MXPA02005738A

MXPA02005738A - Concentrados de fluido de tratamiento de formacion subterranea, fluidos y metodos de tratamiento.

Info

Publication number: MXPA02005738A
Application number: MXPA02005738A
Authority: MX
Inventors: R Clay Cole
Original assignee: Halliburton Energy Serv Inc
Priority date: 2001-06-11
Filing date: 2002-06-10
Publication date: 2004-12-13
Also published as: US20030114539A1; BR0202172A; AU4589902A; EP1267034A3; CA2390052A1; US6488091B1; NO20022753D0; AU780512B2; NO20022753L; CO5360656A1; EP1267034A2

Abstract

La presente invencion proporciona concentrados de fluido de tratamiento de formacion subterranea, fluidos y metodos de tratamiento. Los concentrados de fluido de tratamiento comprenden basicamente agua y un polimero substancialmente despolimerizado completamente hidratado. Los fluidos de tratamiento que son formados mediante la adicion de agua a los concentrados de fluido de tratamiento, comprenden basicamente agua, y un polimero substancialmente despolimerizado hidratado completamente Y un agente de reticulacion para la reticulacion del polimero despolimerizado hidratado.

Description

CONCENTRADOS DE FLUIDO DE TRATAMIENTO DE FORMACIÓN SUBTERRÁNEA, FLUIDOS Y MÉTODOS DE TRATAMIENTO Campo del Invento La presente invención se refiere a métodos y composiciones para el tratamiento de formaciones de pozos subterráneos, y más específicamente, a concentrados de fluidos de tratamiento mejorados para formaciones subterráneas, fluidos de tratamiento y métodos para uso de dichos fluidos.

Antecedentes del Invento La producción de formaciones subterráneas penetradas por perforaciones de pozos son tratadas frecuen emente para mejorar las permeabilidades o conducti idades de los mismos. Uno de dichos tratamientos de estimulación de producción comprende la fracturación de la formación utilizando un fluido de tratamiento viscoso. Es decir, la formación subterránea o la zona de producción en la misma es fracturada hidráulicamente por lo que se producen en la misma una o más roturas o "fracturas". La fracturación se puede llevar a cabo en los pozos que están terminados en formaciones subterráneas virtualmente para cualquier propósito. Los candidatos usuales para la fracturación u otros procedimientos de estimulación, son los pozos de producción terminados en las formaciones que contienen petróleo y/o gas. Sin embargo, los pozos de inyección utilizados en las operaciones de recuperación secundaria o terciaria para la inyección de fluidos, también pueden ser fracturados con el objeto de facilitar la inyección de los fluidos. La fracturación hidráulica se lleva a cabo inyectando un fluido de fracturación viscoso en una formación subterránea o zona en un índice y presión suficientes para ocasionar que se derriben la formación o zona, con la producción concomitante de una o más f acturas. Conforme es creada la fractura, una porción del fluido contenida en el fluido de fracturación viscoso, se filtra dentro de la formación permeable, y se acumula una torta de filtro que comprende el agente de gelificación depositado sobre las paredes de la fractura, lo cual ayuda entonces a evitar o reducir la pérdida adicional del fluido de fractura para la formación. El bombeo continuo del fluido de fracturación viscoso extiende las fracturas, y se le puede suspender un apuntalador, tal como arena u otro material de partículas en el fluido de fracturación e introducirlo dentro de las fracturas creadas. El material apuntalador funciona para evitar que las fracturas formadas se cierren al momento de la reducción de la presión hidráulica, la cual fue aplicada para crear la fractura en la formación o zona, por lo que los canales de conducción permanecen y a través de ellos pueden fluir fácilmente los fluidos producidos para la perforación del pozo al terminar el tratamiento de fracturación. El fluido de fracturación debe de tener una viscosidad lo suficientemente alta para retener el material apuntalador en suspensión conforme fluye el fluido de fracturación dentro de las fracturas creadas. Hasta la fecha se ha estado utilizando un viscosificador para gelificar un fluido base por medio de lo cual, era provisto el fluido de fracturación que tiene alta viscosidad necesaria para lograr los beneficios máximos del proceso de fracturación. Después de que ha sido bombeado el fluido de fracturación de alta viscosidad dentro de la formación y ha ocurrido la fracturación de la formación, el fluido de fracturación generalmente ha ocasionado que se revierta en un fluido de viscosidad baja, para la remoción de la formación, por medio de la rotura del gel. La rotura de los fluidos de fracturación viscosificados se ha logrado generalmente agregando un separador al fluido de fracturación antes del bombeo y dentro de la formación subterránea . Los fluidos de fracturación utilizados hasta la fecha han sido predominantemente líquidos basados en agua que contienen un agente de gelificación que comprende un polisacárido , tal como goma de guar. La goma de guar y los polímeros de guar derivados, tales como hidroxipropilguar que son polímeros económicos solubles en agua, los cuales pueden ser utilizados para crear una alta viscosidad en un fluido acuoso, y son fácilmente reticulados, lo que aumenta además la viscosidad del líquido. Aunque el uso de los fluidos de fracturación de polisacáridos gelificados y reticulados ha sido altamente exitoso, los fluidos de fracturación no han sido estables térmicamente en temperaturas superiores a aproximadamente 93.24°C (200°F) . Es decir, que los fluidos gelificados y reticulados de alta viscosidad pierden la viscosidad con el paso del tiempo en temperaturas altas. Para compensar la pérdida de viscosidad, se ha aumentado la concentración del agente gelificador, lo cual comprende costos aumentados y ocasiona una presión de fricción aumentada en la tubería a través de la cual es inyectado el fluido en una formación subterránea, lo que hace más difícil el bombeo de fluido de fracturación . Se han incluido estabilizadores térmicos tales como tiosulfato de sodio en los fluidos de fracturación para limpiar el oxígeno y de este modo aumentar las estabilidades de los fluidos de fracturación en altas temperaturas. Sin embargo, el uso de estabilizadores térmicos también aumenta el costo de los fluidos de fracturación. Otro problema que se ha experimentado en el uso de los fluidos de fracturación de polisacáridos gelificados y reticulados comprende la rotura de dichos fluidos de fracturación después de que se han formado las fracturas. SE han utilizado con éxito, separadores tales como oxidantes, enzimas, y agentes ácidos de liberación que atacan los enlaces acetal en la estructura del polímero de poli sacárido .

Con el objeto de preparar los fluidos de fracturación de polisacáridos gelificados y reticulados mencionados anteriormente, los fluidos llevan un apuntalador suficiente, y la concentración utilizada de agente de reticulación, con frecuencia ha tenido que ser aumentada, lo cual aumenta a la vez el costo y la viscosidad del fluido de fracturación. Los fluidos de fracturación basados en agua que incluyen agentes de gelificación de polisacáridos gelificados y reticulados han tenido una pérdida del fluido reducida de manera importante comparados con los otros fluidos de fracturación, lo cual reduce o elimina la necesidad de aditivos para la pérdida de fluido de manera costosa. Sin embargo, debido a que los polisacáridos gelificados y reticulados han tenido altos pesos moleculares, la torta de filtro producida a partir del fluido de fracturación viscoso que penetra en las paredes de las perforaciones, con frecuencia son muy difíciles de remover de las formaciones de producción y las fracturas formadas en las mismas.

Otro problema experimentado con el uso de un fluido de fracturación basado en agua que incluye un agente de gelificación de polisacárido gelificado y reticulado, es que debe de ser mezclado en tanques de almacenamiento por un periodo de tiempo considerable para que ocurra la hidratación del agente de geli ficación . Durante el proceso de fracturación que se lleva a cabo en un pozo, el fluido de fracturación hidratado, generalmente es bombeado fuera del tanque de almacenamiento, mezclado con el apuntalador y otros aditivos al momento, y bombeado a la perforación del pozo hacia la formación que está siendo fracturada. Si durante el trabajo, el perfil de la presión del agujero profundo y otros parámetros que son obtenidos en tiempo real, indican que se requiere un cambio en las propiedades del fluido de fracturación, es decir, un cambio en la viscosidad del fluido de fracturación para evitar que la fractura se filtre u ocurra algo similar, generalmente es imposible hacerlo, ya que se lleva un tiempo muy largo para que se haga un cambio y para que el fluido de fracturación cambiado alcance la formación que está siendo fracturada. Otro problema relacionado con el bombeo del fluido de fracturación de los tanques de almacenamiento y la combinación del material apuntalador, el reticulador y otros aditivos utilizados al momento, es que el procedimiento requiere el uso de una medición costosa y otro equipo similar. Finalmente, en muchas áreas sensibles al medio ambiente, los fluidos de fracturación basados en agua que contienen agentes de gelificación de polisacáridos deben de ser recuperados del pozo, y disponerse de ellos por medios ambientalmente apropiados, lo cual aumenta el costo general del tratamiento de fracturación. Por lo tanto, existen necesidades de fluidos de tratamiento de formación subterránea mejorados y métodos por medio de los cuales los fluidos no sean térmicamente inestables, no produzcan residuos insolubles, tengan capacidades altas de transportación del apuntalador, produzcan tortas de filtro que se remuevan fácilmente, y que no tengan que ser hidratados en los tanques de almacenamiento por periodos de tiempo prolongados y sus propiedades puedan ser cambiadas durante el uso y que puedan ser recuperados y volverse a usar si asi se desea.

Sumario del Invento La presente invención proporciona concentrados de fluido de tratamiento para formación subterránea, fluidos de tratamiento mejorados, los cuales pueden ser utilizados para la fracturación, asi como para varios otros tratamientos de formación subterránea y métodos de uso de los fluidos de tratamiento, los cuales cumplen con las necesidades descritas anteriormente y superan las deficiencias de la técnica anterior. Un concentrado de fluido de tratamiento de formación subterránea de la presente invención, comprende básicamente agua, y un polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado. El concentrado del fluido de tratamiento también puede incluir una variedad de aditivos requeridos para los fluidos de tratamiento producidos que utiliza el concentrado, tales como compuestos ajustadores del pH, para ajustar el pH del fluido de tratamiento formado con el concentrado, reguladores, dispersantes, tensioactivos para evitar la formación de emulsiones entre el fluido de tratamiento formado con el concentrado y los fluidos de la formación subterránea, bactericidas y similares.

