MX2014014254A - Proceso para mojar con agua superficies mojadas por petroleo. - Google Patents

Abstract

Proceso para mojar con agua superficies mojadas por petróleo mediante la aplicación de una formulación acuosa que comprende al menos un modificador de mojabilidad que es un éster hidrosoluble de un sacárido alcoxilado, a la superficie mojada por petróleo. Las superficies mojadas por petróleo pueden ser cualquier superficie hidrófoba, tal como las rocas de formaciones petrolíferas subterráneas.

Description

PROCESO PARA MOJAR CON AGUA SUPERFICIES MOJADAS POR PETRÓLEO La presente invención se refiere a un proceso para mojar con agua superficies mojadas por petróleo mediante la aplicación de una formulación acuosa que comprende al menos un modificador de mojabilidad, que es un ester hidrosoluble de un sacárido alcoxilado, a la superficie mojada por petróleo. Las superficies mojadas por petróleo pueden ser cualquier superficie hidrófoba, tal como las rocas de formaciones petrolíferas subterráneas.

En depósitos de aceite mineral natural, el aceite mineral está presente en las cavidades de rocas reservorio porosas que se sellan en dirección a la superficie de la tierra mediante capas superiores impermeables. Las cavidades pueden ser cavidades muy finas, capilares, poros o similares. Los fondos de poros finos pueden, por ejemplo, tener un diámetro de solo alrededor de 1 mhi. Además de aceite mineral, que incluye fracciones de gas natural, un depósito comprende agua con un mayor o menor contenido de sal.

Generalmente, en la producción de aceite mineral, se establece una distinción entre producción primaria, secundaria y terciaria.

En la producción primaria, el aceite mineral fluye por sí solo, después del comienzo de la extracción del depósito, a través del orificio de perforación hasta la superficie, debido a la presión autógena del depósito. Sin embargo, incluso en el mejor de los casos, solo se puede producir mediante la producción primaria una pequeña cantidad de aceite mineral presente, en general, no más de aproximadamente 10 % en el depósito.

En la producción secundaria, se puede inyectar agua dentro del depósito para mantener la presión o para volver a aumentarla. Dicha téenica se conoce como inyección de agua. La finalidad de la inyección de agua es forzar el aceite mineral lentamente a través de las cavidades hasta adentro de la formación, partiendo desde el pozo de inyección en dirección al pozo de producción.

Las técnicas producción terciaria de petróleo, también conocidas como recuperación mejorada del petróleo (EOR), incluyen métodos en los que se usan sustancias químicas adecuadas como asistentes para la producción de petróleo. Por ejemplo, se pueden inyectar soluciones acuosas que comprenden tensioactivos y/o polímeros espesantes dentro de la formación para movilizar el petróleo en la formación subterránea, de modo que se pueda recuperar el petróleo adicional de la formación.

Uno de los puntos fundamentales para una elección apropiada de sustancias químicas adecuadas para mejorar la producción de petróleo es la naturaleza de las superficies internas del depósito de aceite mineral.

En yacimientos de petróleo subterráneos que tienen superficies más o menos hidrófilas, tales como yacimientos de arenisca, las superficies están por lo general mojadas por agua y se pueden atrapar pequeñas gotas de aceite hidrófobo en los poros de la formación si su diámetro es superior al diámetro de los capilares siguiendo al poro en la dirección del flujo. Dicha situación se indica esquemáticamente en la Figura 1. En tal caso, se pueden usar tensioactivos adecuados para vencer las fuerzas capilares y reducir la tensión interfacial de la interfaz petróleo-agua para que las pequeñas gotas de petróleo puedan deformarse y ser expulsadas de los poros mediante la solución acuosa de tensioactivo inyectada. Los tensioactivos adecuados para esta téenica deben generar una tensión interfacial ultrabaja en la interfaz agua-aceite.

En yacimientos de petróleo subterráneos que tienen superficies más o menos hidrófobas, tales como los yacimientos de carbonato, el petróleo se puede absorber como una película muy delgada sobre las superficies internas de la formación, es decir, las superficies están mojadas por petróleo. Esto se indica esquemáticamente en la Figura 2. Generalmente, la permeabilidad de agua de tales yacimientos que tienen superficies mojadas por petróleo es baja, debido a la presión capilar negativa del agua, de modo que la eficacia de la inyección de agua ya es baja. A fin de mejorar la recuperación del petróleo, es necesario convertir la superficie mojada por petróleo en una mojada por agua separando el petróleo de la superficie mojada por petróleo.

En el estado de la técnica se sabe usar los modificadores de mojabilidad para algunas técnicas durante la producción de petróleo.

US 7.256.160 B2 describe los fluidos de fractura para la fractura hidráulica de formaciones subterráneas que comprenden agentes de control de mojabilidad por agua. Dichos agentes de control de mojabilidad pueden ser, por ejemplo, etilenglicol monometilglicoléter, alquilsulfatos, alquilsulfonatos o alquilglucósidos.

M. Salehi, S.J. Johnson, and J. Liang, Langmuir 2008, 24, 14099 -14107 describen el uso de varios tensioactivos, tales como surfactina, sulfato láurico de sodio y bromuro de dodeciltrimetilamonio como modificadores de mojabilidad para yacimientos petrolíferos.

US 2010/0163234 A1 describe un método para tratar formaciones subterráneas mediante la inyección de un fluido en la formación, que comprende un particulado y un organosilano RnSiX4-n en donde R es un grupo funcional orgánico y X es halógeno, alcoxi o un grupo acetoxi, y n es 1 , 2 o 3.

WO 2011/086360 A1 describe los fluidos del tratamiento para el control mojante de distintos tipos de rocas que comprenden un primer tensioactivo que tiene una carga, un segundo tensioactivo que tiene una carga opuesta y un compatibilizador. Los tensioactivos pueden ser tensioactivos catiónicos, tales como cloruros de alquilamonio y tensioactivos aniónicos, tales como sulfatos de alquiléter, y el compatibilizador se puede seleccionar de distintos tensioactivos, que incluyen ésteres de ácido graso de sorbitán etoxilado A. Karimi, Z. Fakhroueian, A. Bahramian, A. P. Khiabani, J. B. Darabad, R. Azin, y S. Arya, Energy & Fuels 2012, 26, 1028 - 1036 describen el uso de nanofluidos que comprenden nanopartículas Zr02 y componentes tensioactivos para la alteración de la mojabilidad en los carbonatos y para la recuperación mejorada del petróleo. La formulación estudiada comprende tensioactivos a base de ésteres de sorbitán.

