MXPA03010715A

MXPA03010715A - Metodo para determinar el grado de recuperacion de materiales inyectados en pozos petroliferos.

Info

Publication number: MXPA03010715A
Application number: MXPA03010715A
Authority: MX
Inventors: Hampton Tom
Original assignee: Core Lab L P
Priority date: 2001-05-23
Filing date: 2002-05-23
Publication date: 2005-03-07
Also published as: US6659175B2; US20030006036A1; WO2002095189A1; CA2448435C; CA2448435A1

Abstract

Se describe un metodo para determinar el grado de recuperacion de materiales inyectados dentro de un pozo petrolifero que comprende los pasos de: a) preparar un material que sera inyectado dentro de un pozo petrolifero; b) mezclar con este un compuesto rastreador quimico a una concentracion predeterminada; c) inyectar la mezcla dentro de un pozo petrolifero; d) recuperar del pozo petrolifero un fluido de produccion; e) analizar el fluido de produccion por su concentracion de rastreador quimico presente en el fluido de produccion; y f) calcular la cantidad de mezcla recuperada del pozo petrolifero utilizando la concentracion del rastreador quimico presente en el fluido de produccion como base para el calculo. Los acido benzoicos fluorinados descritos se utilizan como rastreadores preferidos.

Description

MÉTODO PARA DETERMINAR EL GRADO DE RECUPERACIÓN DE MATERIALES INYECTADOS EN POZOS PETROLÍFEROS DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN La presente invención está relacionada con un método para determinar el grado de recuperación de materiales inyectados en un pozo petrolífero durante la producción y exploración de gas y petróleo. La presente invención particularmente está relacionada con un método para determinar el grado de recuperación de materiales inyectados en un pozo petrolífero durante la producción y exploración de petróleo y gas utilizando rastreadores químicos. La presente invención está relacionada generalmente con la producción de hidrocarburos (petróleo y gas) de pozos perforados en la tierra, de aquí en adelante denominados "pozos petrolíf ros". El perforar un orificio en la tierra para alcanzar los yacimientos de petróleo y gas es costoso, lo cual limita el número de pozos que pueden perforarse económicamente. Como resultado de esto es deseable maximizar tanto la recuperación total del hidrocarburo contenido en el yacimiento como la velocidad del flujo del yacimiento de subsuperficie a la superficie, donde puede ser recuperado. Una manera en la cual se puede maximizar la producción es el proceso conocido como fracturación . La fracturación hidráulica implica literalmente romper o fracturar una porción del yacimiento de hidrocarburo que rodea un pozo petrolero inyectando un fluido especializado dentro del pozo dirigido hacia la cara de la formación geológica a presiones suficientes para iniciar y/o extender una fractura en el yacimiento. Idealmente, lo que este proceso crea no es una sola fractura sino una zona de fractura, es decir una zona que tiene múltiples fracturas, o fisuras en el yacimiento a través de la cual el hidrocarburo puede fluir más fácilmente al pozo. Al crear una fractura en un yacimiento que contiene hidrocarburo se requieren varios materiales. Muy a menudo, estos materiales si no se remueven del pozo petrolero pueden interferir con la producción de gas y petróleo. Aún el lodo de perforación utilizado para lubricar una barrena durante la perforación de un pozo petrolífero puede interferir con la producción de petróleo y gas. Si se toma demasiado tiempo para remover tales materiales se puede incrementar el costo del operador del pozo retardando la producción y provocando exceso en los gastos de remoción. Sin ser exhaustivo en la remoción tales materiales pueden incrementar el costo al operador del pozo a través de velocidades de producción más lentas y una posible pérdida de producción. Las medidas tomadas para remover los materiales indeseados o innecesarios usualmente son inexactas. Algunas veces se utilizan fluidos adicionales para sacar los materiales no deseados del pozo petrolífero. En otras