El concentrado de fluido de tratamiento es preparado en una ubicación lejos del sitio de un pozo que va a ser tratado y transportado al sitio del pozo antes de usarlo. El concentrado es hidratado de una manera substancialmente completa y puede ser almacenado por periodos de tiempos prolongados antes de su uso. Cuando es utilizado, el concentrado es mezclado continuamente con agua y cualesquiera aditivos adicionales requeridos y bombeado dentro de la formación subterránea que va a ser tratada, haciéndolo penetrar en la perforación del pozo. Debido a que se comprende una demora de tiempo muy pequeña en la mezcla de los concentrados de fluido de tratamiento con el agua adicional y otros aditivos y el bombeo del fluido de tratamiento formado en la formación subterránea, las propiedades del fluido de tratamiento pueden ser cambiadas periódicamente o de manera continua, durante el tiempo que se lleva a cabo el bombeado del fluido de tratamiento. Los fluidos de tratamiento mejorados de formación subterránea de la presente invención comprenden básicamente agua, y un polímero substancialmente despol imeri zado completamente hidratado, un compuesto ajustador de pH para ajustar el pH del fluido de tratamiento a un nivel óptimo para la reticulación y un agente de reticulación para reticular el polímero substancialmente despolimeri zado completamente hidratado. Aunque los fluidos mejorados del tratamiento de formación subterránea de la presente invención pueden ser utilizados para llevar a cabo una variedad de tratamientos de pozos subter áneos, tales como la formación de fracturación subterránea, la formación de paquetes de grava en las formaciones subterráneas, la formación de bloques temporales en la perforación del pozo, y como fluidos de terminación y fluidos de perforación, son particularmente útiles como fluidos de fracturación para producir una o más fracturas en una formación subterránea. Cuando es utilizados como fluidos de f acturación, el fluido de tratamiento generalmente contiene un agente de reticulación y un material apuntalador, los cuales son mezclados con el fluido de tratamiento cuando es formado por medio de la mezcla del concentrado del fluido de tratamiento descrito anteriormente con agua adicional. El polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado del concentrado, y el fluido de tratamiento producido por el mismo, de preferencia es un polímero de polisacárído despolimerizado y aún más preferentemente, es un hidroxipropilguar despolimerizado . Los métodos mejorados para el tratamiento de una formación subterránea penetrados por una barrena de perforación comprenden generalmente los siguientes pasos. Se prepara un fluido de tratamiento gelificado y reticulado que comprende agua, un polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado, un compuesto ajustador de pH para ajusfar el pH del fluido de tratamiento, un pH óptimo para la reticulación, y un agente de reticulación para reticular el polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado. Posteriormente, el fluido de tratamiento gelificado y reticulado es introducido en la formación subterránea que va a ser tratada. Otro método mejorado para el tratamiento de una formación subterránea penetrado por una barrena de perforación por medio del cual se forman una o más fracturas en el mismo, comprenden básicamente los pasos siguientes . Se prepara un fluido de fracturación gelificado y reticulado que comprende agua, un polímero subst ncialmente despolimerizado completamente hidratado, un compuesto ajustador de pH para ajustar el pH del fluido de fracturación y un agente de reticulación para reticular el polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado.

Posteriormente, se pone en contacto la formación subterránea con el fluido de fracturación gelificado y reticulado bajo condiciones efectivas para crear al menos una fractura en una formación subterránea. Después de que se ha creado la fractura en la formación, se le añade a la mezcla un material apuntalador con una proporción del fluido de fracturación y se introduce dentro de la fractura creada para apuntalar finalmente la fractura creada en una posición abierta después de la terminación del tratamiento de fracturación. Por lo tanto, un objeto general de la presente invención es proporcionar concentrados de fluido de tratamiento de formación subterránea, fluidos de tratamiento y métodos. Estos y otros objetos, características y ventajas de la presente invención, podrán ser apreciados fácilmente por aquellos expertos en la técnica al leer la descripción detallada de las modalidades preferidas que se presenta a con inu ción.

Descripción Detallada del Invento Como se mencionó anteriormente, la presente invención proporciona un fluido de tratamiento mejorado para una formación subterránea, el cual es preparado en el sitio de trabajo, de una manera muy rápida a partir de un concentrado de fluido de tratamiento de formación subterránea substancialmente hidratado. El concentrado del fluido de tratamiento es producido en una ubicación de manufactura fuera del sitio y puede ser almacenado por periodos de tiempo prolongados antes o después de ser transportados al sitio de trabajo. El fluido de tratamiento de formación subterráneo mejorado es preparado en el sitio de trabajo, simplemente mezclando el concentrado del fluido de tratamiento hidratado de una manera substancialmente completa con agua y cualesquiera aditivos adicionales que no estén contenidos en el concentrado. La preparación del fluido de tratamiento comprende los pasos de medición del concentrado del fluido de tratamiento en un mezclador en donde es mezclado con el agua adicional y los aditivos, los cuales también son medidos en el mezclador o agregados de otra manera al fluido. La mezcla entonces es bombeada de una manera substancialmente simultánea del mezclador y dentro de la formación subterránea que va a ser tratada por medio de la penetración en la perforación del pozo. Desde el momento en que inicia el proceso de medición, mezclado y bombeo hasta el momento en que el fluido de tratamiento formado alcanza la formación subterránea que va a ser tratada, se lleva un período de tiempo de solamente unos cuantos minutos, los cuales permiten que se hagan los cambios en las propiedades del fluido de tratamiento en la superficie, según sea requerido durante el tiempo en que está siendo bombeado el fluido de tratamiento. Por ejemplo, en un proceso de fracturación llevado a cabo en una formación subterránea para estimular la producción de la formación subterránea, se pueden hacer los cambios al fluido de fracturación durante el bombeo de fluido en respuesta a los parámetros de perforación interna monitoreados continuamente para lograr los resultados de fracturación deseados, es decir, la viscosidad del fluido de fracturación, la cantidad de material apuntalador que lleva el fluido de fracturación y otras propiedades del fluido de fracturación pueden ser medidas continuamente en la superficie y cambiadas según sea requerido para lograr los resultados de perforación interna óptimos en tiempo real. El concentrado de fluido de tratamiento de formación subterránea de la presente invención, comprende básicamente agua y un polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado . El fluido substancialmente despolimerizado completamente hidratado puede ser fabricado por varios medios. El polímero puede ser fabricado formando un polímero que se puede hidratar que tiene un peso molecular relativamente alto como el resultado de la derivación de un polisacárido y posteriormente, sometiéndolo a una despolimerización extensa. por la cual la estructura del polímero es dividida en segmentos de polímero de cadena corta. La fabricación de dichos polímeros se puede hacer mediante técnicas de derivación y despolimerización conocidas en la materia, o tal y como se describen en la Solicitud de Patente Norteamericana titulada "Composiciones Galactomannan y Métodos para Hacerlas y Usarlas", ( "Galactomannan Compositions and Methods for Making and Using the Same") presentada el 11 de Junio del 2001 (Jesse Magallanes, Sylvain Diguet, William Stivers) (a la que nos referiremos en los sucesivo como la solicitud de Magallanes) . De acuerdo con una modalidad de la invención, el polímero despol imeri zado de la presente invención puede ser preparado mediante la adición del polímero que va a ser despolimerizado a un recipiente de un reactor junto con una cantidad de peróxido de hidrógeno y agua. En una modalidad preferida, el polímero galactomannan despolimerizado es preparado por los métodos descritos en la solicitud de Magallanes, cuya descripción completa está incorporada al presente documento como referencia. El recipiente del reactor puede ser calentado a temperatura elevada, tal como de aproximadamente 37.74°C (100°F) para iniciar la reacción, si la temperatura ambiente es suficiente para iniciar la reacción. Una vez iniciada, la reacción de despolimerización es exotérmica, y la temperatura del recipiente del reactor generalmente deberá ser mantenida en un rango de aproximadamente 37.74°C a 93.24°C (100°F a 200°F) por un período de tiempo suficiente para que se degrade el polímero al peso molecular deseado. Alternativamente, el polímero puede ser formado a partir de monómeros de bajo peso molecular que son polimerizados hasta que se logra el peso molecular deseado. El polímero que se puede hidratar utilizado para formar los segmentos de cadena corta, puede ser substancialmente cualquier polisacárido, y de preferencia, es un polímero derivado de goma de guar seleccionado del grupo consistente de hidroxipropilguar, carboximet ilhidroxipropilguar , carbo imetilguar , hidroxietil celulosa, hidroxietil celulosa injertada con glicidol o ácido vinil fosfónico, carboximetil celulosa, carboximetilhidroxietil celulosa y similares. De estos el preferido es el hidroxipropilguar despolimerizado . El polímero despolimerizado debe de tener un peso molecular promedio en un rango de aproximadamente 25,000 a aproximadamente 400,000 y de preferencia, tiene un peso molecular promedio en el rango de aproximadamente 100,000 a aproximadamente 250,000. El polímero despolimerizado debe de tener de preferencia, un índice de polidispersidad de aproximadamente 1 a aproximadamente 12, determinado por cromatografía de permeación de gel, tal y como se describe en "Practical High Performance Liquid Chromatografy" editado por C. F. Simpson (Hyden & Son Ltd., 1976) . La proporción de polidispersidad del polisacárido u otros polímeros generalmente pueden estar en un rango de aproximadamente 2 hasta tanto como 250. Se ha descubierto que el polímero despol imer i zado de la presente invención presenta las propiedades superiores aquí identificadas, cuando es mantenido dentro del índice de polidispersidad indicado. Si se desea, con propósitos de transportación, almacenamiento o de otro tipo, el polímero despolimerizado puede ser almacenado en forma seca, y cuando sea necesario se puede rehidratar para formar el concentrado de fluido de tratamiento. El polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado se mezcla con agua en una cantidad excedente de aproximadamente el 6% en peso del concentrado para formar un concentrado de fluido de tratamiento. De preferencia, el polímero está presente en una cantidad de aproximadamente el 6% a un excedente de aproximadamente el 30% en peso y más preferentemente de aproximadamente el 6% a aproximadamente el 20% en peso del concentrado. La viscosidad del concentrado del fluido del tratamiento se puede encontrar generalmente en un rango de aproximadamente 15,000 a un excedente de aproximadamente 35,000 cps determinado por un viscómetro de resorte Brookfield DV II + V fabricado por Brookfield Engineering Laboratories of Middleboro, MA . La viscosidad es determinada por la medición realizada a una temperatura de aproximadamente 23.865°C (75°F) y una velocidad de rotación de 20 rpm utilizando un aparato LV3. También se pueden utilizar otros instrumentos similares para medir la viscosidad del concentrado fluido. El agua utilizada para formar el concentrado de fluido de tratamiento puede ser agua fresca, agua salada insaturada o agua salada saturada. Generalmente, el polímero substancialmente despolimeri zado completamente hidratado utilizado en la presente invención, es mezclado con el agua en una cantidad en un rango de aproximadamente 6% a aproximadamente 30% en peso del agua. En algunas circunstancias, se puede desear agregar un agente de dispersión al polímero para dispersar el polímero despolimerizado que se puede hidratar cuando ha sido almacenado en forma seca y facilitar su rehidratación en agua. Se puede utilizar cualquiera de una variedad de agentes de dispersión conocidos para aquellos expertos en la técnica. Se ha descubierto que un agente de dispersión particularmente adecuado es un aceite de hidrocarburo ligero, tal como un aceite diesel, queroseno, definas, o similares. Otro agente de dispersión es polietilénglicol . De estos, el preferido es el aceite diesel. Cuando se utiliza un agente de dispersión de aceite, se incluye con el polímero en una cantidad en un rango de aproximadamente menos del 5% a un excedente del 60% en peso del polímero. Se pueden incluir una variedad de otros aditivos en el concentrado de la presente invención al momento de su manufactura. Dichos aditivos generalmente incluyen compuestos ajustadores de pH para ajusfar el pH del fluido de tratamiento a un pH óptimo o deseado para la reticulación cuando es formado en el concentrado. Los ejemplos de dichos compuestos que pueden ser utilizados incluyen, pero no están limitados, ácido fórmico, ácido fumárico, ácido acético, anhídrido acético, ácido clorhídrico, hidróxido de sodio, hidróxido de potasio, hidróxido de litio, varios carbonatos o cualesquiera otros agentes de control de pH usados generalmente, los cuales no reaccionan de manera adversa con el polímero para evitar su uso de acuerdo con el método de la presente invención. De estos compuestos, el preferido es el hidróxido de sodio. Cuando es utilizado, el compuesto ajustador del pH está incluido en el concentrado en una cantidad en un rango de aproximadamente 0.5% a aproximadamente 10% en peso del agua en el mismo. También se puede incluir en el concentrado un regulador de pH. Los ejemplos de los reguladores que pueden ser utilizados incluyen, pero no están limitados a, carbonato de sodio, carbonato de potasio, bicarbonato de sodio, bicarbonato de potasio, diacetato de sodio o potasio, fosfato de sodio o potasio, fosfato de hidrógeno de sodio o potasio, fosfato diácido de sodio o potasio y similares. Cuando es utilizado el regulador, es incluido en el concentrado en una cantidad en un rango de aproximadamente el 0.5% aproximadamente el 10% en peso de agua en el mismo. Otro aditivo que puede ser incluido en el concentrado es un tensioactivo para evitar la formación de emulsiones entre el fluido de tratamiento que es formado con el concentrado y los fluidos de formación del subterráneo. Los ejemplos de los tensioactivos que pueden ser utilizadas incluyen, pero no están limitados a, sulfonatos alquilo, sulfonatos alquil arilo, incluyendo sulfonatos alquil bencilo, tales como sales de ácido dodecilbenceno sulfónico, cloruro de alquil trimetilamonio, alcoholes etoxilados de alquilo ramificado, mezclas de resina no iónica de fenol-formaldehido, cocobetainas , sul fosuccinato dioctilo de sodio, imidazolinas , sulfonatos de alfa olefina, alcoholes etoxilados de alquilo lineal, cloruro de trialquil bencilamonio , y similares. De estos, los preferidos son las sales de ácido dodecilbenceno sulfónico. Cuando es utilizado, el tensioactivo es incluido en el concentrado en una cantidad en un rango de aproximadamente 0.01% a aproximadamente 1% en peso del agua en el fluido de tratamiento. Subs tancialmente podrá ser utilizado cualquier otro tensioactivo que sea conocido como adecuado para usarse en el tratamiento de formaciones subterráneas y el cual no reaccione de manera adversa con el fluido de la presente invención.

