que consiste de: (a) ácido fítico, una sal de metal alcalino o una sal de amonio de los mismos; (b) ácido metilglicindiacético, una sal de metal alcalino o una sal de amonio del mismo; (c) un ácido poliepoxisuccínico soluble en agua y una sal de metal alcalino o una sal de amonio del mismo; y (d) ácido salicílico, ácido ascórbico, ácido tánico, y una sal de metal alcalino o sal de amonio de cualquiera de los anteriores; y (B) el cierre de la zona de tratamiento durante al menos un tiempo suficiente para permitir que el fluido para tratamiento forme in situ un gel sólido a una temperatura nominal para el método.

De acuerdo con otra modalidad, un primer fluido para tratamiento que comprende el sol acuoso de sílice y un segundo líquido de tratamiento que comprende el activador químico se pueden introducir en la zona de tratamiento por separado, en cualquier orden, y luego mezclarlos juntos y el gel in situ.

El sistema de tratamiento se gelifica en la zona in situ con la activación química. La gelificación in situ del sol de sílice puede bloquear los espacios de poros de la formación subterránea, relleno de sostén o relleno de grava de la zona de tratamiento. La gelificación del sol de sílice se puede utilizar para reducir la permeabilidad de la formación subterránea, el relleno de sostén, o el relleno de grava de la zona de tratamiento.

La introducción del sol de sílice en una formación y su activación no daña a la formación, lo cual de otra manera podría ocurrir con el uso de tratamientos que impliquen polímeros.

La invención puede proporcionar dos beneficios importantes: (1) reducir la permeabilidad; y (2) utilizar un mineral natural (sílice) y activadores químicos biodegradables que no sean contaminantes o "verdes" por naturaleza .

En una modalidad, la zona es una zona para producción de agua. El método se puede utilizar para controlar la producción de agua proveniente de la zona, estimulando con esto la producción de hidrocarburos. En una modalidad, los métodos se pueden utilizar para reducir o cerrar la producción de agua proveniente de una zona en un pozo .

Soles de sílice y gelificacion Las dispersiones de partículas coloidales que están disponibles comercialmente con facilidad incluyen óxidos de silicio, aluminio, antimonio, estaño, cerio, itrio y circonio. Las partículas principalmente son esféricas con tamaños de partícula que varían por lo general entre aproximadamente 4 nm hasta aproximadamente 250 nm, aunque también partículas alargadas, con una longitud de hasta 300 nm también están disponibles y se cree que serán aceptables para utilizarse en los métodos de esta invención. Las partículas pueden tener una carga negativa o positiva, las cargas electrostáticas ayudan a mantener las partículas dispersas en la fase continua líquida. La dispersión coloidal se manipula como un líquido, que parece transparente en el caso de una concentración relativamente baja de partículas, se torna opalescente o lechoso a una mayor concentración.

El óxido de silicio es dióxido de silicio (Si02), que se conoce de manera más común como sílice. La sílice es el material más común en la corteza terrestre, que se presenta como arenisca o arena. Las dispersiones de sílice, comúnmente denominadas como soles de sílice, están disponibles ampliamente en el comercio y son relativamente económicas. Los soles de sílice están disponibles comúnmente a concentraciones que varían entre 1% en peso y 70% en peso. En cualquier caso, la dispersión se puede manipular como un líquido, que simplifica en gran medida su uso en la formación de fluidos para pozos.

Los soles de sílice son estables a un pH entre aproximadamente 8 hasta aproximadamente 12. Los soles de sílice disponibles comercialmente comúnmente tienen un pH en la variación entre aproximadamente 9.5 hasta aproximadamente 10.5. Esta estabilidad es principalmente debido a la repulsión de las partículas de sílice resultantes de la ionización superficial en solución alcalina.

No existe interacción del sol de sílice con líquidos de hidrocarburo. El sol de sílice es un material no combustible. El producto es estable bajo condiciones normales de almacenamiento y reactividad. Sin embargo, puede tener una reacción química peligrosa con oxidantes poderosos. Es un producto no tóxico, ocasionando únicamente una ligera irritación al contacto con los ojos o piel. El sol de sílice tiene índices NFPA de Fuego 0, Salud 1, y Reactividad 0. Tiene productos de descomposición no peligrosos.

Estas características hacen que los soles de sílice sean fáciles de transportar y almacenar en ubicaciones del campo sin presentar riesgos de seguridad.