situaciones, el flujo de fluido de depósito puede hacer que el flujo de retorno calculado sea difícil, particularmente si los fluidos de depósito son incompatibles con los materiales inyectados. Seria deseable en la técnica de la producción de gas y petróleo que se pudiera determinar cuanto de un material dado permanece en un pozo petrolífero después del perforado, fracturación o cualquier otra operación que requiere la inyección de materiales dentro de un pozo petrolífero. Seria particularmente deseable si tal determinación pudiera hacerse utilizando un método ambientalmente benigno y poco costoso. En un aspecto, la presente invención es un método para determinar el grado de recuperación de materiales inyectados en un pozo petrolífero que comprende los pasos de: a) preparar un material para ser inyectado dentro de un pozo petrolífero; b) mezclar con este un compuesto rastreador químico a una concentración predeterminada; c) inyectar la mezcla dentro de un pozo petrolífero; d) recuperar del pozo petrolífero un fluido de producción; e) analizar el fluido de producción por su concentración de rastreador químico presente en el fluido de producción; y f) calcular la cantidad de mezcla recuperada del pozo petrolífero utilizando la concentración del rastreador químico presente en el fluido de producción como base para el cálculo. Como ya se definió, el término "pozo petrolífero" significa pozos de producción de hidrocarburos (petróleo y gas) perforados en la tierra. El método de la presente invención puede también utilizarse con otros tipos de pozos que se perforan en la tierra y pueden requerir la estimulación por fracturación hidráulica, como los pozos utilizados para la inundación de agua en operación de recuperación secundaria en la producción de petróleo y gas. Para los propósitos de la presente invención, el término "pozo petrolífero" significa pozo de producción de hidrocarburos, pero también cualquier otro tipo de pozo que pueda requerir la estimulación por fracturación hidráulica. En una modalidad, la presente invención es un método para determinar la cantidad de materiales de fractura recuperados después de la estimulación de un pozo petrolífero por medio de una fracturación hidráulica. Para crear una fractura en un yacimiento que contiene hidrocarburos se requieren varios materiales. Muy a menudo, estos incluyen un fluido portador, un emulsificado , un consolidador y un fracturador. Todos componentes que algunas veces se adicionan incluyen materiales para controlar fugas, o la migración del fluido dentro de la cara de la fractura, estabilizadores de gel, agentes tensioactivos, agentes de control de barro y reticuladores . El propósito del primer componente de fractura es primero crear/extender una fractura en un yacimiento que produce petróleo y gas y enseguida, una vez que se abre lo suficiente, proporcionar el consolidador . El fluido portador junto con el material consolidador se inyectan dentro del yacimiento fracturado. El fluido portador es el medio simple mediante el cual se transportan el consolidador y el fracturador dentro del yacimiento. Varias sustancias pueden actuar como fluido portador adecuado, aunque generalmente son soluciones basadas en agua que se han convertido en gel o espuma o ambos. De este modo, el fluido portador muy a menudo se prepara mezclando un agente gelificador polimerico con una solución acuosa aunque algunas veces el fluido portador es un fluido basado en aceite o de fases múltiples. Muy a menudo, el agente gelificador polimérico es un polisacárido con capacidad de solvatación, por ejemplo, gomas galactómana, gomas glicómana y derivados de celulosa. El propósito de los polisacáridos con capacidad de solvatación o de hidratación es espesar la solución acuosa para que el consolidador pueda suspenderse en la solución para transportarse dentro de la fractur . La función de los polisacáridos como emulsificadores , incrementa la viscosidad de la solución acuosa de 10 a 100 veces, o aún más. Durante aplicaciones a alta temperatura, se adiciona un agente reticulador