Varias publicaciones describen el uso de poliglucósidos de alquilo para aplicaciones petrolíferas. Los ejemplos comprenden WO 92/02594 A1 , WO 2006/026732 A1 , US 4.985.154 o WO 2009/124922.

Y. Wu, S. Iglauer, P. Shuler, Y. Tang y W.A. Goddard, Tenside, Surfactants Detergents 47(5) (2010), 280 - 280 describen las formulaciones de poliglucósidos de alquilo y esteres de sorbitán para una mejor recuperación del petróleo.

Los modificadores de mojabilidad para aplicaciones petrolíferas deben cumplir varios requisitos en función de las condiciones específicas prevalecientes en formaciones de petróleo subterráneas, tales como altas temperaturas y la existencia de agua del yacimiento que tiene un alto contenido de sal con un desafío adicional que surge de la presencia de iones divalentes, tales como Mg2+ o Ca2+.

WO 2010/069518 A1 describe un proceso para producir poliolésteres mediante transesterificación de polioles o sus productos de alcoxilación. La reacción se realiza en presencia de ácidos minerales o ácidos orgánicos de reducción como catalizadores. En particular, el proceso es adecuado para hacer productos a base de materiales de inicio termosensibles, tales como la sacarosa. Además, WO 2010/069518 A1 describe ésteres de dextrosa, sacarosa, maltosa y maltotriosa etoxiladas y/o propoxiladas disponibles la primera vez mediante el uso del proceso nuevo. La publicación describe varios usos de poliolésteres obtenidos, sin embargo, no describe el uso en aplicaciones petrolíferas.

Es un objeto de la invención proporcionar un proceso mejorado para mojar con agua superficies mojadas por petróleo, en particular, superficies mojadas por petróleo en formaciones petrolíferas subterráneas.

En consecuencia, se halló un proceso para mojar con agua superficies mojadas por petróleo, que comprende al menos una etapa de poner en contacto la superficie mojada por petróleo con una formulación acuosa que comprende al menos un modificador de mojabilidad hidrosoluble, en donde al menos uno de los modificadores de mojabilidad es un éster de sacárido alquioxilado que tiene la Fórmula general Z-(-O-C(O)-R1)n (I), en donde Z representa una porción mono-, di- o trisacárida alcoxilada de pentosas y/o hexosas alcoxiladas con 4 a 80 unidades de óxido de alquileno seleccionadas del grupo unidades de óxido de etileno, óxido de propileno u óxido de butileno, siempre que al menos 50 % de las unidades de óxido de alquileno sean unidades de óxido de etileno, n sea un número ³ 1 , y R1 sea un porción de hidrocarburo alifática, saturada o insaturada, lineal o ramificada que tiene de 6 a 30 átomos de carbono.

En una modalidad preferida de la invención, el proceso se aplica durante la producción de petróleo.

En otra modalidad preferida de la invención, el proceso es un proceso para la recuperación mejorada del petróleo, en donde la formulación acuosa se inyecta en la formación petrolífera subterránea que comprende petróleo y agua de formación a través de un pozo inyector, el agua inyectada fluye a través de la formación subterránea hacia un pozo de producción, separando así el petróleo de las superficies mojadas por petróleo de la formación, y produciendo una mezcla que comprende petróleo y agua de formación a través de un pozo de producción.

Sorprendentemente, se descubrió que los ésteres de sacáridos alcoxilados que se usaron como modificadores de mojabilidad tienen un excelente rendimiento a temperaturas superiores a 50 °C y a alta salinidad.

Lista de figuras Figura 1 Formación petrolífera con superficie mojada por agua (esquemáticamente) Figura 2 Formación petrolífera con superficie mojada por petróleo (esquemáticamente) Figura 3 Separación del petróleo de una superficie mojada por petróleo mientras se moja con agua una superficie mojada por petróleo (esquemáticamente).

Con respecto a la invención, lo siguiente debe indicarse específicamente: Modificadores de moiabilidad usados en el proceso Los modificadores de mojabilidad usados en el proceso de la presente invención son ésteres de ácidos grasos hidrosolubles de mono-, di- o trisacáridos alcoxilados.

Los monosacáridos son pentosas o hexosas, preferentemente, hexosas y, de la misma manera, las unidades de di- o trisacáridos son unidades de pentosa y/o unidades de hexosa, preferentemente, unidades de hexosa. En consecuencia, los mono-, di- o trisacáridos contienen de 5 a 18 átomos de carbono, preferentemente, de 6 a 18 átomos de carbono. Los monosacáridos pueden ser aldosas y/o cetosas. Preferentemente, los sacáridos son monosacáridos o disacáridos y, muy preferentemente, los sacáridos son disacáridos.

Los ejemplos de mono-, di- o trisacáridos adecuados incluyen monosacáridos, tales como arabinosa, ribosa, xilosa, glucosa, mañosa, galactosa, fructosa, disacáridos, tales como maltosa (2 unidades de glucosa), lactosa (una unidad de galactosa + una unidad de glucosa) o sacarosa (una unidad de glucosa + una unidad de fructosa) o trisacáridos, tales como maltotriosa (3 unidades de glucosa).

Los sacáridos preferidos son glucosa, sacarosa, maltosa y maltotriosa, y se prefiere, en particular, sacarosa.

Los mono-, di- o trisacáridos se alcoxilan con 4 a 80 unidades de óxido de alquileno seleccionadas del grupo de unidades de óxido de etileno, óxido de propileno y óxido de butileno, preferentemente, del grupo de unidades de óxido de etileno y óxido de propileno, siempre que al menos 50 % de la cantidad total de unidades de óxido de alquileno sean unidades de óxido de etileno. Preferentemente, al menos 70 % y, muy preferentemente, al menos 90 % de las unidades de óxido de alquileno son unidades de óxido de etileno y, en la modalidad de máxima preferencia, se usan solo unidades de óxido de etileno. Se pueden usar unidades de óxido de alquileno distintas de las unidades de óxido de etileno para ajustar la hidrofilicidad de los ásteres de sacáridos alcoxilados usados. Los productos de alcoxilación pueden mostrar una distribución en bloque o estadística de ias unidades de óxido de alquileno.

Preferentemente, los mono-, di- o trisacáridos se alcoxilan con 8 a 50 unidades de óxido de alquileno, con mayor preferencia, de 10 a 45 unidades de óxido de alquileno y, con máxima preferencia, de 12 a 40 unidades de óxido de alquileno.