Las temperaturas de congelación provocan que se formen cristales de hielo en las soluciones de sílice coloidal, lo cual aumenta la concentración de sílice en la porción no congelada y acelera la gelificación de la fracción rica en sílice. En la descongelación, la sílice gelificada no se vuelve a dispersar aunque permanece como un sedimento. Como resultado, el material fundido también contiene una concentración reducida de partículas de sílice dispersas, y por lo general no es adecuada para utilizarse. La gelificación irreversible del sílice coloidal a temperaturas por debajo de 0°C puede evitar el mezclado de la solución de sílice coloidal con un anticongelante para agua, conocido de manera más técnica como un depresivo de punto de libre. Los ejemplos comunes de depresivos de punto de congelación incluyen etilenglicol , propilenglicol , o metanol, que pueden estar incluidos en un sol de sílice a una concentración que comprende de 0.1% en peso hasta 10% en peso, de preferencia entre 0.1% en peso y 5% en peso, dependiendo de la depresión de punto de congelación deseada.

Gelificación de soles de sílice La repulsión eléctrica entre las partículas con carga igual estabiliza la dispersión. El trastorno del equilibrio de carga, por ejemplo al eliminar el agua, cambiar el pH, agregar sal, o agregar un solvente orgánico miscible en agua, puede provocar que las partículas coloidales se agreguen, dando por resultado en la formación de un gel.

La gelificación del sol de sílice coloidal no agregado da por resultado en un gel semi-sólido o sólido, que se puede utilizar para tapar los intersticios de la formación. De hecho, después del cierre del agua de acuerdo con la invención, una porción de la formación que antes del tratamiento exhibía una producción excesiva de agua se puede obturar para una permeabilidad conservada menor del 0.1 por ciento .

La gelificación y el tiempo de gelificación se pueden ver afectados por una serie de factores. Por ejemplo, sin estar unidos por ninguna teoría, se cree que con la adición de un modificador de pH o un modificador de intensidad iónica, se aumenta la velocidad de colisión entre partículas y se forman enlaces siloxano (Si-O-Si) .

Los pH tanto bajos como altos pueden provocar tiempos prolongados de gelificación y los pH intermedios tiempos de gelificación más cortos. En general, el pH con la inyección inicial en la zona de tratamiento debe estar entre 8 hasta 12. Se pueden agregar tampones, si se desea, para ajusfar el pH inicial o para ayudar a mantener el pH de la solución dentro de una variación deseada. Una vez que la solución acuosa del sol de sílice coloidal se haya gelificado, el pH se puede variar entre 1 o menos y aproximadamente 10 sin afectar significativamente las propiedades del gel. De esta forma, el tratamiento del pozo con HC1 se puede llevar a cabo sin disolver el gel utilizado o tapar la fuga de la zona permeable.

La intensidad iónica total del sol de sílice coloidal también afectará la gelificación. En general, la intensidad iónica total debe ser menor de aproximadamente 10, de preferencia menor de 3.5, y con la máxima preferencia 0.75 o menos (el agua de mar es de aproximadamente 0.72) . Iones inorgánicos tales como potasio, sodio, magnesio, calcio, cloruro, sulfato, bisulfato, carbonato o bicarbonato pueden estar presentes naturalmente en el agua utilizada para preparar la solución, o se pueden agregar intencionalmente para ajusfar la intensidad iónica. Los cationes divalentes o multivalentes tienen un mayor efecto sobre el tiempo de gelificación que su contribución para la intensidad iónica que podrían indicar. En operaciones de campo, la intensidad iónica de la solución de tratamiento es una variable que se puede ajustar para alcanzar un tiempo de gelificación deseado. Sin embargo, para reducir al mínimo la posibilidad de interacción con la formación o aguas de formación, una porción de una salmuera de una composición iónica adecuada se puede inyectar como una pre-descarga . (Para una definición de intensidad iónica, véase W. J. Moore, Physical Chemistry, 4a Edición, Prentice Hall, Inc., New Jersey, 1972, pg. 443.) Una vez que el sol de sílice se haya gelificado, no se afectará la integridad del gel al estar en contacto con agua o salmueras .

Un tamaño de partícula más pequeño puede estimular una gelificación más rápida del sol de sílice coloidal no agregado. No sólo el tamaño de partícula del sol de sílice coloidal es un factor en la velocidad a la cual se forma el gel de sílice coloidal, más bien es la concentración del sol de sílice coloidal en la solución acuosa. Una mayor concentración de sol de sílice en la solución acuosa estimula mayores velocidades de gelificación.