Todavía otros aditivos que pueden ser incluidos en el concentrado son un estabilizador de arcilla. Los ejemplos de estabilizadores de arcilla los cuales pueden ser utilizados incluyen, pero no están limitados a, cloruro de potasio, cloruro de sodio, cloruro de amonio y cloruro de tetrametil amonio y similares. Los ejemplos de algunos estabilizadores de arcilla temporales que son adecuados para usarse en la presente invención, se describen, por ejemplo en las Patentes Norteamericanas Nos. 5,197,544; 5,097904; 4,977,962; 4,974,678; 4,828,726, cuyas descripciones completas están incorporadas en este documento como referencia. De estos, los preferidos son el cloruro de potasio y el cloruro de tetrametil amonio. Cuando es utilizado, el estabilizador de arcilla es incluido en el concentrado en una cantidad en un rango de aproximadamente el 2% a aproximadamente el 20% en peso del agua en el mismo. Cuando el concentrado de la presente invención es mezclado con agua adicional y cualesquiera otros aditivos deseados para formar un fluido de tratamiento de subterráneo, no se requiere tiempo de hidratación, ya que el concentrado ya se encuentra hidratado de una manera substancialmente completa. El agua adicional es mezclada con el concentrado en una proporción de agua a concentrado en un rango de aproximadamente 4:1 a aproximadamente 20:1, dependiendo de la viscosidad final deseada en el fluido de tratamiento. El agua utilizada puede ser agua fresca, agua salada insaturada, incluyendo salmueras o agua del mar, o agua salada saturada. Con el objeto de aumentar la viscosidad del fluido de tratamiento formado con el concentrado, se mezcla un agente de reticulación con el agua y el concentrado. Los segmentos reticulados de cadena corta del polímero substancialmente despolimerizado hidratado completamente en el concentrado, son reticulados por medio de agentes de reticulación produciendo de este modo, un fluido de tratamiento viscoso que tiene propiedades inesperadas. Estas propiedades inesperadas incluyen las siguientes: (1) El fluido de tratamiento que incluye los segmentos hidratados extensamente despolimeri zados y el polímero reticulado tienen una estabilidad térmica inesperada en temperaturas superiores a aproximadamente 93.24°C (200°F) y de preferencia de aproximadamente 93.24°C (200°F) a aproximadamente 125.985°C (275°F), sin el uso de estabilizadores de qel. (2) Los polímeros hidratados convencionales de peso molecular alto utilizados en los fluidos de tratamiento reticulados convencionales, producen tortas de filtro en las paredes de las perforaciones del pozo que penetran las formaciones de producción y en las fracturas formadas en las mismas, las cuales son muy difíciles de remover. Los fluidos de tratamiento reticulados de la presente invención producen tortas de filtro que contienen segmentos del polímero de bajo peso molecular, las cuales se ha descubierto que hacen más fácil la remoción de la torta del filtro. (3) Tal como se describió anteriormente, los fluidos de tratamiento de la presente invención no tienen que ser previamente hidratados, y el fluido de tratamiento es mezclado con agua adicional y aditivos en la superficie en un período de tiempo muy corto haciendo cambios de tiempo real en las propiedades del fluido de tratamiento conforme sean posibles, al estar siendo bombeado. (4) Los fluidos de tratamiento convencionales formados con polímeros hidratados reticulados producen residuos que frecuentemente dañan la formación de producción tratada cuando son disueltos. Es decir, cuando se ocasiona que los fluidos de tratamiento de polímero reticulado hidratado usados hasta la fecha se reviertan en fluidos delgados por medio de separadores químicos en los mismos, f ecuentemente se forman residuos considerables en el fluido descompuesto. Esto hace contraste con los fluidos de tratamiento de la presente invención los cuales producen muy poco residuo cuando son reducidos en su viscosidad. El concentrado de fluido de tratamiento utilizado de acuerdo con la presente invención, está procesado durante su manufactura para remover el residuo del concentrado. Como resultado, los fluidos de tratamiento de producción de residuos bajos de la presente invención producen fracturas que tienen conductividades más altas que los fluidos de tratamiento utilizados hasta la fecha. (5) Como se describirá a continuación de manera adicional los fluidos de tratamiento de la presente invención pueden, cuando son empleados ciertos polímeros y reticuladores , incluir sitios de reticulación de ácidos reversibles. Cuando son utilizados ciertos reticuladores, las reticulaciones se rompen simplemente disminuyendo el pH a un grado inferior aproximadamente 9. En este rango de pH, el fluido de tratamiento no es reticulado y aún los enlaces acetal que forman los sitios de reticulación, son estables y se pueden volver a reticular. Esta característica permite que el fluido de tratamiento sea recuperado de una formación subterránea tratada y una perforación de pozo y se vuelva a utilizar en vez de tener que desecharlos en localizaciones sensibles al medio ambiente. La recuperación y nuevo uso de los fluidos de tratamiento de la presente invención los hace mucho más económicos para usarlos, que los fluidos convencionales de la técnica anterior. Los fluidos de tratamiento mejorados de formación subterránea de la presente invención comprenden básicamente agua, un polímero subs tancialmente despolimeri zado hidratado completamente, y un agente de reticulación para reticular el polímero polimerizado hidratado. Tal y como se mencionó anteriormente el agua puede ser seleccionada de agua, agua salada insaturada incluyendo salmueras y agua del mar y agua salada saturad .