el cual incrementa aún más la viscosidad de la solución. El ion de boxato se ha utilizado extensamente como agente reticulador paxa las gomas guar hidratadas y otros galactómano para formar geles acuosos, por ejemplo, véase Patente de Norteamericana No. 3,059,909. Otros agentes reticuladores adecuados gue se pueden demostrar incluyen: titanio como se describe en la Patente Norteamericana No. 3,888,312, cromo, hierro, aluminio y circonio como se describen en la Patente Norteamericana No. 3,301,723. Más recientemente, los agentes tensioactivos viscoelásticos han sido desarrollados los cuales evitan la necesidad de agentes espesantes, y por lo tanto agentes reticuladores. Más relevante para la presente invención es el paso final del proceso de fracturación . El proceso de remover el fluido de la fractura una vez gue el consolidador ha sido suministrado, se denomina como "limpieza de fractura". Para esto, el componente final del fluido de fractura se hace relevante: el fracturador. El propósito del fracturador es bajar la viscosidad del fluido para gue se pueda remover más fácilmente de la fractura. En otro aspecto, en la presente invención es un método para determinar la cantidad de fluido de perforación recuperado después de gue se ha agotado un pozo petrolífero. Un fluido de perforación es un fluido especialmente diseñado para ser circulado a través del pozo a medida que el pozo está siendo perforado para facilitar la operación de perforación. La trayectoria de circulación del fluido de perforación típicamente se extiende desde la boca del pozo hacia la tubería de perforación hasta la cara de perforación y de regreso a través del espacio anular entre la tubería de perforación y la cara del pozo hasta la boca del pozo. El fluido de perforación realiza varias funciones a medida que circula a través del pozo incluyendo enfriamiento y lubricación de la barrena, removiendo los cortes perforados del pozo y ayudando a soportar la tubería de perforación y la barrena, y proporciona una cabeza hidrostática para mantener la integridad de las paredes del pozo y evitar que el pozo se tape . Existen diferentes tipos de fluidos de perforación convencionales que incluyen composiciones denominadas "lodos de perforación". Los lodos de perforación comprenden dispersiones de alta densidad de sólidos finos en un líquido acuoso o un líquido de hidrocarburo. Un lodo de perforación ejemplar es una dispersión de barro y/o cal en agua. El componente sólido de tal dispersión es denominado "agente de carga" y está diseñado para mejorar el rendimiento funcional del fluido de perforación. En la práctica de la presente invención, el grado de recuperación de materiales inyectados a un pozo petrolífero durante la fracturación, perforación y similares se determinan preparando los materiales de fractura o fluidos de perforación que serán inyectados dentro de un pozo y que se mezclarán ahi con un compuesto rastreador químico a una concentración predeterminada. Los rastreadores útiles con la presente invención incluyen cualquiera conocido por aquellos expertos en la técnica de utilizar rastreadores químico en operaciones de petróleo y gas que puedan ser útiles, pero de preferencia son aquellos que pueden detectarse en concentraciones lo suficientemente bajas para que su uso sea económicamente práctico en tales operaciones y suficientemente bajas para interferir con el fluido portador y otros materiales presentes en el pozo petrolífero. De preferencia, los rastreadores químicos útiles con la presente invención incluyen pero no se limitan a: ácidos benzoicos fluorinados que incluyen ácido 2-fluorobenzoico; ácido 3-fluorobenzoico; ácido 4-fluorobenzoico; ácido 3,5-difluorobenzoico; ácido 3, 4-difluorobenzoico; ácido 2,6-difluorobenzoico; ácido 2 , 5-difluorobenzoico ; ácido 2,3-difluorobenzoico; ácido 2 , 4-difluorobenzoico; ácido pentafluorobenzoico; ácido 2 , 3 , 4 , 5-tetrafluorobenzoico; ácido 4- (trifluoro-metil ) benzoico; ácido 2-trifluorometil ) benzoico ; ácido 3- (trifluoro-metil ) benzoico; ácido 3,4,5-trifluorobenzoico; ácido 