La temperatura de la solución acuosa del sol de sílice también afecta la formación del gel de sílice coloidal; mayores temperaturas en general favorecen una gelificación más rápida. Los geles se pueden formar a partir de soles de sílice coloidal acuosa no agregada a temperaturas de 5°C hasta 200°C o mayores. Estos geles son estables indefinidamente a temperaturas entre 5°C y 200 °C y son estables durante unos cuantos días a temperaturas tan altas como 260°C. Además, debido a la permeabilidad excepcionalmente baja, los geles de sílice pueden resistir el contacto por fluidos que tienen temperaturas tan altas como 350°C, por ejemplo, el vapor.

Desde el tiempo en que el fluido para tratamiento comienza a gelificar, la resistencia a la cizalla del fluido aumenta durante un período de tiempo. La resistencia mecánica de los soles de sílice gelificada pueden aumentar durante un período de varios días. Una mayor temperatura puede estimular el desarrollo de una mayor resistencia a la cizalla y una mayor resistencia mecánica última.

Los factores de gelificación anteriores no funcionan independientemente entre sí; actúan concertadamente. Por ejemplo, a un pH mayor de aproximadamente 10, las altas intensidades iónicas pueden provocar que las soluciones de sílice coloidal se separen en una capa acuosa clara, y una capa rica en sílice, turbia en lugar de formar un gel para relleno de espacios. A menores pH, sin embargo, se forman geles en presencia de intensidades iónicas mucho mayores.

Selección del sol de sílice para aplicaciones de tratamiento Los soles de sílice con tamaños de partícula que varían entre aproximadamente 4 nanómetros y aproximadamente 100 nanómetros se ha encontrado que tienen una excelente capacidad de inyección en las formaciones con permeabilidades tan bajas como 1 mD. Esta propiedad única permite un tratamiento de la formación a una profundidad deseada del sondeo. De preferencia, las partículas de sílice son menores de 40 nanómetros. De mayor preferencia, las partículas coloidales tienen un tamaño entre 4 y 22 nanómetros.

En general, se pueden utilizar las concentraciones de sol de sílice en la variación entre 1 y 70 por ciento en peso de sílice coloidal. Los soles de sílice comerciales típicamente están disponibles a concentraciones que varían entre 30 y 50 por ciento en peso. Los soles comerciales se pueden utilizar a estas altas concentraciones o diluir a un menor contenido de sílice, dependiendo de los criterios de diseño de tratamiento. Por ejemplo, los soles que contienen entre 5% en peso de sílice como un límite menor y 50% en peso de sílice como un límite superior en general se utilizan para los fines de esta invención, aunque se pueden diluir hasta 2% en peso, donde no es necesario un gel duro. Obsérvese que el volumen de solución inyectada típicamente permanece igual cuando se utilizan soluciones diluidas, aunque se obtiene un gel con menor rigidez.

Por ejemplo, los soles que contienen 2 hasta 40 por ciento en peso de sílice en general se utilizan para los fines de esta invención. Típicamente, el sol se diluye para que tenga una variación de 5 hasta 15 por ciento en peso de sílice para utilizarse de acuerdo con la invención. Sin embargo, las concentraciones de sílice coloidal pueden variar con el uso para el cual se colocan las soluciones de sílice coloidal de la invención. Por ejemplo, cuando obturan provocando fugas, las soluciones contendrán entre 6 y 15 por ciento en peso de sílice coloidal. Cuando se está obturando una gran zona de muestreo, el volumen de la solución utilizada para obturar regiones eliminadas significativamente del sondeo contendrá de 2 hasta 7.5 por ciento en peso de sílice coloidal, de preferencia 4 hasta 6 por ciento en peso. Esta porción de la solución que se utiliza para tratar regiones de la zona de muestreo que no difieren del sondeo contendrán 7.5 hasta 15 por ciento en peso de sílice coloidal, de preferencia 7.5 hasta 10.

El tiempo de gelificación deseado variará dependiendo de las circunstancias. Si, por ejemplo, se desea bloquear una fuga de revestimiento u obturar una formación que esté en o cerca del sondeo, o si la solución acuosa del sol de sílice coloidal se puede bombear en la porción deseada de la formación rápidamente, por ejemplo, a través de una fractura, entonces se desean tiempos de gelificación cortos, por ejemplo, que varían de unos cuantos minutos hasta 12 horas. Si por otro lado la porción de la formación que se bloqueará incluye regiones lejos del sondeo, serán necesarios tiempos de gelificación largos, por ejemplo, de días hasta semanas. La presente invención hace posible tanto tiempos de gelificación cortos como muy largos. Cuando son necesarios tiempos de gelificación largos, idealmente se deberá variar el tiempo de gelificación de las composiciones que se inyectarán en la formación de tal forma que la última porción de la solución acuosa del sol de sílice coloidal no agregado se inyectará en la formación, se gelificará casi al mismo tiempo, o poco después, la primera porción se gelifica. La presente invención permite adaptar los tiempos de gelificación para permitir abordar de manera efectiva justo ese tipo de situación.