Los ésteres de ácido graso se pueden representar esquemáticamente mediante la Fórmula Z-(-O-C(O)-R1)n (I). En la Fórmula (I) Z representa una porción mono-, di- o trisacárida alcoxilada como se describió anteriormente, n la cantidad de grupos éster y R1 la porción de hidrocarburo alifática saturada o insaturada, lineal o ramificada que tiene de 6 a 30 átomos de carbono, preferentemente, de 8 a 30 átomos de carbono, con mayor preferencia, de 8 a 22 átomos de carbono y, con máxima preferencia, de 12 a 18 átomos de carbono. R1 se puede sustituir mediante los grupos OH. Si R1 es un residuo alifático insaturado, la cantidad de enlaces dobles es, preferentemente, de 1 a 3 doble n representa la cantidad de grupos éster en la molécula y tiene un número ³ 1. Se sabe que n no puede exceder la cantidad de grupos OH- presentes en los sacáridos usados, es decir, en caso de un trisacárido de tres hexosas, tales como maltotriosa, n no puede exceder 1 1 , en caso de un disacárido de dos sacarosas hexosas, la cantidad no puede exceder 8. En otras palabras, n es de 1 a 11. Preferentemente, n es de 1 a 4 y, con máxima preferencia, n es 1 o 2.

Los ejemplos de los grupos éster R1-C(O)-0- comprenden grupos éster derivados de ácido láurico, ácido mirístico, ácido palmítico, ácido palmoleico, ácido esteárico, ácido isosteárico, ácido oleico, ácido elaidínico, ácido linoleico, ácido linoleico conjugado, ácido linoleico, ácido 12-hidroxiesteárico, ácido ricinoleico, ácido gadoleico, ácido araquidónico, ácido behénico y ácido erúcico.

Los modificadores de mojabilidad que deben usarse de acuerdo con la invención son hidrosolubles. Pueden ser miscibles con agua en todas las proporciones, sin embargo, para el proceso es suficiente que los modificadores de mojabilidad sean solubles en la concentración de uso planeada y la salinidad determinada del agua. En general, el modificador de mojabilidad debe tener una hidrosolubilidad de al menos 0, 1 % en peso, preferentemente, al menos 1 % en peso a 20 °C en la formulación acuosa que se usa para el proceso de acuerdo con la invención.

La persona del oficio de nivel medio puede seleccionar el tipo y la cantidad de unidades de óxido de alquileno, y el tipo y la cantidad de grupos áster de acuerdo con los requisitos del proceso. En cualquier caso, debe asegurarse de que los modificadores de mojabilidad sean hidrosolubles en la concentración usada en el proceso. La persona del oficio de nivel medio sabe cómo lidiar con ese problema. Cuantos más grupos áster se usen y cuanto más grande sea R1 , más hidrófobo será el áster, y cuantos más grupos de óxido de etileno, más hidrófilo será el áster. En consecuencia, cuanto mayor sea la cantidad de grupos áster, mayor será también la cantidad de unidades de óxido de etileno, a fin de garantizar hidrosolubilidad suficiente.

Los modificadores de mojabilidad hidrosolubles preferidos para usar en el proceso de la presente invención son ésteres a base de sacarosa alcoxilada. Preferentemente, la sacarosa se alcoxila con 8 a 50 unidades de óxido de etileno y/u óxido de propileno, con mayor preferencia, con 12 a 45 unidades de óxido de etileno y/u óxido de propileno y, con máxima preferencia, con 15 a 40 unidades de óxido de etileno y/o propileno, siempre que al menos 50 % de la cantidad total de unidades de óxido de alquileno sean unidades de óxido de etileno. Preferentemente, al menos 70 % y, muy preferentemente, al menos 90 % de las unidades de óxido de alquileno son unidades de óxido de etileno y, en la modalidad de máxima preferencia, se usan solo unidades de óxido de etileno. Preferentemente, se usan mono- o diésteres, es decir, n es 1 o 2, y R1 como se definió anteriormente, tiene de 8 a 22 átomos de carbono y, con mayor preferencia, de 12 a 18 átomos de carbono.

Los monoésteres de sacarosa alcoxilada son de particular preferencia para el presente proceso, en donde la sacarosa alcoxilada comprende de 15 a 25 unidades de óxido de etileno, por ejemplo, alrededor de 20 unidades de óxido de etileno, y R1, como se definió anteriormente, tiene 12 a 18 átomos de carbono, preferentemente, 16 a 18 átomos de carbono, por ejemplo, * 20 EO-monooleato de sacarosa.

Los diésteres de sacarosa alcoxilada son también de particular preferencia para el presente proceso, en donde la sacarosa alcoxilada comprende de 25 a 45 unidades de óxido de etileno, por ejemplo, alrededor de 30 a 40 unidades de óxido de etileno, y R1 , como se definió anteriormente, tiene 10 a 18 átomos de carbono, preferentemente, 12 a 14 átomos de carbono, por ejemplo, * 40 EO-dilaureato de sacarosa.

Fabricación de modificadores de moiabilidad Para la fabricación de los ásteres en una primera etapa, los mono-, di- o trisacáridos se alcoxilan de acuerdo con procedimientos conocidos por las personas del oficio de nivel medio.

En una modalidad preferida de la invención, la alcoxilación se puede realizar de acuerdo con el procedimiento descrito en EP 2 072 523 A1 , es decir, mediante la alcoxilación de los sacáridos con el óxido de etileno y, opcionalmente, óxidos de alquileno más altos en solución acuosa a una temperatura de 90 °C a 160 °C, preferentemente, 100 °C a 140 °C y a una presión de 1 bar a 5 bar. Se pueden usar como hidróxidos catalizadores, tales como hidróxido de potasio o hidróxido de sodio. Luego de la reacción, el reactor se enfrió, y el catalizador alcalino se neutralizó usando un ácido orgánico, por ejemplo, ácido láctico. Algunos polialquilenóxidos se pueden formar como un subproducto de la alcoxilación, pero el procedimiento descrito en EP 2 072 523 A1 garantiza que su cantidad solo sea baja.

En una segunda etapa, los polisacáridos alcoxilados se esterifican para obtener los ásteres mencionados anteriormente. Las téenicas de esterificación son conocidas por las personas del oficio de nivel medio.

En una modalidad preferida, la esterificación se realiza mediante transesterificación, preferentemente, de acuerdo con los procedimientos descritos en WO 2010/069518 A1.