Tal y como se indicó anteriormente en relación con el concentrado del fluido de tratamiento, el polímero substancialmente despolimerizado hidratado completamente en el fluido de tratamiento puede ser un polisacárido despolimerizado y de preferencia es un polímero derivado de guar substancialmente despolimerizado completamente hidratado, seleccionado del grupo consistente de hidroxipropilguar carboximetilhidroxipropilguar , carboximetilguar , hidroxietilgua , y carboximetilhidroxietilguar. De estos, el más preferido es el hidroxipropilguar substancialmente despolimerizado completamente hidratado. El polímero substancialmente despolimerizado y completamente hidratado utilizado, en general está presente en el fluido de tratamiento en una cantidad en un rango de aproximadamente el 0.2% a aproximadamente el 5% en peso del agua en el mismo. Los ejemplos de los agentes de reticulación que pueden ser utilizados en el fluido de tratamiento incluyen, pero no están limitados a, compuestos de boro tales como por ejemplo, ácido bórico, tetrahidrato disódico de octaborato, diborato y pentaboratos de sodio, ulexita y colemanita, compuestos los cuales pueden suministrar iones de circonio IV, tales como, por ejemplo, lactato de circonio, trietanolamina de lactato de circonio, carbonato de circonio, acetilacetona de circonio y lactato de circonio diisopropilamina, y los compuestos que pueden suministrar iones de titanio IV, tales como por ejemplo, el lactato de titanio amonio, trietanolamina de titanio, acetilacetona de titanio, compuestos de aluminio, tales como lactato de aluminio o citrato de aluminio o compuestos que pueden suministrar iones de antimonio. De estos, el más preferido es el compuesto de borato. El tipo y cantidad exactos de agente o agentes de reticulación utilizados depende del polímero despolimerizado específico que va a ser reticulado, las condiciones de temperatura de la formación y otros factores conocidos para aquellos expertos en la técnica. El agente de reticulación utilizado está incluido en el fluido de tratamiento en una cantidad en un rango de aproximadamente 50 ppm a 5000 ppm de recticulador activo. También como se mencionó anteriormente, en relación con el concentrado, se puede incluir en el fluido de tratamiento un compuesto ajustador de pH para ajustar el pH del fluido de tratamiento al pH óptimo para la reticulación. El compuesto ajustador de pH puede ser seleccionado a partir de hidróxido de sodio, hidróxido de potasio, hidróxido de litio, ácido fumárico, ácido fórmico, ácido acético, ácido clorhídrico, anhídrido acético y similares. De estos el preferido es el hidróxido de sodio. El compuesto ajustador de pH es incluido en el fluido de tratamiento en una cantidad en un rango de aproximadamente el 0% a aproximadamente el 0.3% en peso del agua en el fluido de tratamiento. Cuando se utiliza el agente de reticulación preferido, es decir el compuesto de borato, el compuesto ajustador de pH es utilizado para elevar el pH del fluido de tratamiento a un pH superior a 9. En dicho pH, el agente de reticulación del compuesto de borato retícula segmentos del polímero hidratados de cadena corta. Cuando el pH del fluido de tratamiento reticulado desciende por debajo de aproximadamente 9, los sitios reticulados, ya no están reticulados. Por lo tanto, cuando el fluido de fracturación reticulado de la presente invención hace contacto con la formación subterránea que está siendo tratada, el H es disminuido hasta algún grado el cual comience el proceso de rotura. Con el objeto de ocasionar que el fluido de fracturación se revierta completamente en un fluido delgado en un periodo de tiempo corto, se pueda incluir un desreticulador retardado con capacidad de disminuir el pH del fluido de tratamiento en el mismo. Los ejemplos de los desreticuladores retardados que pueden ser utilizados incluyen, pero no están limitados a, diferentes lactonas, esteres, ácidos encapsulados y compuestos generadores de ácido lentamente soluble, oxidadores los cuales producen ácidos al momento de la reacción con el agua, metales reactivos al agua tales como aluminio, litio y magnesio y similares. De estos los preferidos son los ésteres. El desenlazador es incluido en el fluido de tratamiento en una cantidad en un rango de aproximadamente 0% a aproximadamente 1% en peso del agua en el mismo. Alternativamente, pueden ser utilizados cualquiera de los separadores retardados utilizados convencionalmente empleados con los reticuladores de ión de metal, por ejemplo, los oxidantes tales como clorito de sodio, bromato de sodio, persulfato de sodio, persulfato de amonio, persulfato de sodio encapsulado, persulfato de potasio, o persulfato de amonio, y similares, asi como peróxido de magnesio. Los separadores de enzimas que pueden ser empleados incluyen alfa y beta amilasas, amiloglucosidasa, invertasa, maltasa, celulosa, y hemicelulasa . El separador especifico o desenlazador utilizado, ya sea o no encapsulado, así como la cantidad empleada del mismo dependerá del tiempo de rotura deseado, la naturaleza del polímero y el agente de reticulación, las características de la formación y otras condiciones y factores . Cuando el fluido de tratamiento de formación subterránea de la presente invención es utilizado para llevar a cabo un procedimiento de estimulación de fractura, se incluye un material apuntalador en al menos una porción del fluido de tratamiento y es bombeado dentro de la formación subterránea que va a ser fracturada y dentro de las fracturas creadas en la misma. El material apuntalador es medido dentro del fluido de tratamiento conforme el fluido de tratamiento es formado, tal y como se mencionó anteriormente y la cantidad de material apuntalador por volumen del fluido de tratamiento puede ser cambiada según se requiera el tiempo real. Los ejemplos del material apuntalador que pueden ser utilizados, se incluyen, pero no están limitados a, arena recubierta o no recubierta con resina, bauxita sinterizada, materiales de cerámica o rebordes de vidrio. El material apuntalador utilizado, generalmente está incluido en el fluido de tratamiento en una cantidad en el rango de aproximadamente 0.4536 kg (1 libra) a aproximadamente 10.89 kg (24 libras) del material apuntalador por 3.785 litros (1 galón) del fluido de tratamiento. Tal y como se mencionó anteriormente en relación con el concentrado, los componentes adicionales que pueden ser incluidos en el fluido de tratamiento de esta invención pueden ser una parte del concentrado del fluido de tratamiento utilizado para formar el fluido de tratamiento que incluyen un regulador seleccionado del grupo consistente de carbonato de sodio, carbonato de potasio, bicarbonato de sodio, bicarbonato de potasio, diacetato de sodio o potasio, fosfato de sodio o potasio, fosfato de hidrógeno de sodio o potasio, fosfato diácido de sodio o potasio y similares. De estos el preferido es el carbonato de sodio. El regulador está presente generalmente en el fluido de tratamiento en un rango de aproximadamente el 0% a aproximadamente el 0.3% en peso del agua en el mismo. El fluido de tratamiento, asi como el concentrado también pueden incluir un tensioactivo para evitar la formación de emulsiones entre el fluido de tratamiento y los fluidos de la formación subterránea contactada por el fluido de tratamiento. Los ejemplos de dicho tensioactivo incluyen, pero no están limitados a sulfonatos alquilo, sulfonatos alquil arilo, incluyendo sulfonatos alquil bencilo, tales como sales de ácido dodecilbenceno sulfónico, cloruro alquil tr imeti lamonio , alcoholes etoxilados de alquilo ramificado, mezclas de resina aniónica de fenol-formaldehído , cocobetainas , sulfosuccinato dioctilo de sodio, imidazolinas , sulfonatos de alfa olefina, alcoholes etoxilados de alquilo lineal, cloruro trialquil benci lamonio , y similares. De estos, los preferidos son las sales de ácido dodecilbenceno sulfónico. El tensioactivo generalmente está presente en el fluido de tratamiento en una cantidad en un rango de aproximadamente el 0% a aproximadamente el 0.1% en peso del agua en el mismo. El fluido de tratamiento y el concentrado también pueden incluir un estabilizador de arcilla seleccionado, por ejemplo, del grupo consistente de cloruro de potasio, cloruro de sodio, cloruro de amonio y cloruro tetrametil amonio y similares. De estos, los preferidos son, el cloruro de potasio, y el cloruro tetrametil amonio. Cuando es utilizado, el estabilizador de arcilla generalmente está presente en el fluido de tratamiento en una cantidad en el rango de aproximadamente el 0.5% a aproximadamente el 10% en peso del agua en el mismo. Se pueden incluir otros aditivos en el fluido de tratamiento de formación subterránea de la presente invención, los cuales no son utilizados normalmente en el concentrado del fluido de tratamiento para formar el fluido de tratamiento. Por ejemplo, en las aplicaciones en que se debe de incluir en el fluido de tratamiento un agente de control de pérdida de fluido, se puede medir un agente de control de pérdida de fluido dentro de la mezcladora durante el mezclado del fluido de tratamiento. Los ejemplos de los agentes de control de pérdida de fluido que pueden ser utilizados, pero no están limitados a, son flúor de sílice, almidones, ceras y resinas. El agente de control de pérdida de fluido está incluido en el fluido de tratamiento en una cantidad en un rango de aproximadamente el 0% a aproximadamente el 1% en peso del agua en el mismo. El fluido del tratamiento de formación subterránea también puede incluir compuestos para retardar el movimiento del apuntalador introducido en el fluido dentro de la fractura creada. Por ejemplo, pueden mezclar materiales en la forma de fibra, hojuelas, listones, botones, rebabas, plaquetas y similares que comprenden vidrio, cerámica, compuestos de carbón, polímeros naturales o sintéticos o metales y similares, con el fluido y el apuntalador introducido dentro de la formación subterránea para retardar o evitar el movimiento del apuntalador introducido. Una descripción más detallada de los materiales anteriores se presenta por ejemplo en, las Patentes Norteamericanas No. 5,330,005; 5,439,055; y 5,501,275 cuyas descripciones totales están incorporadas al presente documento como referencia. Alternativamente, o además de los materiales anteriores, se puede mezclar un material que comprende un compuesto de taqui ficación con el fluido o el apuntalador para recubrir al menos una porción del apuntalador u otros materiales sólidos identificados anteriormente, de manera que el material recubierto y el particulado adyacente al mismo se adhieran juntos para formar aglomerados, los cuales forman puentes en la fractura creada para evitar el contraflujo del particulado. El compuesto de taquificación también puede ser introducido en la formación con el fluido del tratamiento antes o después de la introducción del apuntalador en la formación. El material recubierto es efectivo para inhibir el contraflujo del particulado fino del paquete apuntalador que tiene un tamaño en un rango aproximadamente al del apuntalador a menos de aproximadamente una malla 600. El apuntalador recubierto u otro material es efectivo para consolidar las partículas finas en la formación en la forma de aglomerados para evitar el movimiento de las partículas finas durante la producción de los fluidos de formación del pozo petrolero subsecuente al tratamiento. Una descripción más detallada del uso de los compuestos viscosificadores anteriores y los métodos de uso de los mismos, se describe en las Patentes Norteamericanas No. 5,775,415; 5,787,986; 5,833,000; 5,839,510; 5,871,049; 5,853,048; y 6,047,772 cuyas descripciones están incluidas en su totalidad en el presente documento como referencia . Los aditivos adicionales que pueden ser incluidos en los fluidos del tratamiento de la presente invención los cuales son bien conocidos para aquellos expertos en la técnica, incluyen, pero no están limitados a, inhibidores de escala, desemulsif icadores , estabilizadores de arcilla, bactericidas, activadores separadores y similares. Un método mejorado de la presente invención para el tratamiento de una formación subterránea penetrado por una barrena de perforación comprende los pasos siguientes: (a) preparar un fluido de tratamiento gelificado y reticulado que comprende agua, un polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado y un agente de reticulación para la reticulación del polímero despolimerizado hidratado; y (b) poner en contacto la formación subterránea con el fluido de tratamiento gelificado, reticulado.