Activadores químicos para ayudar a controlar la gelificacion del sol de sílice Además de los factores anteriores para controlar la gelificacion y el tiempo de gelificacion de un sol de sílice, un activador químico para utilizarse de acuerdo con la invención deberá ser, en orden de prioridad: (a) seleccionado del grupo que consiste de organofosfonatos, ácidos aminocarboxílico, hidroxipolicarboxilatos , ácido fenólico, ácido polifenólico, ácido ascórbico y una sal de metal alcalino o una sal de amonio de cualquiera de los anteriores; (b) seleccionado por ser solubles en agua; (c) seleccionado por ser biodegradable, de preferencia para que pase al menos una de las pruebas de fácil biodegradabilidad; (d) seleccionado por ser un producto vegetal natural; y (e) de costo relativamente bajo.

De mayor preferencia, se pueden utilizar uno o más de los siguientes activadores químicos para provocar o ayudar a controlar la gelificacion de un sol de sílice: (a) ácido fítico, y una sal de metal alcalino o una sal de amonio del mismo; (b) ácido metilglicindiacético, y una sal de metal alcalino o una sal de amonio del mismo; (c) un ácido poliepoxisuccínico soluble en agua, y una sal de metal alcalino o sal de amonio de los mismos; y (d) un ácido salicílico, ácido ascórbico, ácido tánico, y una sal de metal alcalino o una sal de amonio de cualquiera de los anteriores.

Se cree que todos estos activadores químicos son biodegradables, y, más probablemente, podrían pasar al menos una de las pruebas para fácil biodegradabilidad .

El ácido fítico es un organofosfonato que se encuentra naturalmente en cáscaras de nueces, semillas y granos. La estructura química del ácido fítico es: La estructura del ácido metilglicindiacético algunas veces denominado como "MGDA" o ácido a- lanindiacético) se muestra enseguida: La estructura de los ácidos poliepoxisuccínico solubles en agua adecuados y sus derivados se representa enseguida : En presencia de los activadores descritos en esta invención, la colisión de partículas de nano-sílice provoca la agregación en redes similares a cadenas largas y forma el gel. Esta colisión de partículas es posible al aumentar la temperatura y al reducir el pH de la solución alcalina estable. La colisión de partículas forma la unión que se podría provocar mediante la formación de enlaces siloxano (Si-O-Si) en contactos entre partículas. Se cree que esta unión se catalizará mediante iones hidróxido. La gelificación es el tiempo cuando los agregados de partículas completan y forman redes tridimensionales uniformes de cadenas largas, similares a perla de partículas de sílice.

La gelificación de nano-sílice se puede controlar al menos parcialmente al variar la concentración de este activador químico.

La tendencia de gelificación del sistema se puede acelerar al cambiar el pH del sistema de básico a ácido. En una variación de pH moderadamente ácido, la velocidad de la formación de gel se aumenta (aunque no en una variación de pH bastante ácido) .

Además, estos activadores no muestran precipitación con la nano-silice después del mezclado o a temperaturas elevadas .

Sin estar limitados por ninguna teoría, los activadores químicos utilizados de acuerdo con la invención se cree que no se hidrolizan térmicamente o se descomponen térmicamente a una temperatura nominal para el método de tratamiento para liberar un ácido o base.

Gelificación del sol de sílice en el entorno del pozo La gelificación de un sol de sílice es irreversible. Se cree que un sol de sílice totalmente gelificado es relativamente estable e inerte, incluso para un activador químico adicional. De esta forma, un sol de sílice gelificado es estable e inerte en un entorno del pozo.

La gelificación de un sol de sílice se puede utilizar para reducir la permeabilidad de una formación subterránea. Se puede utilizar, por ejemplo, como un producto de conformidad eficiente y un método para obturar o sellar zonas productoras de agua o gas en un pozo.

El sistema y los métodos se basan en químicos verdes" que proporcionan una venta ambiental con respecto otros enfoques al problema.

Aditivos fluidos para pozos Un fluido para pozos de acuerdo con la invención puede contener aditivos que comúnmente se utilizan en aplicaciones de campos petrolíferos, como se sabe por aquellos expertos en la técnica, con la condición que cualquiera de estos aditivos no afecte adversamente la química del sistema de acuerdo con la invención. Por ejemplo, estos incluyen, aunque no necesariamente se limitan a, salmueras, sales inorgánicas solubles en agua, sustitutos de sal (tales como, cloruro de trimetilamonio) , aditivos para control de pH, tensioactivos , agentes para aumentar la viscosidad, disyuntores, auxiliares disyuntores, depuradores de oxígeno, alcoholes, inhibidores de incrustaciones, inhibidores de corrosión, inhibidores de hidratos, aditivos para controlar la pérdida de fluidos, oxidantes, agentes quelantes, estabilizantes de arcilla, depuradores de sulfuro, fibras, bactericidas y combinaciones de los mismos.