En general, transesterificación significa la reacción de un alcohol ROH con un éster R’COOR” de la siguiente manera: ROH + R’COOR”— — > R’COOR + R”OH. R”OH es, por lo general, un alcohol altamente volátil que se puede eliminar fácilmente del reactor. De acuerdo con el procedimiento descrito en WO 2010/069518 A1 , la transesterificación se realiza en presencia de sales alcalinas o alcalinotérreas de ácidos de reducción como catalizador.

Preferentemente, los catalizadores de transesterificación se pueden seleccionar del grupo que consiste en (i) sales alcalinas y/o alcalinotérreas de ácidos sulfúricos o sulfónicos con un valor de oxidación de azufre de menos de 6, (ii) sales alcalinas y/o alcalinotérreas de ácidos fosfóricos o fosfónicos con un valor de oxidación de fósforo de menos de 5, Los ejemplos típicos comprenden sales alcalinas y/o alcalinotérreas de ácido sulfuroso, ácido ditiónico, ácido sulfínico y ácido sulfínico orgánico, ácido fosfórico, ácido difosfórico, ácido hipofosfórico y ácido hipodifosfórico. Las sales preferidas son sales de potasio.

El uso de sales de ácidos de reducción permite dirigir la transesterificación en condiciones más leves, en particular, temperaturas más bajas y valor de pH neutro. Tales condiciones son, en particular, adecuadas para la transesterificación de los sacáridos algo termosensibles que se usan en la presente invención.

Los ásteres de ácido graso adecuados para la reacción con los sacáridos alcoxilados son de la Fórmula R1 CO-OR2 (II), en donde R1 tiene el significado como se definió anteriormente y R2 representa un radical alquilo que tiene de 1 a alrededor de 6 átomos de carbono o el residuo de glicerol. Preferentemente, R2 representa un grupo metilo. Los ásteres de ácido graso adecuados para usar en el proceso de la invención representan ásteres de alquilo o (mono/di/tri) glicéridos.

Los ejemplos típicos de ásteres R1CO-OR2 (II) adecuados se pueden seleccionar de metilo, etilo, propilo, butilo, pentilo o ásteres de hexilo, preferentemente, los ásteres de metilo del ácido caprónico, ácido caprílico, ácido caprínico, ácido táurico, ácido mirístico, ácido palmítico, ácido palmoleico, ácido esteárico, ácido isosteárico, ácido oleico, ácido elaidínico, ácido linoleico, ácido linoleico conjugado, ácido linoleico, ácido 12-hidroxiesteárico, ácido ricinoleico, ácido gadoleico, ácido araquidónico, ácido behénico, ácido erúcico y sus mezclas téenicas, por ejemplo, ácido de sebo, ácido graso del coco, ácido graso de palma, ácido de girasol o ácido de soja. En lugar de los alquilésteres, se pueden usar también mono-, di- y/o triglicéridos de los mismos ácidos grasos para la transesterificación. Finalmente, es posible usar también grasas y aceites naturales, por ejemplo, aceite de girasol o soja para el mismo propósito.

La transesterificación se puede realizar de la manera habitual conocida de la química orgánica. En general, el áster (II) se usa en exceso. Las sales usadas como catalizadores se pueden preparar in situ: Las cantidades estequiométricas del ácido mineral y de hidróxido alcalino se agregan a una mezcla del sacárido alcoxilado y el áster (II).

Los catalizadores se pueden usar en concentraciones de alrededor de 0,05 a alrededor de 1 % en peso, preferentemente, de alrededor de 0, 1 a alrededor de 0,5 % en peso calculado sobre los materiales de inicio para transesterificación. La reacción se puede realizar, preferentemente, a un valor de pH- de 6 a 8,5. Una vez que se agregó el catalizador, la mezcla se calienta a la temperatura final en nitrógeno o al vacío, en función de los reactivos. Las temperaturas de reacción adecuadas se encuentran en el rango de alrededor de 120 a alrededor de 200 °C, preferentemente, alrededor 150 a alrededor 180 °C. Se prefiere dirigir la transesterificación a presión reducida, por ejemplo, 1 a alrededor de 300 mbar y, preferentemente, de alrededor de 10 a alrededor de 100 mbar.

Formulaciones acuosas Para el proceso de acuerdo con la presente invención, se usa una formulación acuosa que comprende al menos un modificador de mojabilidad de la Fórmula general Z-(-O-C(O)-R1)n (I) como se describió en detalle anteriormente. Por supuesto, se pueden usar dos o más modificadores de mojabilidad de la Fórmula (I).

Además del agua, la formulación acuosa puede comprender tambien solventes orgánicos miscibles con agua. Los ejemplos de dichos solventes comprenden alcoholes, tales como etanol, n-propanol, i-propanol o but i I d ig I i col . Si hay presencia de solventes orgánicos, su cantidad no debe exceder el 50 % en peso con respecto a todos los solventes presentes en la formulación, preferentemente, no debe exceder del 25 % en peso. En una modalidad preferida de la invención, solo se usa agua como solvente.

El agua usada puede ser agua salina que comprende sales disueltas. Los ejemplos de sales comprenden halogénidos, en particular, cloros, sulfatos, boratos de cationes mono- o divalentes, tales como Li+, Na+, K+, Mg2+, Ca2+, Sr2+ o Ba2+. La salinidad del agua puede ser de 10.000 ppm a 230.000 ppm.

La concentración de los modificadores de mojabilidad de acuerdo con la Fórmula (I) puede ser de 0,01 % a 10 % en peso con respecto al total de todos los constituyentes de la formulación acuosa, preferentemente, de 0,1 % a 5 % en peso y, muy preferentemente, de 0,5 % a 5 % en peso.

La formulación acuosa puede comprender otros constituyentes, tales como tensioactivos aniónicos, catiónicos, noniónicos y amfotéricos, así como también polímeros, sales inorgánicas, como cloruro de sodio o cloruro de potasio, y álcali, como hidróxido de sodio o carbonato ácido de sodio. Por supuesto, se pueden usar también modificadores de mojabilidad diferentes de los de la Fórmula (I). La cantidad de cada uno de dichos constituyentes adicionales puede ser de 0,01 % a 10 % en peso.

La formulación acuosa se puede realizar mezclando agua, el modificador de mojabilidad de acuerdo con la presente invención y, opcionalmente, otros componentes. El agua usada puede ser agua dulce, pero también se puede usar agua de mar o agua de formación, es decir, agua más o menos salina. Una de las ventajas de los modificadores de mojabilidad usados para el proceso de acuerdo con la invención es que muestran buenos resultados en agua salina.