2 , 4 , 5-trifluorobenzoico ; ácido 2 , 3 , 4-trifluorobenzoico; ácido 2 , 3 , 5-trifluorobenzoico; ácido 2 , 3 , 6-trifluorobenzoico; y ácido 2 , 4 , 6-trifluorobenzoico; y similares, perfluorometilciclopentano (PMCP), perfluorometilciclohexano (PMCH) , perfluorodimetilciclobutano (PDMCB) , m-perfluorodimetilcliclohexano (m-PDMCH) , o-perfluoro-dimetilciclohexano (o-PDMCH) , p- Perfluorodimetilciclohexano (p-PDMCH) , perfluorotrimetilciclohexano (PTMCH) , perfluoroetil-ciclohexano (PECH), y perfluoroisopropilciclohexano (IPPCH) , y similares . Cualquier compuesto químico puede utilizarse como rastreador con la presente invención si no está presente a un nivel que se pueda medir en los fluidos de depósito que están siendo producidos en el pozo que está siendo probado, pero que se pueda medir a niveles suficientemente bajos para permitir que su uso sea económico, y que el rastreador no interfiera o interactúe indeseablemente con otros materiales presentes en el pozo petrolífero seqún los niveles utilizados. De preferencia los rastreadores se pueden detectar a un rango de aproximadamente una parte por billón hasta aproximadamente 10,000 partes por millón en el fluido que está siendo analizado. De preferencia, los rastreadores se pueden detectar a un rango de 5 partes por billón a aproximadamente 1,000 partes por millón. Más preferiblemente, los rastreadores se pueden detectar a un rango de 100 partes por billón a aproximadamente 100 partes por millón. En concentraciones mayores de aproximadamente 1,000 partes por millón, el uso de algunos rastreadores puede ser tan costoso que se torna prohibitivo o provoca interacciones inaceptables con otros materiales presentes en el pozo petrolífero. Los rastreadores de la presente invención son deseablemente compatibles con los fluidos donde ellos se usan. De preferencia, el rastreador seleccionado se escoge para ser más compatible con los materiales inyectados que con los fluidos de depósito que pueden recuperarse concurrentemente con los materiales inyectados. Los ácidos benzoicos fluorinados son particularmente preferidos como rastreadores para la presente invención debido a que son compatibles en ambos fluidos acuosos como una sal y en fluidos basado en componentes orgánicos como un ácido. En una modalidad alternativa a la presente invención, se puede utilizar más de un rastreador para medir las operaciones múltiples en el mismo pozo. Por ejemplo, los pozos petrolíferos muy a menudo tienen más de una zona o estrato de producción. En la práctica de la presente invención, un trabajo de fracturación puede hacerse en un estrato utilizando un primer rastreador y un trabajo de fracturación puede hacerse en otro estrato utilizando un segundo rastreador. En años recientes, se ha permitido la perforación horizontal para perforar varios pozos que terminan en un pozo común el cual se conecta a la superficie. En pozos multilaterales como estos, varios rastreadores pueden utilizarse para mantener el rastro de la recuperación concurrente de materiales de las diferentes ramificaciones (perforaciones laterales) de tales pozos. En una modalidad similar pero diferente, el método de la presente invención se utiliza en un proceso para fracturar intervalos múltiples estimulados en yacimientos individuales o múltiples, dentro del mismo pozo. Esto se realiza mediante: (i) perforar un primer intervalo; (ii) estimular ese primer intervalo; (iii) aislar el primer intervalo (iv) perforar un segundo intervalo (v) estimular el segundo intervalo (iii) aislar el segundo intervalo; y continuar con este patrón. Pueden existir tantos como 12 ó 13 de tales estimulaciones en un solo pozo en un periodo de tiempo corto, algunas veces hasta solo semanas o dias. El operador del pozo entonces recupera el mecanismo de aislamiento, típicamente un obturador de puente entre cada intervalo y comienza a limpiar todos los intervalos estimulados, muy a menudo uno a la vez. El método de la presente invención es muy útil en tal operación debido a que diferentes rastreadores pueden utilizarse