El uso de cualquier aditivo fluido para pozos con la invención deberá ser compatible con el sol de sílice y el activador químico y con la formación subterránea.

Mientras se disuelven los iones divalentes o multivalentes , pueden interferir con el activador químico, en una modalidad, la fase acuosa continua del fluido para tratamiento de base acuosa tiene una intensidad iónica menor de 0.75. En otra modalidad, la fase acuosa continua del fluido para tratamiento de base acuosa comprende cationes divalentes y multivalentes disueltos en una concentración total que es estequiométricamente menor del 50% que la de la concentración de cualquier primer y segundo grupos funcionales de ácido carboxilico del activador químico. De preferencia, la fase acuosa continua del fluido para tratamiento de base acuosa comprende cationes divalentes y multivalentes disueltos en una concentración total que sea estequiométricamente menor del 5% de la de cualquiera del primero y segundo grupos funcionales de ácido carboxilico del activador químico. De mayor preferencia, la fase acuosa continua del fluido para tratamiento de base acuosa comprende cationes divalentes y multivalentes disueltos en una concentración total que sea estequiométricamente menor del 1% de la de cualquiera del primero y segundo grupos funcionales de ácido carboxilico del activador químico.

De acuerdo con una modalidad, el fluido para tratamiento no es una composición de cementación hidráulica y no incluye ningún cemento hidráulico.

Pasos del método En general, se proporciona un método para tratar una zona de tratamiento en un pozo. El método incluye el paso de introducir en la zona de tratamiento: (a) un sol de sílice; y (b) un activador químico para gelificar el sol de sílice. El sol de sílice y el activador químico se pueden introducir en la zona de tratamiento de acuerdo con cualesquiera técnicas convenientes para introducir particulados y materiales químicos que sean conocidos en el campo .

De acuerdo con una modalidad, se proporciona un método para tratamiento de una zona de tratamiento en un pozo para reducir la permeabilidad de la zona de tratamiento, el método incluye los pasos de: (A) introducir en la zona de tratamiento un fluido para tratamiento de base acuosa que comprende: (i) un sol acuoso de sílice; y (ii) un activador químico soluble en agua para gelificar el sol de sílice, en donde el activador químico se selecciona del grupo que consiste de: (a) ácido fítico; (b) ácido metilglicindiacético, una sal de metal alcalino o una sal de amonio del mismo; (c) un ácido poliepoxisuccínico soluble en agua y una sal de metal alcalino o de una sal de amonio del mismo; y (d) ácido salicílico, ácido ascórbico, ácido tánico, y una sal de metal alcalino o una sal de amonio de cualquiera de los anteriores; y (B) el cierre en la zona de tratamiento durante al menos un tiempo suficiente para permitir que el fluido para tratamiento forme in situ un gel sólido a una temperatura nominal para el método. De acuerdo con otra modalidad, un primer fluido para tratamiento que comprende el sol acuoso de sílice y un segundo fluido para tratamiento que comprende el activador químico se pueden introducir en la zona de tratamiento por separado, en cualquier orden para luego mezclarse conjuntamente y gelificar in situ.

De acuerdo con algunas modalidades de la invención, el sol de sílice se puede combinar o diluir con otro fluido para formar un fluido para tratamiento antes de ser introducido en un sondeo. El fluido para pozos de preferencia es de base acuosa.

La distribución de tamaño de partícula del sol de sílice se selecciona como se describió anteriormente. El sol de sílice se incorpora en una concentración efectiva y una cantidad para reducir efectivamente la permeabilidad de al menos una porción de una zona de tratamiento con la colocación en la formación subterránea y luego se gelifica químicamente. La concentración efectiva y la cantidad pueden variar dependiendo de factores tales como la naturaleza de la porción de la zona de tratamiento para la cual se reducirá la permeabilidad y lo semejante que se apreciará por aquellos expertos en el campo. La concentración del sol de sílice depende de una serie de factores, entre los que se incluyen la permeabilidad de la zona de tratamiento y la profundidad de penetración deseada desde el sondeo.

El método de preferencia, incluye, después de introducir tanto el sol de sílice como el activador químico, el cierre en la zona de tratamiento para permitir un tiempo para la formación del gel, y de preferencia, el flujo de regreso es de la zona de tratamiento.