Por lo general, el modificador de mojabilidad se proporciona como solución acuosa concentrada que se usa para mezclar la formulación acuosa que se usa directamente en el lugar de uso, por ejemplo, en el yacimiento petrolífero.

Proceso para moiar con agua superficies mojadas por petróleo El proceso para mojar con agua superficies mojadas por petróleo de acuerdo con la presente invención comprende al menos la etapa de poner en contacto una superficie mojada por petróleo con una formulación acuosa que comprende al menos un modificador de mojabilidad hidrosoluble de la Fórmula (I), como se describió anteriormente.

Como se usa de manera habitual en la presente, el termino “petróleo” se refiere a líquidos orgánicos que no son hidrosolubles y que tienen un punto de ebullición alto, por ejemplo, un punto de ebullición de no menos de 150 °C, preferentemente, no menos de 200 °C. El petróleo puede ser de fuentes naturales o puede ser petróleo sintético. Los petróleos preferidos en el alcance de la presente invención son petróleos crudos.

La persona del oficio de nivel medio sabe que una superficie mojada por petróleo será más o menos hidrófoba. El grado de hidrofobicidad se puede determinar de manera típica midiendo el ángulo de contacto del petróleo en la superficie. Por lo general, el ángulo de contacto debe ser de 0o a 30°, preferentemente, de 0o a 10° y, con mayor preferencia, alrededor de 0°. El petróleo puede cubrir la superficie completamente, por ejemplo, puede formar una película continua en la superficie, o solo una parte de la superficie puede estar cubierta por petróleo.

La superficie puede ser cualquier tipo de superficie que se puede mojar con petróleo, tal como petróleo crudo, petróleo sintético o formulaciones oleosas, por ejemplo, las superficies de polímeros hidrófobos, tales como superficies de polietileno o superficies de acero o aleación usadas en la perforación de pozos y en gasoductos. En particular, las superficies mojadas por petróleo incluyen cualquier superficie que está o puede llegar a estar en contacto con cualquier tipo de formulación oleosa o petróleo crudo en el proceso de producir y transportar petróleo, tal como las superficies de formaciones petrolíferas subterráneas, en particular, las superficies internas de poros, cavidades y capilares de la formación petrolífera subterránea, pozos con o sin entubado, equipos o instalaciones para la producción y el transporte de petróleos crudos. Además, las superficies mojadas por petróleo incluyen las superficies de incrustaciones depositadas en otras superficies. Las incrustaciones pueden ser incrustaciones de carbonato, tales como incrustaciones de carbonato de calcio o magnesio, incrustaciones de sulfato, tales como incrustaciones de sulfato de calcio. En una modalidad preferida de la invención, dichas incrustaciones se depositan sobre superficies en equipos e instalaciones para la producción y el transporte de petróleo crudo, por ejemplo, sobre la superficie de entubados, vástagos de bombeo o gasoductos.

En una modalidad preferida de la invención, las superficies mojadas por petróleo pueden ser las superficies internas de las formaciones petrolíferas subterráneas, en particular, formaciones que comprenden rocas de carbonato y/o formaciones que consisten en rocas de carbonato, en particular, rocas de calcita y dolomita.

Para el proceso de la presente invención, la superficie mojada por petróleo se pone en contacto con una formulación acuosa que comprende al menos un modificador de mojabilidad hidrosoluble, como se describió anteriormente. No hace falta aclarar que la teenica para poner en contacto superficies mojadas por petróleo con la formulación acuosa depende de la naturaleza del objeto que tiene una superficie mojada por petróleo, por ejemplo, si el objeto tiene una superficie interna o externa o si es móvil o no. A modo de ejemplo, el contacto se puede realizar mediante la pulverización de la formulación sobre la superficie o sumergiendo un objeto que tiene una superficie mojada por petróleo en la formulación acuosa. Por supuesto, esto último es posible en superficies de objetos móviles. Si las superficies son superficies internas de dispositivos, la formulación se puede verter o inyectar dentro de tal dispositivo.

Si las superficies son superficies mojadas por petróleo de formaciones subterráneas, la formulación acuosa se puede inyectar en la formación subterránea. La inyección se puede realizar inyectando la formulación acuosa en pozos de inyección o en pozos de producción perforados en la formación.

La inyección es realizada por la persona del oficio de nivel medio a una presión suficiente como para permitir que la formulación acuosa penetre en la formación.

Luego de poner en contacto la superficie mojada por petróleo con la formulación acuosa, se aconseja permitir que la formulación acuosa actúe sobre la superficie durante un tiempo. De más está decir que la persona del oficio de nivel medio sabe que el tiempo puede depender de factores que incluyen la temperatura, la concentración de los componentes en la formulación, el petróleo o la naturaleza de la superficie. El tiempo de tratamiento puede variar de algunos segundos a varias horas.

La temperatura durante el tratamiento de la superficie mojada por petróleo puede ser de 20 °C a 150 °C, preferentemente, de 40 °C a 100 °C. En algunos casos, la temperatura puede ser seleccionada por la persona del oficio de nivel medio, por ejemplo, seleccionando una temperatura determinada para la formulación acuosa. En el caso de formaciones subterráneas, la formulación acuosa se puede inyectar en la formación a temperatura ambiente o a temperaturas más altas, y despues de la inyección en la formación, la temperatura de la formulación acuosa inyectada alcanzará la temperatura de formación.

Durante el tratamiento de la superficie mojada por petróleo, la superficie se vuelve más hidrófila. Este proceso se puede monitorear mediante medidas de ángulo de contacto. El ángulo de contacto entre la superficie y el petróleo se torna cada vez más grande y, finalmente, las gotas de petróleo se pueden separar de la superficie. Dicho proceso se ilustra esquemáticamente en la Figura 3.

En modalidades preferidas de la invención, el proceso de acuerdo con la invención se aplica durante la producción de petróleo. Dichos procesos de producción de petróleo se combinan, por lo general, con otras etapas del proceso.

En una primera modalidad preferida del proceso de acuerdo con la invención, las superficies mojadas por petróleo son superficies de las rocas de formaciones petrolíferas subterráneas que comprenden petróleo y agua de formación. Preferentemente, las rocas de la formación petrolífera subterránea comprenden rocas de carbonato. Generalmente, el agua de formación es salmuera, y su salinidad puede ser de 10.000 ppm a 230.000 ppm. La temperatura de la formación puede ser de 20 °C a 150 °C, preferentemente, de 40 °C a 100 °C. Para ejecutar la primera modalidad preferida se inyectó una formulación acuosa que comprende al menos un modificador de mojabilidad como se describió anteriormente en la formación subterránea.