Otro método mejorado de la presente invención para el tratamiento de una formación subterránea penetrada por una barrena perforadora en donde se forma una o más fracturas en la misma comprende los siguientes pasos: (a) preparar un fluido de fracturación gelificado y reticulado que comprende agua, un polímero substancialmente despolimerizado y completamente hidratado, un agente de reticulación para reticular el polímero despolime izado hidratado, y un material apuntalador ; y (b) poner en contacto la formación subterránea con el fluido de fracturación gelificado y reticulado bajo condiciones efectivas para crear al menos una fractura en la formación subterránea. El agua utilizada para la preparación de los fluidos gelificados y reticulados mencionada en los métodos anteriores, puede ser agua fresca, agua salada insaturada incluyendo salmueras y agua del mar y agua salada saturada. El polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado puede ser un polisacárido substancialmente despolimerizado completamente hidratado y es de preferencia, un polímero derivado de guar substancialmente despolimerizado completamente hidratado seleccionado del grupo consistente de hidroxipropilguar , carboximeti 1hidroxipropilguar , carboximetilguar, carboxietilcelulosa, hidroxietilcelulosa injertada, carboximetil celulosa, carboximetilhidroxietil celulosa y similares. De estos, el preferido es el hidroxipropilguar despolimeri zado . El polímero substancialmente despolimerizado y completamente hidratado es incluido en el fluido de tratamiento o el fluido de fracturación en una cantidad en un rango de aproximadamente de 0.2% aproximadamente 5% en peso del agua en el mismo. El agente de reticulación utilizado en el fluido de tratamiento o el fluido de f acturación, de preferencia es seleccionado del grupo consistente de compuestos de boro, tales como por ejemplo, ácido bórico, tetrahidrato disódico de octaborato, diborato y pentaborato de sodio, compuestos los cuales pueden suministrar iones de circonio IV tales como por ejemplo, lactato de circonio, trietalonamina de lactato de circonio, carbonato de circonio, acetilacetonato de circonio y lactato diisopropilamina de circonio, los compuestos que pueden suministrar iones de titanio IV, tales como por ejemplo, lactato de titanio amonio, trietalonamina de titanio, acetilacetonato de titanio, compuestos de aluminio tales como compuestos de aluminio o citrato de aluminio o compuestos que proporcionan iones de antimonio. De estos, los más preferidos son los compuestos de borato. El agente de reticulación utilizado es incluido en el fluido de tratamiento en una cantidad en un rango de aproximadamente 50 ppm a 5000 ppm del reticulador activo. El fluido de fracturación incluye también un material apuntalador el cual puede ser recubierto por resina o arena sin recubrir, bauxita sinterizada, materiales de cerámica, botones de vidrio y similares. El material apuntalador está incluido en el fluido de fracturación en una cantidad en un rango de 0.44536 kg (1 libra) aproximadamente 10.89 kg (24 libras) del material apuntalador por 3.785 litros ( 1 galón) de fluido de tratamiento. El fluido de tratamiento o fracturación también puede incluir un compuesto ajustador de pH para elevar el pH del fluido. El compuesto ajustador de pH puede ser seleccionado a partir de hidróxido de sodio, hidróxido de potasio, hidróxido de litio, ácido fórmico, ácido fumárico, ácido acético, anhídrido acético, ácido clorhídrico y similares. De estos el preferido es el hidróxido de sodio. El compuesto ajustador de pH está incluido en el fluido de fracturación o tratamiento en una cantidad en un rango de aproximadamente el 0% aproximadamente el 0.3% en peso del agua en el fluido de tratamiento. El fluido de tratamiento o fracturación también puede incluir un regulador seleccionado del grupo consistente de carbonato de sodio, carbonato de potasio, bicarbonato de sodio, bicarbonato de potasio, diacetato de sodio o potasio, fosfato de sodio o potasio, fosfato de hidrógeno de sodio o potasio, fosfato diácido de sodio o potasio y similares. De estos el preferido es el carbonato de sodio. El regulador generalmente está presente en el fluido de tratamiento o fracturación en una cantidad en un rango de aproximadamente el 0% aproximadamente el 0.3% en peso del agua en el mismo. Otro componente que puede ser incluido en el fluido de tratamiento o fluido de fracturación es un tensioactivo para evitar la formación de emulsiones entre el fluido de tratamiento o fracturación y los fluidos de la formación subterránea. Los ejemplos de los tensioactivos que pueden ser utilizados incluyen, pero no están limitados a sulfonato alquilo, sulfonato aril alquilo incluyendo sulfonatos alquil bencilo, tales como sales de ácido dodecilbenzeno sulfónico, cloruro alquil trimetilamonio, alcoholes etoxilados de alquilo ramificado, mezclas de resinas no iónicas de fenol-formaldehido , cocobetainas , sul fosuccinato dioctilo de sodio, imidazolinas , sulfonatos de alfa olefina, alcoholes etoxilados de alquilo lineal, cloruro trialquil bencilamonio y similares. De estos, los preferidos son las sales de ácido dodecilbenceno sulfónico. El tensioactivo está incluido en fluido de tratamiento fracturación en una cantidad en un rango de aproximadamente el 0% aproximadamente el 0.1% en peso en el agua en el mismo. Se pueden incluir otros componentes en el fluido de tratamiento o fluido de fracturación tales como los estabilizadores de arcilla. Los ejemplos de los estabilizadores de arcilla incluyen, pero no están limitados a, cloruro de potasio, cloruro de sodio, cloruro de amonio y cloruro de tetrametil amonio y similares. De estos los preferidos son el cloruro de potasio y cloruro de tetrametil amonio. Cuando se utiliza, el estabilizador de arcilla está incluido en el concentrado en una cantidad en un rango de aproximadamente de 0.5% aproximadamente el 10% en peso del agua en el mismo. Todavía otro componente que puede ser incluida en el fluido de tratamiento o el fluido de fracturación es un agente de control de pérdida de fluido, tal como por ejemplo, flúor de sílice, almidones, ceras y resinas. El agente de control de pérdida de fluido está incluido en el fluido de tratamiento en una cantidad en un rango de aproximadamente el 0% aproximadamente el 1% en peso del agua en el mismo. Un componente final que generalmente es incluido en el fluido de tratamiento o el fluido de fracturación es un separador, o desenlazador de reticulación para ocasionar que el fluido se revierta rápidamente a un fluido delgado. Los ejemplos de los separadores o desenlazadores adecuados incluyen, pero no están limitados a, separadores retardados, o desenlazadores con capacidad de disminuir el pH del fluido del tratamiento para ocasionar que la reticulación de polímero se invierta. Los ejemplos de los separadores o desenlazadores retardados que pueden ser utilizados incluyen, pero no están limitados a, varias lactonas, ásteres, ácidos encapsulados y ácidos lentamente solubles que generan compuestos oxidantes, los cuales producen ácidos al momento de la reacción con el agua, metales reactivos con el agua, tales como aluminio, litio y magnesio o similares. De estos los preferidos son los esteres. Alternativamente, cualquiera de los separadores utilizados convencionalmente empleados con reticuladores de ión de metal pueden ser utilizados, tales como por ejemplo, clorito de sodio, bromato de sodio, persulfato de sodio, persulfato de amonio, persulfato de sodio encapsulado, persulfato de potasio o persulfato de amonio y similares, así como peróxido de magnesio. Los separadores de enzima que pueden ser empleados incluyen alfa y beta amilasas, amiloglucosidasa, invertasa, maltasa, celulosa y el preferido es hemicelulasa . El separador o desenlazador está incluido en el fluido de tratamiento o fracturación en una cantidad en un rango de aproximadamente el 0% aproximadamente el 1% en peso del agua en el mismo. Los fluidos de tratamiento de formación subterránea de la presente invención pueden incluir también substancialmente cualquiera de los agentes formadores de espuma conocidos convencionalmente , los cuales no reaccionen de manera adversa con los constituyentes del fluido, de modo de que se pueda mezclar un compuesto gaseoso, tal como nitrógeno, aire, dióxido de carbono u otro compuesto gasificador con el fluido para formar una espuma para la introducción de la misma en la formación subterránea. Los compuestos gaseosos pueden ser mezclados con el fluido en una cantidad de aproximadamente el 5% a un excedente del 90% para formar un fluido de tratamiento espumoso para usarlo en la estimulación de la formación subterránea. Cuando tiene espuma, el fluido de la presente invención proporciona los mismos beneficios que se encuentran en el uso de otros fluidos de tratamientos espumoso. El fluido espumoso da como resultado que se introduzca menos polímero en la formación, y puede producir un control de la pérdida de flujo mejorada y proporcionar una ayuda de gas para remover el fluido de tratamiento de la perforación del pozo a la conclusión del tratamiento. Con el objeto de ilustrar de manera adicional los concentrados de fluido de tratamiento de formación subterránea, los fluidos de tratamiento y los métodos de la presente invención, se proporcionan los siguientes ejemplos.

E em lo 1. La capacidad del polímero despol imeri zado de la presente invención para producir un control de pérdida fluido estática a un fluido de tratamiento introducido en una formación subterránea simulada y la permeabilidad ganada de nuevo, subsecuente al tratamiento, en comparación con los fluidos del tratamiento convencional es determinada de acuerdo con los siguientes procedimientos. Se prepara un material de núcleo sintético que comprende una cerámica que tiene una permeabilidad que tiene 5 mieras en longitudes de aproximadamente 3.5 a 4 cm. Los núcleos tienen un diámetro de aproximadamente 2.37 cm. Los núcleos entonces son saturados al vacio en salmuera API filtrada. Los núcleos individuales son montados entonces en un aparato de manguito Hassler tal y como se ilustra en la figura 1. La - dirección del flujo de izquierda a derecha es designada como la dirección de producción, la dirección de derecha a izquierda es designada como la dirección de tratamiento para simular las direcciones de movimiento relativas en el tratamiento de una formación subterránea real. Un separador hueco está instalado adyacente al núcleo para actuar como una cavidad de perforación. La presión sobrecargada en el manguito Hassler es administrada manteniendo una presión diferencial de la presión de tratamiento que está siendo utilizada. El núcleo es calentado hasta, y entonces mantenido durante toda la prueba a una temperatura de 51.615°C (125°F) . Posteriormente, los núcleos son lavados con 25 mi de salmuera API filtrada en la dirección de producción. La permeabilidad inicial de la salmuera API entonces es determinada en la dirección de producción por el flujo con una presión diferencial de 1.41 kg/cm2 (20 psi) . Las cantidades son medidas cada 25 mi de producción para determinar la permeabilidad inicial. El fluido que va ser probado es introducido entonces en un recipiente en comunicación con las lineas del flujo de la dirección del tratamiento. Se coloca una presión diferencial alta de aproximadamente 14.06 kg/cm2 (200 psi) en la dirección de tratamiento conforme fluye el fluido de tratamiento dentro del núcleo. La presión diferencial está anotada en la tabla siguiente por cada prueba. El volumen del fluido perdido en el chorro, y todos los volúmenes de producción fueron recolectados en intervalos de tiempo suficientes para determinar la pérdida de fluido. La prueba se terminó después de la fase de pérdida de fluido, y el regreso o la permeabilidad ganada de nuevo fueron medidas mediante la inyección de 500 mi de salmuera API a través del núcleo en la dirección de producción. No se hicieron intentos para exprimir o remover químicamente la torta de filtro creada a partir del fluido de prueba de la cara del núcleo. La permeabilidad ganada de nuevo es determinada entonces a partir de los datos de flujo recuperados. La permeabilidad ganada de nuevo es establecida en la tabla 1 que se presenta a continuación. Cada fluido individual que es probado es preparado a partir de polímeros identificados en la tabla, por la hidratación por un tiempo suficiente para formar un polímero completamente hidratado y posteriormente, un reticulador que comprende una fuente de borato es mezclado con el fluido en la cantidad adecuada, si está presente .

Los datos anteriores ilustran claramente, que para pérdidas de fluidos similares en comparación con fluidos de tratamiento convencionales, el uso del polímero despolimerizado de la presente invención da como resultado una permeabilidad de la formación ganada de nuevo mejorada.