Formación de un fluido para pozos Un fluido para pozos se puede preparar en el sitio de trabajo, se puede preparar en una planta o instalación antes de utilizarse, o ciertos componentes del fluido para pozos se pueden pre-mezclar antes de utilizarse y luego transportar hacia el sitio de trabajo. Ciertos componentes del fluido para pozos se pueden proporcionar como una "mezcla en seco" que se combinará con un fluido y otros componentes o antes o durante la introducción del fluido para pozos en el pozo .

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

Introducción en un pozo o zona de tratamiento Con frecuencia, el paso de suministrar un fluido para pozos en un pozo está dentro de un periodo relativamente corto después de formar el fluido para pozos, por ejemplo, menos de 30 minutos o una hora. De mayor preferencia, el paso para suministrar el fluido para pozos es inmediatamente después del paso de formar el fluido para pozos, que es "en el momento".

Se debe entender que el paso para suministrar un fluido para pozos en un pozo puede incluir ventajosamente el uso de una o más bombas para fluidos.

Cierre en la zona de tratamiento De preferencia, después de introducir el sol de sílice y el activador químico en la zona de tratamiento, el método incluye el paso de cierre en la zona de tratamiento. El paso de cierre de preferencia es durante un tiempo suficiente a la temperatura nominal para una gelificación completa del sol de sílice in situ.

Condiciones de retroflujo En una modalidad, el paso de retroflujo es dentro de las 48 horas de la introducción del sol de sílice y el activador químico en el tratamiento. En otra modalidad, el paso de retroflujo está dentro de las 24 horas. De mayor preferencia, si existe un tiempo suficiente para la gelificación del sol de sílice, el paso de retroflujo es dentro de las 8 horas del paso o pasos de introducción.

Después del tratamiento del pozo, producción de hidrocarburos de la formación subterránea De preferencia, después de cualquier tratamiento para pozos de acuerdo con la invención, el objetivo conveniente es el paso de producir hidrocarburos a partir de la formación subterránea.

Aplicaciones del sol de sílice en un pozo La invención se puede utilizar en pozos de producción o pozos de inyección.

En una modalidad, la zona es una zona para producción de agua de un pozo de producción. El método se puede utilizar para controlar la producción de agua de la zona, estimulando con esto la producción de hidrocarburos. En una modalidad, se pueden utilizar los métodos para reducir o el cierre de la producción de agua de una zona en un pozo.

La cantidad de producción de petróleo se puede monitorear para determinar si se debe agregar más sol de sílice a la zona para bloguear las áreas permeables adicionales y de esta forma mejorar la producción. Si es necesario, se puede introducir sol de sílice adicional en la zona de tratamiento. Este procedimiento se puede repetir hasta gue la cantidad de sol de sílice sea suficiente para alcanzar una proporción de agua/petróleo aceptable en producción .

En una modalidad, el sol de sílice se introduce en uno o más pozos de inyección después de la terminación de la etapa de producción del pozo primario. También se pueden realizar operaciones de inundación secundarias y/o terciarias al desplazar uno o más inyectantes en un pozo de inyección y a través del depósito para impulsar el petróleo adicional del yacimiento hacia los pozos de producción. La presencia del fluido de la invención en las zonas permeables sirve para bloquear o sellar sustancialmente las trayectorias de flujo de los inyectantes a través de las zonas permeables. De preferencia, el sol de sílice se introduce y gelifica antes del desplazamiento de los inyectantes. Ventajosamente, el desplazamiento de los inyectantes no pasa prematuramente a través de las zonas permeables hacia los pozos de producción antes de que se hayan introducido a través de las áreas del petróleo contenido en el yacimiento.

Cuando se utiliza en aplicaciones de inyección, el inyectante puede ser cualquier fluido adecuado para provocar el movimiento del petróleo en la dirección de flujo de los fluidos a medida que pasan desde un pozo de inyección a través de un yacimiento que contiene el petróleo hacia un pozo de producción. Los ejemplos de inyectantes adecuados incluyen agua dulce, salmuera y gases tales como dióxido de carbono. De preferencia, una solución acuosa sirve tanto como el fluido portador y como un inyectante. El sol de sílice se puede introducir en una corriente inyectante a medida que se está bombeando en un pozo de inyección de tal forma que la corriente de inyectante también actúe como el fluido portador para el agente de hinchamiento .