en cada intervalo y de este modo pueden detectarse individualmente durante el retroflujo. El método de la presente invención con esto proporciona una oportunidad para que el operador del pozo determine hasta que grado cada intervalo contribuye al retrofluj o . En la práctica de la presente invención, un rastreador se mezcla con un material que será inyectado al pozo petrolífero. El rastreador puede premezclarse con el material de inyección o puede mezclarse tal cual es inyectado. De preferencia, el rastreador se mezcla con el material de inyección a través de un mezclador estático a medida que la mezcla se bombea dentro del pozo petrolífero. Cualquier método conocido por aquellos expertos en la técnica de mezclar e inyectar materiales dentro de los pozos petrolíferos puede utilizarse con el método de la presente invenció . En una modalidad preferida, donde se utiliza una corriente de fluidos para un trabajo de fracturación hidráulico que está siendo bombeado en un pozo petrolífero, un diez por ciento de solución de un rastreador de sal ácida benzoica fluorinada se bombea dentro de la corriente de fluido que está siendo utilizada para un trabajo de fracturación hidráulico, justo corriente arriba de un mezclador estático, utilizando una bomba peristáltica para medir el rastreador dentro de la corriente de fluidos . En otra modalidad preferida, la bomba utilizada para alimentar la solución rastreadora dentro de los fluidos de fractura es una bomba centrífuga o triplex. En cualquier modalidad, la bomba medidora se ajusta de tal modo que el rastreador se inyecta dentro de los fluidos de fractura a una velocidad que da como resultado una concentración de rastreador predeterminada apropiada para las condiciones en el pozo petrolífero. El mismo proceso puede también utilizarse para inyectar el rastreador dentro de una corriente de fluidos de perforación . En la práctica de la presente invención, el compuesto rastreador químico se mezcla con un material que será inyectado dentro de un pozo petrolífero a una concentración predeterminada. La concentración del rastreador se encuentra por enzima de sus límites de detección y de preferencia a una concentración de diez veces sus límites de detección. En la práctica de la presente invención, de preferencia las concentraciones del rastreador y la cantidad total de la mezcla inyectada se determinan y son conocidas . Después de que el fluido inyectado dentro de un pozo petrolífero durante la práctica de la presente invención ha realizado su propósito, de preferencia se recupera. Muy a menudo, los materiales inyectados se recuperan junto con los fluidos de depósito como un fluido de producción. En la práctica de la fracturación hidráulica de pozos, esta fase del proceso es la limpieza de fractura. En las prácticas convencionales, este proceso puede llevar una cantidad de tiempo bastante amplia donde hasta 72 horas no seria inusual. En la práctica de la presente invención, los materiales recuperados son probados por su concentración de rastreador y la cantidad de material recuperado también se determina. En este punto, el operador del pozo puede tomar una decisión informada con respecto a si continua la limpieza o comienza la producción. El grado de recuperación de materiales inyectados incluyendo un rastreador de la presente invención, de preferencia se determina utilizando un enfoque de equilibrio de masa. En la presente, se conoce la cantidad total del rastreador mezclado con el material inyectado. Una muestra homogénea de fluido de producción se prueba por su concentración de rastreador y con esto se determina la cantidad del rastreador recuperado. La cantidad de mezcla inyectada recuperada entonces se determina utilizando la fórmula : en donde AMTr es la cantidad de mezcla inyectada recuperada, Ti es la cantidad de rastreador inyectado; Tr es la cantidad de rastreador recuperado; y AMT¿ es la cantidad de materiales inyectados. Tr se determina multiplicando las concentraciones del rastreador en el fluido de producción por la cantidad total del fluido de