Ejemplo 2. Para evaluar el funcionamiento de los diferentes fluidos, se realizaron pruebas de perdida de flujo dinámico, utilizando el polímero despolimerizado de la presente invención en comparación con los fluidos de tratamiento convencionales de acuerdo con el siguiente procedimiento. Se preparan muestras del núcleo para encajarlas dentro de una celda de flujo API lineal modificada. Cada muestra tiene una línea de superficie de 10 de 25.4 cm2 (10 pulgadas cuadradas) . Los discos del núcleo son separados por una abertura de 0.846 cm, (0.30 pulgadas) para que el fluido fluya. El fluido de prueba es bombeado a través de una tubería de acero de 103.63 m (340 pies) de largo con un diámetro de 0.01309 cm (0.194 pulgadas) de diámetro para proporcionar el acondicionamiento previo, y una historia de corte para el fluido de prueba. El índice de corte en el fluido es de aproximadamente 1800 seg. _1. Entonces el fluido es introducido en una sección de la tubería con un diámetro de 0.0410 cm (0.62 pulgadas) , sumergida en un baño de calentamiento para simular el índice de corte más bajo de un fluido en una fractura. El índice de corte es de aproximadamente 50 seg"1. El fluido es calentado a una temperatura de prueba de aproximadamente 82.14°C (180°F) conforme va pasando por la tubería. Posteriormente, el fluido de prueba es introducido en la celda de fluido en donde ocurre la perdida dinámica de fluido. Se utilizó una fuerza de diferencial de presión de 70.31 kg/cm2 (1000 psi) para conducir el fluido a través de los núcleos. Luego continuó la prueba durante 60 minutos para permitir la determinación de los coeficientes de pérdida de fluido basados en los volúmenes de fluidos recolectados. Los resultados se presentan en la tabla II a continuación. Los fluidos de prueba comprendieron para la muestra 1, una concentración de 586.45 litros (129 galones) del concentrado del fluido de prueba de polímero despolimeri zado , y agua de la llave con un contenido del 2% de KC1 por 4.546.1 litros (1000 galones) de fluido el cual fue reticulado con una fuente de borato en un pH .· de aproximadamente 10.1. Para la muestra 2, el fluido comprendió guar hidratado en agua de la llave, con 9.09 litros (2 galones) por 4.546.1 litros (1000 galones) del fluido de una solución de cloruro de tetrametil amonio al 50%, y un separador que comprendía 0.11 kg (0.25 libras) de persulfato de sodio y 0.11 kg (0.25 libras) de persulfato de sodio encapsulado por 4.546.1 litros (1000 galones) de fluido, el cual fue reticulado por una fuente de borato a un pH superior aproximadamente 9.5. Para la muestra 3, el fluido comprendía guar hidratado en agua de la llave por 9.09 litros (2 galones) por 4.546.1 litros (1000 galones) de fluido de una solución de cloruro de tetrametil amonio al 50%, y un separador que comprendía 68.19 litros (15 galones) por 4.546.1 litros (1000 galones) del fluido de una solución de clorito de sodio, y 13.64 litros (3 galones) por 4.546.1 litros (1000 galones) del fluido de una solución de ácido de etilenodiaminatetraácetico de cobre, el cual fue reticulado con una fuente de borato a un pH superior aproximadamente 9.5.

) O n TABLA II Coeficientes de Pérdida Dinámica de Fluido con Discos de Núcleo Ohio Sandstone (0.1 a 0.3 md) Concentrado Muestra Polímero del Polímero Separador Cw (pie/min0'5) Chorro (gal/ft. ) % en Peso g 1 HPG despolimerizado 1.49 Ninguno 0.001877 0.00294 2 guar 0.3 persulfato 0.00287 0 3 guar 0.3 cío rito de sodio 0.00357 0.0027 activado Los resultados ilustran la presente invención que proporciona un fluido de tratamiento con una pérdida dinámica de fluido inferior que los fluidos de tratamiento convencionales.

Ejemplo 3 Para determinar la conductividad de fractura del paquete apuntalador, se utilizó la siguiente prueba para simular la producción a través del paquete apuntalador para determinar la conductividad de la fractura. La celda de prueba de cada una de las pruebas del Ejemplo 2 es abierta y el espacio entre los dos discos de núcleo es llenado con el apuntalador de arena Ottawa de malla 20/40 en una concentración especificada de libras/pie2 (lb/ft2) . La celda de prueba entonces de cerró y se colocó en una prensa en donde el esfuerzo de cierre puede ser aplicado, y la temperatura del recipiente puede ser simulada calentando la celda a una temperatura de 82.14°C (180°F) . Entonces se midió la conductividad del paquete apuntalador por un periodo de por lo menos 48 horas, hasta que se obtuvo un valor estable mediante el flujo de agua a través del núcleo, y el paquete apuntalador dentro de la celda de prueba. Los resultados de la prueba se establecen en la Tabla III a continuación. Los ejemplos son comparados con una determinación de linea de base de la conducti idad determinada colocando el apuntalador entre los dos discos del núcleo con la concentración designada del apuntalador sin el fluido de fracturación alguno que hubiera pasado a través del núcleo.

TABLA III Valores de Conductividad de Paquete Apuntalador Concentración Esfuerzo Conductividad Porcentaje de Muestra del Apuntalador de Cierre md/pie Linea de Base, % Ib/pie2 psi 1 2 2000 2744 65 4000 1705 74 6000 540 62 2 2 2000 674 16 4000 390 17 6000 209 24 3 2 2000 2526 60 4000 1011 44 6000 488 56 Los resultados ilustran el fluido de tratamiento de la presente invención el cual logra una conductividad superior del paquete apuntalador en comparación con los fluidos de tratamiento convencionales, sin la necesidad de usar separador alguno en el fluido de tratamiento.

Ejemplo 4 Con el objeto de evaluar el desempeño del fluido de tratamiento de la presente invención en un campo de trabajo real, se trataron dos pozos de acuerdo con los métodos de la presente invención. Los pozos en la formación Cottage Grove tenían cada uno una profundidad de aproximadamente 2,438.40 metros (8000 pies) y una temperatura del fondo de la perforación de aproximadamente 68.27°C (155°F) . Se realizó un tratamiento con un separador agregado en el fluido de tratamiento, y el otro tratamiento se realizó sin separador alguno adicional. En el primer trabajo, se prepararon 125 barriles de concentrado de fluido de tratamiento con un hidroxipropi lguar despolimerizado el cual fue utilizado para preparar 13.638 litros (3000 galones) de gel lineal y se utilizó para realizar un tratamiento "minifrac" en el pozo, y 136.383 litros (30,000 galones) de fluido reticulado se utilizaron para realizar el tratamiento principal y colocar el apuntalador. El fluido incluyó hidróxido de sodio en una cantidad suficiente para elevar el pH del fluido a aproximadamente 12.1 y un reticulador de borato para reticular el polímero despolimerizado. El apuntalador fue introducido de una concentración de aproximadamente 0.4536 kg (1 libra) a aproximadamente 2.27 kg (5 libras) por 3.785 litros (1 galón) para una cantidad total inyectada de 22,680 kg (50,000 libras) . Se mezcló un separador convencional que comprende persulfato de amonio encapsulado con el fluido reticulado gelificado en una cantidad de aproximadamente 0.91 kg (2 libras) a aproximadamente 1.81 kg (4 libras) por 4,546.1 litros (1000 galones) de fluido. El tratamiento se realizó en un índice promedio de aproximadamente 13 bpm y se colocó de manera exitosa la cantidad total del apuntalador. La producción de petróleo durante los dos meses siguientes al tratamiento excedió la producción previa al tratamiento por un 200%. El segundo trabajo utilizó el mismo polímero despolimerizado. Se utilizaron aproximadamente 110 barriles de fluido de tratamiento para preparar 136,383 litros (30,000 galones) del fluido reticulado que fue utilizado para realizar el tratamiento de fracturación en el pozo. El fluido incluye hidróxido de sodio en una cantidad suficiente para ajustar el pH a un nivel de aproximadamente 12.1, y un reticulador de borato para reticular el polímero despolimerizado . El apuntalador introducido con el líquido fue incorporado en una concentración de aproximadamente 0.4536 kg (1 libra) a aproximadamente 2.27 kg (5 libras) por 3.785 litros (1 galón de fluido) . El fluido no incluyó separador alguno. La producción de petróleo durante los dos meses posteriores al tratamiento excedió la producción previa al tratamiento en un 100%. Por lo tanto, la presente invención, está bien adaptada para lograr los objetos y ventajas mencionados, así como aquellos que son inherentes a la misma. Aunque los expertos en la técnica pueden hacer numerosos cambios, dichos cambios están comprendidos dentro del espíritu de la presente invención tal y como lo definen las reivindicaciones adjuntas.