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

Los activadores individuales en concentraciones especificas se mezclaron con sol de nano-silice y se evaluó el tiempo de gelificación a 93.33°C (200°F) y 148.88°C (300°F). T,a sílice coloidal utilizada en los ejemplos es de 15% en peso. El tamaño de partícula de la sílice coloidal utilizada en los ejemplos fue de aproximadamente de 20 nm. Estos activadores no muestran precipitación con la nano-silice después del mezclado a temperaturas elevadas. El sistema puede evitar efectivamente que el agua y el gas fluyan en formaciones de arenilla y carbonato con BHST hasta 148.88°C (300°F) . El tiempo de gelificación se puede controlar al ajusfar la concentración del activador agregado a la nano-silice. Se proporciona un tiempo de bombeo predecible y controlable, que varía de unos cuantos minutos hasta varias horas a una temperatura determinada. Esta es una ventaja importante de la presente invención ya que permite que el anti-incrustante permanezca bombeable durante un tiempo suficiente para la colocación y desarrollo de la estructura de red que conduce a la gelificación, durante un período de tiempo predecible. El gel fraguado aparece como un sólido cristalino. Podría permanecer homogéneo y quedarse en su lugar bajo condiciones confinadas, tales como fracturas espacios de poro.

Tabla 1. Nano-silice de 12 nm con activador de ácido fitico Tabla 2. Nano-silice de 12 nm con activador de ácido me ilglicindiacético Tabla 3. Nano-silice de 12 nm con activador de ácido poliepoxisuccinico Sin estar limitados por ninguna teoría, se cree que la variación de pH de 5 hasta 7, debido a que la concentración de iones hidróxido es menor, el sistema se torna deficiente de un catalizador de hidróxido para gelificación. Esto por último da por resultado en un bajo tiempo de gelificación, menor de una hora, y se puede observar en la Tabla 4. El tiempo mínimo de gelificacion se exhibe en la variación de 5 hasta 7. El aumento en el pH por encima de 7 conduce a una ionización superficial de partículas de sílice que exhibe repulsión de carga y da por resultado en un tiempo de gelificacion aumentado.

Tabla 4. Efecto del pH sobre el tiempo de geli icacion de la nanosilice de 12 nm con un activador de ácido poliepoxisuccinico de 1 gramo a 93.33°C (200°F) Activadores preferidos para los sistemas de sol de sílice de la invención La totalidad de los tres activadores, a saber, ácido fítico, ácido metilglicindiacético, ácido poliepoxisuccinico que se evaluaron para aplicación de control de conformidad tienen potencial igual para bloquear o sellar las zonas de producción de agua y gas. Sin embargo, con base en los mayores tiempos de gelificacion alcanzados a 93.33°C (200°F), se puede seguir el siguiente orden del activador preferido: ácido poliepoxisuccinico > ácido fítico > ácido metilglicindiacético.

Conclusión La invención anterior describe un mineral natural introducido en una zona de tratamiento de un pozo. En estos tipos de tratamientos, no hay daño a la formación, que de otra manera se podría presentar con otros tratamientos sintéticos que implican polímeros. Por lo tanto, la novedad de esta invención también es que no contamina o es de naturaleza verde de los componentes de este enfoque.

Entre otras cosas, el método proporciona el control de aqua producida. El sol de sílice gelificada bloqueará o impedirá selectivamente el flujo de agua en esas zonas de la formación a través de la cual fluye predominantemente agua, dejando las zonas de producción de hidrocarburos sustancialmente no cargadas.

Por lo tanto, la presente invención quedará bien adaptada para alcanzar los fines y ventajas mencionados, así como aquellos que sean inherentes en la presente.

Las modalidades particulares descritas anteriormente son sólo ilustrativas, ya que la presente invención se puede modificar y practicar en diferentes aunque equivalentes formas evidente para aquellos expertos en la técnica que tengan el beneficio de las enseñanzas en la presente. Por lo tanto, es evidente que las modalidades ilustrativas particulares descritas anteriormente se pueden alterar o modificar y se considera que todas estas variaciones quedan dentro del alcance y espíritu de la presente invención.

Los diversos elementos o pasos de acuerdo con los elementos o pasos descritos se pueden combinar ventajosamente o practicar con untamente en diversas combinaciones o subcombinaciones de elementos o secuencias o pasos para aumentar la eficiencia y beneficios que se puedan obtener de la invención.