producción recuperado. En los casos donde un enfoque de equilibrio de masa no es posible o deseable, un grado relativo de recuperación puede también determinarse midiendo la concentración del rastreador en los fluidos de producción recuperados del pozo petrolífero en función" del tiempo. En un proceso como este, se toman muestras del fluido de producción que se recupera del pozo, se analizan por concentración de rastreador que entonces se gráfica contra el tiempo y/o las velocidades de flujo. Esto también puede ser una forma deseable para que un operador decida cuando comenzar la producción del pozo petrolífero . Los rastreadores utilizados con el método de la presente invención pueden analizarse por cualquier método conocido por aquellos con experiencia ordinaria en la técnica para hacer que tales análisis sean útiles. Por ejemplo, en un método para analizar un rastreador de ácido benzoico fluorinado de la presente invención, una emulsión de hidrocarburos, agua, y materiales inorgánicos que están presentes naturalmente primero se acidifica con ácido clorhídrico diluido y enseguida se extrae utilizando un solvente no polar. La fase orgánica entonces se mezcla con una solución de hidróxido de sodio 1 normal y entonces se extrae con agua. El agua entonces se reacidifica y se extrae con cloruro de metileno. El cloruro de metileno recuperado entonces se analiza por el rastreador, opcionalmente después de reducirse en volumen por evaporación. Además del cloruro de metileno, se pueden utilizar otros solventes. Por ejemplo, se pueden utilizar ciclohexano, hexano normal, pentano . Aunque no se prefiere, los solventes orgánicos como benceno y tolueno también pueden utilizarse siempre y cuando se tenga cuidado para asegurarse que el solvente no tenga un nivel de ambiente significativo del rastreador que está siendo utilizado. En el caso de rastreadores de ácido benzoico fluorinados, se pueden determinar niveles muy bajos del rastreador tomando ventajas del grupo de carboxilato para preparar primero el rastreador de los orgánicos no acidicos como sal y enseguida, en un segundo paso concentrar el rastreador en un solvente orgánico regresándolo a su forma ácida y enseguida extrayéndolo de una fase acuosa. Existen muchos métodos instrumentales para analizar los compuestos rastreadores útiles con el método de la presente invención, incluyendo pero no limitándose a, cromatografía de gas (GC) utilizando detectores de ionización de flama, detectores de captura de electrones, y similares; cromatografía líquida (LC) ; espectroscopia infrarroja; combinación de instrumentos como espectroscopia infrarroja de transformación Fourier, Espectroscopia GC-masa, espectroscopia LC-masa y similares. Cuando surgen condiciones analíticas especialmente demandantes, otros medios para hacer los análisis también se pueden utilizar, incluyendo rastreadores biológicamente activos para inmunoevaluación, preparando derivados funcionales de los rastreadores incluyendo, por ejemplo, esterificación con alcoholes que se pueden analizar más fácilmente, y similares. Para lograr bajos niveles de detección, es necesario que se mantengan prácticas de laboratorio estándar. Los fluidos producidos de los pozos petrolíferos pueden contener materiales peligrosos o tóxicos y deberán tomarse medidas para asegurar la seguridad del personal del laboratorio incluyendo, pero no limitándose a, evitar fuego, lavado o remoción de ¾S y otros gases dañinos, y limitar el contacto de la piel con posibles carcinógenos. La seguridad de calidad debe hacerse con cualquier procedimiento analítico incluyendo el uso de estándares internos, estándares externos y similares para asegurar la exactitud del análisis. Las eficiencias de recuperación pueden variar de pozo petrolífero a pozo petrolífero. Es importante no dar por alto los pasos simples como medir con exactitud los volúmenes de muestra y filtrar los sólidos irrelevantes de las muestras antes del análisis. Cualquier método analítico que puede detectar los rastreadores químicos útiles con el método de la presente