Claims

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN Habiendo descrito la presente invención, se considera como novedad y por lo tanto, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes:
RE VINDICACIONES 1. - Un concentrado de fluido de tratamiento de formación subterránea el cual comprende: agua; y un polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado. 2. - El concentrado de conformidad con la reivindicación 1, en donde el agua es seleccionada del grupo consistente de agua fresca, agua salada insaturada, y agua salada saturada.
3. - El concentrado de conformidad con la reivindicación 1, en donde el polímero despolimerizado tiene un índice de polidispersidad de aproximadamente 1 a aproximadamente 12.
4. - El concentrado de conformidad con la reivindicación 1, en donde el polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado es un polímero derivado de guar despolimerizado seleccionado del grupo consistente de hidroxipropilguar, carboximetilhidroxipropilguar , carboximetilguar, hidroxietil celulosa, hidroxietil celulosa injertada, carboximetil celulosa y carboximetilhidroxietil celulosa.
5.- El concentrado de conformidad con la reivindicación 1, en donde el polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado es hidroxipropilguar despolimerizado.
6.- El concentrado de conformidad con la reivindicación 1, en donde el polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado está presente en dicho concentrado en una cantidad mayor del 6% en peso del agua en el mismo .
7.- El concentrado de conformidad con la reivindicación 1, en donde el polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado está presente en dicho concentrado en una cantidad en un rango de aproximadamente el 6% a aproximadamente el 20% del concentrado.
8. - El concentrado de conformidad con la reivindicación 1, en donde el polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado está presente en el concentrado en una cantidad en el rango de aproximadamente el 6% a aproximadamente el 30% en peso del concentrado.
9. - El concentrado de conformidad con la reivindicación 1, el cual comprende además un compuesto ajustador de pH para ajustar el pH del fluido de tratamiento el cual es formado con el concentrado seleccionado del grupo consistente de hidróxido de sodio, hidróxido de potasio, hidróxido de litio, ácido fumárico, ácido fórmico, ácido acético, anhídrido acético y ácido clorhídrico .
10. - El concentrado de conformidad con la reivindicación 9, en donde el compuesto ajustador de pH es hidróxido de sodio.
11.- El concentrado de conformidad con la reivindicación 9, en donde el compuesto ajustador de pH está presente en el concentrado en una cantidad en el rango de aproximadamente el 0% a aproximadamente el 0.3% en peso de agua en el mismo.
12.- El concentrado de conformidad con la reivindicación 1, el cual comprende además un regulador seleccionado del grupo consistente de carbonato de sodio, carbonato de potasio, bicarbonato de sodio, bicarbonato de potasio, diacetato de sodio, diacetato de potasio, fosfato de sodio, fosfato de potasio, fosfato diácido de sodio y fosfato diácido de potasio.
13. - El concentrado de conformidad con la reivindicación 12, en donde el regulador es carbonato de sodio.
14. - El concentrado de conformidad con la reivindicación 12, en donde el regulador está presente en el concentrado en una cantidad en el rango de aproximadamente el 0.5% a aproximadamente el 10% en peso del agua en el mismo.
15. - El concentrado de conformidad con la reivindicación 1, el cual comprende además un tensioactivo para evitar la formación de emulsiones entre el fluido de tratamiento el cual es formado con dicho concentrado y los fluidos de la formación subterránea seleccionado del grupo consistente de sulfonatos alquilo, sulfonatos alquil arilo, tales como las sales de ácido dodecilbenceno sulfónico, cloruro de alquil trimetilamonio , alcoholes etoxilados de alquilo ramificado, mezclas de resina no iónica de fenol-formaldehido, cocobetainas , sulfosuccinato dioctilo de sodio, imidazolinas , sulfonatos de alfa olefina, alcoholes etoxilados de alquilo lineal y cloruro de trialquil bencilamonio .
16. - El concentrado de conformidad con la reivindicación 15, en donde el tensioactivo es una sal de ácido dodecilbenceno sulfónico.
17. - El concentrado de conformidad con la reivindicación 15, en donde el tensioactivo está presente en el concentrado en una cantidad en el rango de aproximadamente el 0.01% a aproximadamente el 1% en peso del agua en el mismo .
18. - El concentrado de conformidad con la reivindicación 1, el cual comprende además un estabilizador de arcilla seleccionado del grupo consistente de cloruro de potasio, cloruro de sodio, cloruro de amonio, cloruro tetrametil amonio, y estabilizadores temporales de arcilla.
19. - El concentrado de conformidad con la reivindicación 18, en donde el estabilizador de arcilla es cloruro de potasio.
20. - El concentrado de conformidad con la reivindicación 18, en donde el estabilizador de arcilla está presente en el concentrado en una cantidad en el rango de aproximadamente el 2% a aproximadamente el 20% en peso del agua en el mi smo .
21. - Un fluido de tratamiento mejorado de formación subterránea el cual comprende: agua; un polímero subs tancialmente despolimerizado completamente hidratado; y un agente de reticulación para reticular el polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado.
22. - El fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 21, en donde el agua es seleccionada del grupo consistente de agua fresca, agua salada insaturada y agua salada saturada.
23.- El fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 21, en donde el polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado es un polímero derivado de guar substancialmente despolimerizado completamente hidratado seleccionado del grupo consistente de hídroxipropi lgua , carboximet ilhidroxip opi lguar , carboximetilgua , hidroxietil celulosa, hidroxietil celulosa injertada, carboximetil celulosa y carboximetilhidroxietil celulosa.
24. - El fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 21, en donde el polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado es un hidroxipropi lguar substancialmente despolimerizado completamente hidratado.
25. - El fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 21, en donde el polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado está presente en el fluido de tratamiento en una cantidad en el rango de aproximadamente el 0.2% a aproximadamente el 5% en peso del agua en el mismo.
26. - El fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 21, en donde el agente de reticulación es seleccionado del grupo consistente de compuestos de boro, compuestos que suministran iones de circonio IV, compuestos que suministran iones de titanio IV, compuestos de aluminio y compuestos que suministran iones de antimonio.
27.- El fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 21, en donde el agente de reticulación es un compuesto de boro.
28.- El fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 21, en donde el agente de reticulación está presente en el fluido de tratamiento en una cantidad en el rango de aproximadamente 50 ppm a aproximadamente 5000 ppm.
29. - El fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 21, el cual comprende además un material apuntalador seleccionado del grupo consistente de arena recubierta o no recubierta con resina, bauxita sinterizada, materiales de cerámica y botones de vidrio.
30. - El fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 29, en donde el material apuntalador está presente en el fluido de tratamiento en una cantidad en el rango de aproximadamente 0.4536 kg (1 libra) a aproximadamente 10.89 kg (24 libras) del material apuntalador por 3.785 litros (1 galón) del fluido de tratamiento.
31. - El fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 21, el cual comprende además un compuesto viscosificador para controlar la migración de particulado fino o apuntalador dentro de la formación subterránea.
32. - El fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 21, el cual comprende además un compuesto ajustador de pH para elevar el pH del fluido de tratamiento seleccionado del grupo consistente de hidróxido de sodio, hidróxido de potasio e hidróxido de litio.
33. - El fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 31, en donde el compuesto ajustador de pH está presente en el fluido de tratamiento en una cantidad en el rango de aproximadamente 0% a aproximadamente 0.3% en peso del agua en el mismo.
34. - El fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 21, el cual comprende además un regulador seleccionado del grupo consistente de carbonato de sodio, carbonato de potasio, bicarbonato de sodio, bicarbonato de potasio, diacetato de sodio, diacetato de potasio, fosfato de sodio, fosfato de potasio, fosfato diácido de sodio y fosfato diácido de potasio.
35. - El fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 34, en donde el regulador es carbonato de sodio.
36.- El fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 34, en donde el regulador está presente en el fluido de tratamiento en una cantidad en el rango de aproximadamente el 0% a aproximadamente el 0.3% en peso del agua en el mismo.
37.- El fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 21, el cual comprende además un tensioactivo para evitar la formación de emulsiones entre el fluido de tratamiento, y los fluidos de la formación subterránea seleccionado del grupo consistente de sulfonatos alquilo, sulfonatos alquil arilo, tales como sales de ácido dodecilbenceno sulfónico, cloruro alquil trimetilamonio , alcoholes etoxilados de alquilo ramificado, mezclas de resinas no iónicas de fenol-formaldehído , cocobetainas , sulfosuccinato dioctilo de sodio, imidazolinas , sulfonatos de alfa olefina, alcoholes etoxilados de alquilo lineal y cloruro trialquil bencilamonio .
38.- El fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 37, en donde el tensioactivo es una sal de ácido dodecilbenceno sulfónico.
39. - El fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 37, en donde el tensioactivo está presente en el fluido de tratamiento en una cantidad en el rango de aproximadamente el 0% a aproximadamente el 0.1% en peso del agua en el mismo .
40. - El fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 21, el cual comprende además un estabilizador de arcilla seleccionado del grupo consistente de cloruro de potasio, cloruro de sodio, clorura de amonio, cloruro tetrametil amonio, y estabilizadores temporales de arcilla.
41.- El fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 40, en donde el estabilizador de arcilla es cloruro de potasio.
42. - El fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 40, en donde el estabilizador de arcilla está presente en el fluido de tratamiento en una cantidad en el rango de aproximadamente el 0.5% a aproximadamente el 10% en peso del agua en el mismo.
43. - El fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 21, el cual comprende además un agente de control de pérdida de fluidos seleccionado del grupo consistente de flúor de sílice, almidones, ceras y resinas.
44. - El fluido de tratamiento de conformidad con la rei indicación 43, en donde el agente de control de pérdida de fluido está presente en el fluido de tratamiento en una cantidad en el rango de aproximadamente el 0% a aproximadamente el 1% en peso del agua en el mismo.
45. - El fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 21, el cual comprende además un desenlazador retardado para ocasionar que el fluido de tratamiento se revierta en un fluido delgado seleccionado del grupo consistente de desenlazadores de lactona, ésteres desenlazadores, desenlazadores de ácido encapsulado, desenlazadores que generan de manera lenta ácido soluble, oxidadores, que producen ácidos al momento de la reacción, y metales reactivos al agua .
46. - El fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 45, en donde el desenlazador retardado está presente en el fluido de tratamiento en una cantidad en el rango de aproximadamente el 0% a aproximadamente el 1% en peso del agua en el mismo.
47. - El fluido de tratamiento de conformidad con la reivindicación 21, el cual comprende además un separador retardado para ocasionar que el fluido de tratamiento se revierta en un fluido delgado seleccionado del grupo de oxidadores, oxidadores encapsulados y separadores de enzimas que consisten de persulfato de sodio, persulfato de potasio, persulfato de amonio, peróxido de magnesio, clorito de sodio, bromato de sodio, amilasas alfa y beta, amiloglucosidasa, invertasa, maltasa, celulasa, y hemicelulasa .
48.- El fluido de tratamiento de conformidad con la rei indicación 47, en donde el separador retardado está presente en el fluido de tratamiento en una cantidad suficiente para separar el fluido de tratamiento y ocasionar que se revierta en un fluido delgado.
49.- Un método mejorado para el tratamiento de una formación subterránea penetrada por una barrena de perforación el cual comprende los pasos de : (a) preparar un fluido de tratamiento gelificado y reticulado que comprende agua, un polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado y un agente de reticulación para reticular el polímero substancialmente despolimerizado hidratado; y (b) poner en contacto la formación subterránea con el fluido de tratamiento gelificado y reticulado .
50.- El método de conformidad con la reivindicación 49, en donde el agua es seleccionada del grupo consistente de agua fresca, agua salada insaturada y agua salada saturada.
51.- El método de conformidad con la reivindicación 49, en donde el polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado es un polímero derivado de guar substancialmente despolimerizado completamente hidratado seleccionado del grupo consistente de hidroxipropilguar , carboximeti lhidroxipropi1guar, carboximeti lguar , hidroxietil celulosa, hidroxietil celulosa injertada, carboximetil celulosa y carboximeti lhidroxieti 1 celulosa.