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

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

Claims (20)

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

1. Un método para tratar una zona de tratamiento en un pozo para reducir la permeabilidad de la zona de tratamiento, el método caracterizado porque comprende los pasos de: (A) introducir en la zona de tratamiento un fluido para tratamiento de base acuosa que comprende: (i) un sol acuoso de sílice; y (ii) un activador químico soluble en agua para gelificar el sol de sílice, en donde el activador químico se selecciona del grupo que consiste de: (a) ácido fítico; o una sal de metal alcalino o sal de amonio de la misma; (b) ácido metilglicindiacético, una sal de metal alcalino o una sal de amonio de los mismos; (c) un ácido poliepoxisuccínico soluble en agua y una sal de metal alcalino o de sal de amonio de los mismos; y (d) ácido salicílico, ácido, ascórbico, ácido tánico, y una sal de metal alcalino o sal de amonio de cualquiera de las anteriores; y (B) cierre en la zona de tratamiento durante al menos un tiempo suficiente para permitir que el fluido para tratamiento forme in situ un gel sólido a una temperatura nominal para el método.

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el sol de sílice se selecciona para que tenga un tamaño de partícula de sílice que varía entre aproximadamente 4 nanómetros y aproximadamente 100 nanómetros .

3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el sol de sílice se selecciona para que tenga un tamaño de partícula de sílice que varía entre 4 y 22 nanómetros.

4. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el sol de sílice tiene una concentración de sílice en la variación entre aproximadamente 1 por ciento hasta aproximadamente 70 por ciento en peso.

5. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el sol acuoso de sílice utilizado para constituir el fluido para tratamiento tiene un pH en la variación entre aproximadamente 9 hasta aproximadamente 12.

6. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la fase acuosa continua del fluido para tratamiento de base acuosa tiene un pH de al menos 8.

7. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el activador químico se selecciona del grupo que consiste de: (a) ácido fitico; (b) ácido metilglicindiacético; (c) un ácido poliepoxisuccínico soluble en agua; y (d) ácido salicílico, ácido ascórbico, y ácido tánico .

8. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el activador químico se selecciona del grupo que consiste de: (a) ácido fitico; (b) ácido metilglicindiacético; y (c) un ácido poliepoxisuccínico soluble en agua.

9. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el activador químico es un ácido poliepoxisuccínico soluble en agua.

10. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la fase acuosa continua del fluido para tratamiento de base acuosa tiene una intensidad iónica menor de 0.75.

11. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la fase acuosa continua del fluido para tratamiento de base acuosa comprende cationes divalentes y multivalentes disueltos en una concentración total que sea estequiométricamente menor del 50% que la concentración de cualquier primero y segundo grupos funcionales de ácido carboxilico del activador químico.

12. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la fase acuosa continua del fluido para tratamiento de base acuosa comprende cationes divalentes y multivalentes disueltos en una concentración total que sea estequiométricamente menor del 5% de cualquier primero y segundo grupos funcionales de ácido carboxilico del activador químico .

13. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la fase acuosa continua del fluido para tratamiento de base acuosa comprende cationes divalentes y multivalentes disueltos en una concentración total que sea estequiométricamente menor del 1% de cualquier primero y segundo grupos funcionales de ácido carboxilico del activador químico .

14. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el activador químico no se hidroliza térmicamente o se descompone térmicamente a una temperatura nominal particular para el método de tratamiento para liberar un ácido o base.

15. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido para tratamiento no incluye ningún cemento hidráulico.

16. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la zona de tratamiento incluye una porción de una formación subterránea que tenga una permeabilidad mayor que 1 miliDarcy.

17. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la zona de tratamiento incluye un relleno de sostén o relleno de grava.

18. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la zona de tratamiento es una zona para producción de agua.

19. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado además porque, después del paso de introducir el segundo fluido para tratamiento que comprende el activador químico, el paso del cierre en la zona de tratamiento durante al menos una hora con el activador químico con el sol de sílice.

20. Un método para tratamiento una zona de tratamiento en un pozo para reducir la permeabilidad de la zona de tratamiento, el método caracterizado porque comprende los pasos de: (A) introducir en la zona de tratamiento, en cualquier orden: (i) un primer fluido para tratamiento que comprende un sol acuoso de sílice; y (ii) un segundo fluido para tratamiento que comprende un activador químico soluble en agua para gelificar el sol de sílice, en donde el activador químico se selecciona del grupo que consiste de: (a) ácido fítico; (b) ácido metilglicindiacético, una sal de metal alcalino o sal de amonio de los mismos; (c) un ácido poliepoxisuccínico soluble en agua y una sal de metal alcalino o sal de amonio de las mismas; y (d) ácido salicílico, ácido ascórbico, ácido tánico, y una sal de metal alcalino o una sal de amonio de cualquiera de los anteriores; y (B) el cierre en la zona de tratamiento durante al menos un tiempo suficiente para permitir que el fluido para' tratamiento forme in situ un gel sólido a una temperatura nominal para el método.