En una segunda modalidad preferida, el proceso es un proceso para la recuperación mejorada del petróleo. Las superficies mojadas por petróleo son superficies de las rocas de una formación petrolífera subterránea que comprende petróleo y agua de formación. Preferentemente, las rocas de la formación petrolífera subterránea comprenden rocas de carbonato. Generalmente, el agua de formación es salmuera, y su salinidad puede ser de 10.000 ppm a 230.000 ppm. La temperatura de la formación puede ser de 20 °C a 150 °C, preferentemente, de 40 °C a 100 °C. La formación petrolífera comprende al menos un pozo de inyección y al menos un pozo de producción. La formulación acuosa se inyecta en la formación subterránea a través de al menos un pozo de inyección a una presión suficiente como para que el agua inyectada fluya a través de la formación subterránea hasta al menos un pozo de producción. De esta manera, entra en contacto con superficies mojadas por petróleo de la formación y, por la influencia del modificador de mojabilidad, la superficie queda cada vez más mojada por agua. Como consecuencia, se produce la inhibición espontánea del agua dentro de los capilares de la roca de carbonato, debido a las fuerzas de los capilares, y el petróleo es expulsado hacia afuera de los capilares. La mezcla que comprende petróleo y agua de formación fluye hacia el pozo de producción, donde se puede extraer hacia la superficie.

En una etapa posterior, la mezcla producida de petróleo crudo y el agua de formación se separa de la manera habitual en una fase de petróleo crudo y de agua de formación. Esto se puede realizar mediante el uso de un equipo habitual y, opcionalmente, el uso de desemulsionantes habituales como adyuvantes del proceso.

En una modalidad preferida del proceso para una mejor recuperación de petróleo, se puede usar el agua salina de la formación separada para elaborar la formulación acuosa que comprende el modificador de mojabilidad. Se puede usar agua de formación únicamente, o bien agua salina mezclada con agua dulce o agua de mar. La formulación acuosa que comprende sales se puede inyectar posteriormente dentro de la formación a través del pozo de inyección, y de este modo recielar al menos una parte del agua de formación. Esta es una ventaja económica, en particular, para la producción de petróleo en tierras donde es difícil deshacerse del agua de formación.

En una tercera modalidad preferida, el proceso es un proceso de fractura hidráulica. La formulación acuosa se inyecta dentro de la formación petrolífera subterránea a traves de un pozo de producción. Preferentemente, las rocas de la formación petrolífera subterránea comprenden rocas de carbonato. La temperatura de la formación y la salinidad del agua de formación pueden ser como se describieron anteriormente. Durante el curso del tratamiento de la formación, las superficies mojadas por petróleo quedan mojadas con agua. En una segunda etapa, un fluido de fractura acuoso que comprende componentes espesantes se inyecta a través del pozo de producción. La inyección se realiza a una presión suficiente para fracturar las rocas de la formación. Dichas fracturas se forman, generalmente, en una zona alrededor del pozo de producción. A través de las fracturas formadas, el aceite puede fluir desde la formación hasta el pozo de producción, lo que permite una mayor producción de petróleo.

El proceso de fractura y los fluidos de fractura adecuados para usar en la fractura son conocidos por la persona del oficio de nivel medio. Algunos ejemplos de fluidos de fractura se describen en WO 2011/012164 A1. Además de componentes espesantes, los fluidos de fractura pueden comprender los denominados apuntalantes. Los apuntalantes son pequeñas partículas duras que hacen que las fracturas formadas no se cierren después de eliminar la presión. La etapa de mojar con agua las superficies mojadas por petróleo antes de inyectar el fluido de fractura mejora la penetración del fluido acuoso de fractura dentro de la formación, con lo cual se mejora el proceso de formación de fracturas.

En una cuarta modalidad preferida, el proceso es un proceso de acidificación. La formulación acuosa se inyecta dentro de la formación petrolífera subterránea a través de un pozo de producción. Preferentemente, las rocas de la formación petrolífera subterránea comprenden rocas de carbonato. La temperatura de la formación y la salinidad del agua de formación pueden ser como se describieron anteriormente. Durante el curso del tratamiento de la formación, las superficies mojadas por petróleo quedan mojadas con agua. En una segunda etapa, se inyecta a través del pozo de producción una formulación ácida acuosa. El ácido disuelve las incrustaciones y puede formar nuevas cavidades, poros y similares en la formación, y así crear nuevos canales para que el petróleo fluya desde la formación del pozo de producción y, por ende, aumentar la producción de petróleo.

En una quinta modalidad preferida, el proceso es un proceso para la eliminación de las incrustaciones durante la producción de petróleo. Las superficies mojadas por petróleo son las superficies de las incrustaciones depositadas sobre una formación petrolífera y/o un pozo y/o un equipo de producción de petróleo. En una primera etapa, las superficies con petróleo de las incrustaciones se tratan con la formulación acuosa que comprende un modificador de mojabilidad, y las superficies mojadas por petróleo quedan mojadas por agua. En una segunda etapa, las incrustaciones se tratan con una formulación acuosa que comprende al menos un inhibidor de incrustaciones y así se elimina o al menos se reducen las incrustaciones. Mojar con agua las superficies antes de tratarlas con el inhibidor de incrustaciones mejora considerablemente la eficacia de la eliminación de las incrustaciones.

La invención se ilustra en detalle mediante los siguientes ejemplos.

En los ejemplos, se estudiaron los siguientes modificadores de mojabilidad: EO = óxido de etileno Etapa 1 : Alcoxilación Para la síntesis de los compuestos, se usó sacarosa etoxilada con 20 unidades de óxido de etileno (20 moles de óxido de etileno por 1 mol de sacarosa) y sacarosa etoxilada con 40 moles de óxido de etileno. La alcoxilación se realizó de acuerdo con el procedimiento descrito por EP 2 072 523 A1.