52. - El método de conformidad con la reivindicación 49, en donde el polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado es un hidroxipropilguar substancialmente despolime izado completamente hidratado.
53.- El método de conformidad con la reivindicación 49, en donde el polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado está presente en el fluido de tratamiento en una cantidad en el rango de aproximadamente el 0.2% a aproximadamente el 5% en peso del agua en el mismo.
54. - El método de conformidad con la reivindicación 49, en donde el agente de reticulación es seleccionado del grupo consistente de compuestos de boro, compuestos que suministran iones de circonio IV, compuestos que suministran iones de titanio IV, compuestos de aluminio y compuestos que suministran iones de antimonio.
55. - El método de conformidad con la reivindicación 49, en donde el agente de reticulación es un compuesto de boro.
56. - El método de conformidad con la reivindicación 49, en donde el agente de reticulación está presente en el fluido de tratamiento, en una cantidad en un rango de aproximadamente de 50 ppm a 5000 ppm.
57. - El método de conformidad con la reivindicación 49, en donde el fluido de tratamiento comprende además un compuesto ajustador de pH, para elevar el pH del fluido de tratamiento seleccionado del grupo consistente de hidróxido de sodio, hidróxido de potasio e hidróxido de litio.
58. - El método de conformidad con la reivindicación 57, en donde el compuesto ajustador de pH es hidróxido de sodio.
59. - El método de conformidad con la reivindicación 57, en donde el compuesto ajustador de pH está presente en el fluido de tratamiento, en una cantidad en el rango de aproximadamente 0% a aproximadamente 0.3% en peso del agua en el mi smo .
60. - El método de conformidad con la reivindicación 49, en donde el fluido de tratamiento comprende además un regulador, seleccionado de un grupo consistente de carbonato de sodio, carbonato de potasio, bicarbonato de sodio, bicarbonato de potasio, diacetato de sodio, diacetato de potasio, fosfato de sodio, fosfato de potasio, fosfato diácido de sodio y fosfato diácido de potasio.
61. - El método de conformidad con la reivindicación 60, en donde el regulador es carbonato de sodio.
62. - El método de conformidad con la reivindicación 60, en donde el regulador está presente en el fluido de tratamiento en una cantidad en el rango de aproximadamente 0% a aproximadamente 0.3% de peso del agua en el mismo .
63. - El método de conformidad con la reivindicación 49, en donde el fluido de tratamiento comprende además un tensioactivo para evitar la formación de emulsiones entre el fluido de tratamiento y los fluidos de la formación subterránea, seleccionado del grupo consistente de sulfonatos alquilo, sulfonatos alquil arilo, tales como las sales de ácido dodeci lbenceno sulfónico, cloruro de alquiltrimetilamonio, alcoholes etoxilados de alquilo ramificado, mezclas de resina no iónica de fenol-formaldehído, cocobeta nas , sulfosuccinato dioctilo de sodio, imidazolinas , sulfonatos de alfa olefina, alcoholes etoxilados de alquilo lineal y cloruro trialquil bencilamonio .
64. El método de conformidad con la rei indicación 63, en donde el tensioactivo es una sal de ácido dodecilbenceno sulfónico.
65. - El método de conformidad con la rei indicación 63, en donde el tensioactivo está presente en el fluido de tratamiento, en una cantidad en el rango de aproximadamente 0% a aproximadamente 0.1% en peso del agua en el mismo.
66. - El método de conformidad con la reivindicación 48, en donde el fluido de tratamiento comprende además, un estabilizador de arcilla seleccionado del grupo consistente de cloruro de potasio, cloruro de sodio, cloruro de amonio, cloruro tetrametil amonio y estabilizadores temporales de arcilla.
67. - El método de conformidad con la reivindicación 66, en donde el estabilizador de arcilla es cloruro de potasio.
68. - El método de conformidad con la reivindicación 60, en donde el estabilizador de arcilla está presente en el fluido de tratamiento, en una cantidad en el rango de aproximadamente 0.5% a aproximadamente 10% en peso del agua en el mi smo .
69.- El método de conformidad con la reivindicación 49, en donde el fluido de tratamiento comprende además un agente de control de pérdida de fluido seleccionado del grupo consistente de flúor de sílice, almidones, ceras y res inas .
70.- El método de conformidad con la reivindicación 69, en donde el agente de control de pérdida de fluido, está presente en el fluido de tratamiento en una cantidad en el rango de aproximadamente 0% a aproximadamente 1 % en peso del agua en el mismo.
71. El método de conformidad con la reivindicación 49, el cual comprende además un desenlazador retardado para ocasionar que el fluido de tratamiento se revierta en un fluido delgado, seleccionado del grupo consistente de desenlazadores de lactona, ésteres desenlazadores, desenlazadores de ácido encapsulado, desenlazadores que generan ácidos lentamente solubles, oxidadores que producen ácidos al momento de la reacción con el agua y metales reactivos al agua.
72.- El método de conformidad con la reivindicación 71, en donde el desenlazador retardado está presente en el fluido de tratamiento, en una cantidad en el rango de aproximadamente 0% a aproximadamente 1% en peso del agua en el mismo.
73.- El método de conformidad con la reivindicación 49, en donde el fluido de tratamiento comprende además, un separador retardado para ocasionar que el fluido de tratamiento se revierta en un fluido delgado seleccionado del grupo consistente de oxidadores, oxidadores encapsulados y separadores de enzima que consisten de persulfato de sodio, persulfato de potasio, persulfato de amonio, peróxido de magnesio, clorito de sodio, bromato de sodio, amilasas alfa y beta, amiloglucosidasa, invertasa, maltasa, celulosa y hemicelulasa .
74.- El método de conformidad con la reivindicación 69, en donde el separador está presente en el fluido de tratamiento, en una cantidad suficiente para separar el fluido de tratamiento y ocasionar que se revierta en un fluido delgado.
75.- Un método mejorado para el tratamiento de una formación subterránea penetrada por una barrera de perforación, por medio del cual se forman una o más fracturas en el mismo, el cual comprende los pasos de: (a) preparar un fluido de fracturación gelificado y reticulado que comprende agua, un polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado, un agente de reticulación para reticular el polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado y un material apuntalador; y (b) poner en contacto la formación subterránea con el fluido de fracturación gelificado y reticulado bajo condiciones efectivas para crear al menos una fractura en formación subterránea.
76. - El método de conformidad con la reivindicación 75, en donde el polímero despolimerizado tiene un índice de polidispersidad de 1 a aproximadamente 12.
77. - El método de conformidad con la reivindicación 75, en donde el polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado es un polímero derivado de guar, substancialmente despolimerizado completamente hidratado, seleccionado de un grupo consistente de hidro ipropilguar , carboximetilhidroxipropilguar , carboximeti lguar , hidroxietil celulosa, hidroxietil celulosa injertada, carboximetil celulosa y carboximetilhidroxietil celulosa.
78. - El método de conformidad con la reivindicación 75, en donde el polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado, es un hidroxipropilguar substancialmente despolimerizado completamente hidratado .
79. - El método de conformidad con la reivindicación 75, en donde el polímero substancialmente despolimerizado completamente hidratado, está presente en el fluido de tratamiento en una cantidad en el rango de aproximadamente 0.2% a aproximadamente 5% en peso del agua en el mismo.
80. - El método de conformidad con la rei indicación 75, en donde el agente de reticulación es seleccionado del grupo consistente de compuestos de boro y compuestos que suministran iones de circonio IV, iones de titanio IV, iones de aluminio o iones de antimonio.
81. - El método de conformidad con la reivindicación 75, en donde el agente de reticulación es un compuesto de boro.
82. - El método de conformidad con la reivindicación 75, en donde el agente de reticulación está presente en el fluido de fracturación en una cantidad en el rango de aproximadamente 50 ppm a 5000 ppm.
83. - El método de conformidad con la reivindicación 75, en donde el material apuntalador es seleccionado del grupo consistente de arena recubierta o no recubierta con resina, bauxita sinterizada, materiales de cerámica y botones de vidrio.
84. - El método de conformidad con la reivindicación 75, en donde el material apuntalador está presente en el fluido de tratamiento, en una cantidad en el rango de aproximadamente 0.4536 kg (1 libra) a aproximadamente 10.89 kg (24 libras) de material apuntalador por 3.785 1 (1 galón) del fluido de tratamiento.
85. - El método de conformidad con la reivindicación 75, en donde el fluido de tratamiento comprende además, un compuesto ajustador de pH para elevar el pH del fluido de tratamiento seleccionado del grupo consistente de hidróxido de sodio, hidróxido de potasio e hidróxido de litio.
86. - El método de conformidad con la reivindicación 85, en donde el compuesto ajustador de pH, es hidróxido de sodio.
87. - El método de conformidad con la reivindicación 85, en donde el compuesto ajustador de pH, está presente en el fluido de tratamiento en una cantidad en el rango de aproximadamente 0% a aproximadamente 0.3% en peso del agua en el mismo .
88. - El método de conformidad con la reivindicación 75, en donde el fluido de tratamiento comprende además, un regulador seleccionado del grupo consistente de carbonato de sodio, carbonato de potasio, bicarbonato de sodio, bicarbonato de potasio, diacetato de sodio, diacetato de potasio, fosfato de sodio, fosfato de potasio, fosfato diácido de sodio y fosfato diácido de potasio.
89. - El método de conformidad con la reivindicación 88, en donde el regulador es carbonato de sodio.
90.- El método de conformidad con la reivindicación 88, en donde el regulador está presente en el fluido de tratamiento, en una cantidad en el rango de aproximadamente 0% a aproximadamente 0.3% en peso del agua en el mismo.
91.- El método de conformidad con la reivindicación 75, en donde el fluido de tratamiento comprende además un tensioactivo para evitar la formación de emulsiones entre el fluido de tratamiento y los fluidos de la formación subterránea, seleccionado del grupo de sulfonato alquilo, sulfonatos alquil arilo tales como sales de ácido dodecilbenceno sulfónico, cloruro alquiltrimetilamonio, alcoholes etoxilados de alquilo ramificado, mezclas de resinas no iónicas de fenol -formaldehído , cocobetainas , sulfosuccinato dioctilo de sodio, imidazolinas , sulfonatos de alfa olefina, alcoholes etoxilados de alquilo lineal y cloruro trialquil bencil amonio .
92. - El método de conformidad con la reivindicación 91, en donde el tensioactivo es una sal de ácido dodecilbenceno sulfónico.
93. - El método de conformidad con la reivindicación 91, en donde el tensioactivo est presente en el fluido de tratamiento, en una cantidad en el rango aproximadamente 0% a aproximadamente 0.01% en peso del agua en el mismo .
94. - El método de conformidad con la reivindicación 75, en donde el fluido de tratamiento comprende además un estabilizador de arcilla seleccionado del grupo consistente de cloruro de potasio, cloruro de sodio, cloruro de amonio,. cloruro tetrametil amonio y estabilizadores temporales de arcilla.
95. - El método de conformidad con la reivindicación 94, en donde el estabilizador de arcilla es cloruro de potasio.
96. -El método de conformidad con la reivindicación 95, en donde el estabilizador de arcilla está presente en el fluido de tratamiento, en una cantidad en el rango de aproximadamente 0.5% a aproximadamente 10% en peso del agua en el mismo .
97. - El método de conformidad con la rei indicación 75, en donde el fluido de tratamiento comprende además, un agente de control de pérdida de fluido, seleccionado del grupo consistente de flúor de sílice, almidones, ceras y resinas .
98. - El método de conformidad con la reivindicación 97, en donde el agente de control de pérdida de fluido está presente en el fluido de tratamiento en una cantidad en un rango de aproximadamente 0% a aproximadamente 1% en peso del agua en el mismo.
99. - El método de conformidad con la reivindicación 75, en donde el fluido de tratamiento comprende además, un desenlazador retardado para ocasionar que el fluido de tratamiento se revierta en un fluido delgado seleccionado del grupo consistente de desenlazadores de lactona, esteres desenlazadores , desenlazadores de acido encapsulado, desenlazadores generadores de ácido lentamente solubles, oxidadores que producen ácido al momento de la reacción con agua y metales reactivos al agua.
100. - El método de conformidad con la reivindicación 99, en donde el desenlazador retardado está presente en el fluido de tratamiento, en una cantidad en el rango de aproximadamente 0% a aproximadamente 1% en peso del agua en el mismo.
101. - El método de conformidad con la reivindicación 75, en donde el fluido de tratamiento comprende además, un separador retardado para ocasionar que el fluido de tratamiento se revierta en un fluido delgado, seleccionado de un grupo consistente de oxidadores, oxidadores encapsulados y separadores de enzima que consisten de persulfato de sodio, persulfato de potasio, persulfato de amonio, peróxido de magnesio, clorito de sodio, bromato de sodio, amilasas alfa y beta, amiloglucosidasa, invertasa, maltasa, celulosa y hemicelulasa.
102.- El método de conformidad con la reivindicación 101, en donde el separador está presente en fluido de tratamiento, en una cantidad en un rango de aproximadamente 0% a aproximadamente 1% en peso del agua en el mismo.