Procedimiento general: En un autoclave agitado, se colocaron una solución casi saturada de sacarosa en agua y 0,5 % (calculado sobre eductos) de una solución acuosa de hidróxido de potasio (50 % en peso). Una vez que el reactor se evacuó tres veces y se purgó con nitrógeno para retirar todos los rastros de oxígeno, la mezcla se calentó a alrededor de 125 °C, y dentro de las 3,5 h se agregó la cantidad calculada de óxido de etileno, mientras que la presión debería alcanzar los 5,5 bar. Posteriormente, la mezcla se dejó reposar durante 30 min más para una reacción posterior, manteniendo la temperatura a alrededor de 130 °C. Finalmente, el reactor se debió enfriar a temperatura ambiente, se rompió el vacío, y el pH de los productos se debió ajustar a alrededor de 7 mediante la adición de una solución de ácido láctico. El líquido así obtenido comprende sacarosa etoxilada y agua. En grados más altos de etoxilación, es posible que se forme también un poco de polieti leng licol . 2: Transesterificación Los esteres se fabricaron mediante la transesterificación de la sacarosa etoxilada en presencia de hipofosfita de potasio como catalizador de acuerdo con los procedimientos descritos en WO 2010/069518 A1 , en el ejemplo particular 1. Para el compuesto 1 se usó metiléster del ácido graso C16/C18 de grado téenico para la transesterificación, y para el compuesto 2 se usó un ácido graso C12/C18 táurico a base de aceite (pico Ci2/C14).

Procedimiento general: 0,5 mol de sacarosa alcoxilada se mezcló con la cantidad calculada de metiléster y 15 g de una solución al 25 % de hipofosfita de potasio. La mezcla cuajó en un vacío de 300 mbar y se calentó lentamente mientras se agitaba a 180 °C. Después de retirar el agua (derivada de la sacarosa etoxilada), la reacción comienza vigorosamente a una temperatura de alrededor de 140 - 150 °C. Después de la eliminación de la primera cantidad grande de metanol, el vacío se redujo a < 1 mbar, y la mezcla de reacción se mantuvo en estas condiciones durante 3 - 4 horas más. Una vez que se terminó el tiempo de reacción, el éster final se enfría y se puede usar en el estado en que se encuentre sin tratamiento adicional.

Pruebas de aplicación Pruebas de solubilidad: Las pruebas de solubilidad revelaron que los compuestos S1 y S2 forman soluciones transparentes en una concentración de 1 % en peso en agua con una salinidad de 10.000 ppm y 100.000 ppm para temperaturas de al menos 95 °C.

Para fines comparativos, se evaluaron dos tensioactivos convencionales en una concentración de 1 % en agua con una salinidad de 50.000 ppm de NaCI, y su temperatura de opacidad se determinó de la manera habitual.

C13-alcohol + 20 EO Temperatura de opacidad de 86 °C Cie/ie-alcohol + 80 EO Temperatura de opacidad de 87 °C Tensión superficial concentración micelar crítica (eme) La tensión superficial se midió como una función de la concentración de los componentes tensioactivos usando el método del anillo DuNouy (de acuerdo con Din 53914). La concentración micelar crítica (eme) se derivó de la manera habitual del gráfico de medición.

A fin de simular las condiciones prevalecientes en las mediciones de formaciones subterráneas, se efectuaron mediciones a 25 °C y a 60 °C en agua con una salinidad de 10.000 ppm y 100.000 ppm. Las sales usadas fueron NaCI y CaCI2 en una relación en peso de 9 : 1 NaCI/CaCIz.

Los resultados se resumen en la Tabla 1.

Tensión interfacial (IFT) La tensión interfacial entre las soluciones acuosas de los compuestos evaluados y la fase oleosa se midió con un tensiómetro de gota giratoria (DataPhysics). Debido a que la composición de petróleos crudos puede variar, se usaron decano, dodecano y hexadecano como aceites modelo para estudiar el rango de aplicación de los compuestos evaluados. Las pruebas se realizaron en agua con una salinidad de 10.000 ppm y 100.000 ppm (NaCI / CaCI2 en una relación en peso de 9: 1 ) y tambien a 25 °C y a 60 °C. Los resultados se resumen en la Tabla 1.

Modificación de la moiabilidad de las rocas Se usaron plaquetas de polietileno (3 cm x 2 cm) como superficies modelo hidrófobas para rocas mojadas por petróleo. Como una primera etapa, se aplicaron 5 mI de decano o 5 mI de dodecano a las plaquetas de polietileno. Los líquidos hidrófobos se esparcieron sobre la superficie hidrófoba. El ángulo de contacto entre el petróleo y la superficie de polietileno se midió usando un dispositivo medidor del ángulo contacto habitual (DataPhysics) y, en consecuencia, se obtuvo un valor de 0o. Las plaquetas mojadas por petróleo se sumergieron en una solución acuosa de 1 g/l en peso del compuesto que se debe evaluar. Las pruebas se realizaron en agua con una salinidad de 10.000 ppm y 100.000 ppm (NaCI / CaCI2 en una relación en peso de 9: 1) y también a 25 °C y a 60 °C. El ángulo de contacto entre el petróleo y la superficie de polietileno se midió como una función de tiempo. Asimismo, se inspeccionó visualmente si las gotitas de petróleo se separaban de la superficie. Los resultados se resumen en la Tabla 2.

Tabla 1 : Pruebas de eme, IFT y ST eme: concentración micelar crítica Conc. de salmuera: Concentración de salmuera NaCI / CaCI2 (9:1) ST: Tensión superficial IFT : Tensión interfacial Tabla 2: Modificación de la mojabilidad mediante tensioactivo S1 a 25 °C (plaquetas de polietileno, aceite: dodecano, salmuera NaCI / CaCI2 (9: 1 )) Tabla 3: Modificación de la mojabilidad mediante tensioactivo S1 a 60°C (plaquetas de polietileno, aceite: dodecano, salmuera NaCI / CaCI2 (9: 1 )) 1 Valor no definido debido a fluctuaciones de los números medidos La Tabla 1 muestra que el modificador de mojabilidad S1 tiene una concentración micelar crítica (eme) baja, es decir, ya es tensioactivo en concentraciones bajas. Asimismo, la erne es de 0,03 g/l a 25 °C y a 60 °C (en una salinidad de 10.000 ppm) y de 0,02 g/l a 25 °C y a 60 °C (en una salinidad de 100.000 ppm), es decir, la eme no depende de la temperatura en el rango estudiado. Dicho comportamiento es ventajoso para usar en formaciones petrolíferas subterráneas que podrían no tener una temperatura de formación constante, pero puede haber gradientes de temperatura. En particular, los gradientes de temperatura pueden ser causados por la formación de una inyección de agua continua. Generalmente, cerca del pozo de inyección, la temperatura desciende. De manera contraria, la inyección de vapor constante generalmente aumenta la temperatura cerca del pozo de inyección. Asimismo, la dependencia de la eme con respecto a la salinidad no es pronunciada. Dicho comportamiento también es ventajoso en formaciones petrolíferas, por ejemplo, cuando se usa agua fresca para elaborar la formulación acuosa y luego la formulación entra en contacto con agua salina.

El modificador de mojabilidad S2 tiene un comportamiento similar en comparación con S1.

La tensión interfacial (IFT) entre el agua y los hidrocarburos de diferentes longitudes de cadena disminuye considerablemente por la adición del modificador de mojabilidad S1. Los diferentes hidrocarburos sirven para estudiar la influencia de diferentes tipos de petróleo. No existe una fuerte influencia de la naturaleza del hidrocarburo usado que también sea ventajosa para usos petrolíferos.

La Tabla 2 demuestra el rendimiento del modificador de mojabilidad S1 para mojar con agua superficies mojadas por petróleo. Sin modificador de mojabilidad, no se puede separar petróleo de la superficie. Con los modificadores de mojabilidad usados de acuerdo con la presente invención, el ángulo de contacto del petróleo sobre la superficie de polietileno aumenta con el tiempo y, finalmente, se separa de la superficie. La separación del petróleo se produce más rápidamente a 60 °C que a 25 °C, y es más rápida en una concentración de salmuera de 100.000 ppm que de 10.000 ppm. A 60 °C y a 1000.000 ppm, el petróleo ya se separa de la superficie después de solo 2 in de contacto. Estos datos experimentales respaldan fuertemente la idoneidad de los modificadores de mojabilidad de la presente invención para aplicaciones petrolíferas.

Claims (16)

1. REIVINDICACIONES
2. Proceso para mojar con agua superficies mojadas por petróleo, que comprende al menos una etapa de poner en contacto la superficie mojada por petróleo con una formulación acuosa que comprende al menos un modificador de mojabilidad hidrosoluble, en donde al menos uno de los modificadores de mojabilidad es un ester de un sacárido alcoxilado que tiene la Fórmula general Z-(-0-C(O)-R1)„ (I), en donde Z representa una porción de mono-, di-, o trisacárido alcoxilado de pentosas y/o hexosas alcoxiladas con 4 a 80 unidades de óxido de alquileno seleccionadas del grupo de unidades de óxido de etileno, óxido de propileno u óxido de butileno, siempre que, al menos 50 % de las unidades de óxido de alquileno sean unidades de óxido de etileno, n sea un número ³ 1 y R1 sea una porción de hidrocarburo alifática, saturada o insaturada, lineal o ramificada que tiene de 6 a 30 átomos de carbono.
3. Proceso de acuerdo con la reivindicación 1 , en donde las porciones de sacáridos alcoxilados se seleccionan del grupo de glucosa alcoxilada, sacarosa alcoxilada, maltosa alcoxilada y maltotriosa alcoxilada.
4. Proceso de acuerdo con la reivindicación 1 , en donde la porción de sacáridos alcoxilados es una porción de sacarosa alcoxilada. Proceso de acuerdo con la reivindicación 3, en donde la porción de sacarosa se alcoxila con 8 a 50 unidades de óxido de etileno y/u óxido de propileno, siempre que al menos 50 % de las unidades sean unidades de óxido de etileno, y n sea un número de 1 a 4.
5. 5. Proceso de acuerdo con la reivindicación 3, en donde la porción de sacarosa se alcoxila con 12 a 45 unidades de óxido de etileno y/u óxido de propileno, siempre que al menos 70 % de las unidades sean unidades de óxido de etileno, y n sea un número de 1 o 2.
6. 6. Proceso de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 5, en donde la concentración del modificador de mojabilidad en la formulación acuosa es de 0,01 % en peso a 10 % en peso.
7. 7. Proceso de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 6, en donde, el proceso se aplica durante la producción de petróleo.
8. 8. Proceso de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 6, en donde las superficies mojadas por petróleo son superficies de las rocas de formaciones petrolíferas subterráneas que comprenden petróleo y agua de formación, y en donde la formulación acuosa se inyecta en la formación subterránea.
9. 9. Proceso de acuerdo con la reivindicación 8, en donde las rocas de la formación petrolífera subterránea comprenden rocas de carbonato.
10. 10. Proceso de acuerdo con las reivindicaciones 8 o 9, en donde el proceso es un proceso para la recuperación mejorada del petróleo, en donde la formulación acuosa se inyecta en la formación petrolífera subterránea que comprende petróleo y agua de formación a través del pozo de inyección, el agua inyectada fluye a través de la formación subterránea hacia un pozo de producción, separando el petróleo de las superficies mojadas por petróleo de la formación, y produciendo una mezcla que comprende petróleo y agua de la formación a través de un pozo de producción.
11. 11. Proceso de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 8 a 10, en donde la temperatura de la formación es de 20 °C a 150 °C.
12. 12. Proceso de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 8 a 10, en donde la temperatura de la formación es de 40 °C a 100 °C.
13. 13. Proceso de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 8 a 12, en donde la formación comprende agua de formación que tiene una salinidad de 10.000 ppm a 230.000 ppm.
14. 14. Proceso de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 10 a 13, en donde la mezcla de petróleo-agua producida de la formación se separa en una fase oleosa y una fase acuosa, el agua separada se usa para elaborar la formulación acuosa que comprende el modificador de mojabilidad, y la formulación acuosa se inyecta a través del pozo de inyección en la formación.
15. 15. Proceso de acuerdo con las reivindicaciones 8 o 9, en donde el proceso es un proceso de fractura hidráulica, en donde la formulación acuosa se inyecta en la formación petrolífera subterránea a través de un pozo de producción, y luego se inyecta un fluido de fractura acuoso que comprende al menos componentes espesantes a una presión suficiente para fracturar las rocas de la formación.
16. 16. Proceso de acuerdo con las reivindicaciones 8 o 9, en donde el proceso es un proceso de acidificación, en donde la formulación acuosa se inyecta en la formación petrolífera subterránea a traves de un pozo de producción, y luego se inyecta una formulación acida acuosa. Proceso de acuerdo con la reivindicación 7, en donde las superficies mojadas por petróleo son las superficies de incrustaciones depositadas en una formación petrolífera y/o un pozo y/o un equipo de producción de petróleo, en donde, después del tratamiento de las incrustaciones con la formulación acuosa que comprende un modificador de mojabilidad se tratan con una formulación acuosa que comprende al menos un inhibidor de incrustaciones.