invención a niveles útiles puede utilizarse con la presente invención . En otra modalidad de la presente invención, el rastreador se encuentra en la forma de un revestimiento sobre un sustrato sólido. En esta aplicación, el rastreador se libera gradualmente dentro del fluido de producción con el paso del tiempo. Cuando se co-inyecta con sólidos como consolidador o arena, el uso de estos rastreadores de la presente invención podría permitir el cálculo de la cantidad de sólidos co-inyectados en el pozo. Si se detectará muy poco rastreador después de completar la inyección, o si el nivel de rastreador disminuyera demasiado rápido después de completar la tarea, un operador de pozo petrolífero podría saber que los sólidos inyectados fueron ya sea inadecuadamente colocados en el pozo o están siendo lavados o de otra manera removidos del pozo petrolífero. EJEMPLO Los siguientes ejemplos se proporcionan para ilustrar la presente invención. Los ejemplos no pretenden limitar el alcance de la presente invención y no deberán tomarse de ese modo. Las cantidades se encuentran en parte en peso o porcentaje en peso a menos de que se indique lo contrario . Una aplicación en campo del método de la presente invención se realiza en pozos de petróleo y gas que penetran el yacimiento Codell en Weld Country, Colorado. Un primer material (denominado en la técnica de fracturacion hidráulica como "etapa" o en este caso "la primera etapa") se prepara para la inyección de fracturacion dentro del pozo incluyendo 0.15 litros por mil litros (lpt) (0.15 galones por mil galones (gpt) ) de amortiguador y 1 lpt (gpt) de GBW23L* el cual es un fracturador de gel de oxidación de alta temperatura, 40 kilo por mil kilos (kgpkkg) (40 libras por mil libras (ppt) ) de agente gelificador, y un primer rastreador de ácido benzoico fluorinado; en agua. Una segunda etapa se prepara, la cual incluye 0.58 kg/L a 1.15 kg/L (1 a 2 Ibs/gal) de consolidador; 0.15 gpt de amortiguador; 1 lpt (gpt) de GBW23L; 1 lpt (gpt) BC31* de activador fracturador de gel el cual es un activador fracturador de oxidación de baja temperatura; 40 kgpkkg (ppt) de agente gelificador; un segundo rastreador de ácido benzoico fluorinado; y 2.5 kgpkkg (ppt) de estabilizador de gel, en agua. Una tercera etapa se prepara, la cual incluye 1.75 kg/L (3 Ibs/gal) de consolidador; 40 kgpkkg (ppt) de agente gelificador; 0.20 lpt (gpt) de amortiguador; 1 lpt (gpt) de GBW23L; 1 lpt (gpt) BC31; 1 kgpkkg (ppt) Ultra Perm* fracturador el cual es un fracturador de oxidación de baja temperatura; 1 kgpkkg (ppt) de estabilizador de gel, un tercer rastreador de ácido benzoicofluorinado; y 1.5 kgpkkg (ppt) de agente reticulador de gel, en agua. Una cuarta etapa se prepara, la cual incluye 2.33 kg/L (4 Ibs/gal) de consolidador; 40 kgpkkg (ppt) de agente gelificador; 0.20 lpt (gpt) de amortiguador; 3 kgpkkg (ppt) de fracturador GBW5 el cual es un fracturador de oxidación de baja temperatura, un cuarto rastreador de ácido benzoicofluorinado, y 1 kgpkkg (ppt) Ultra Perm. *GBW-23L, BC31, GB 5 y Ultra Perm que son marcas registradas de BJ Services.

Cada etapa es inyectada, a su vez, bajo condiciones de inyección de fractura. El retroflujo se prueba por su presencia y concentración relativa de cada rastreador utilizando un espectrómetro GC-masa. Las cantidades comparativas de rastreador obtenidas son: (A) Cuarto rastreador de ácido benzoico fluorinado de mayor concentración; (B) Segundo rastreador de ácido benzoico fluorinado con ia siguiente concentración más alta; (C) primer rastreador de ácido benzoico fluorinado con la siguiente concentración más alta; y (D) Tercer rastreador de ácido benzoico fluorinado con la concentración más baja. Aunque que no desea limitarse por ninguna teoria, se puede concluir que el tercer material inyectado tubo la estructura de gel más estable, efectivamente bloqueándola en el yacimiento y de este modo tuvo el retroflujo más bajo dando como resultado la recuperación de rastreador más baja. También se puede concluir que el cuarto material, siendo el último en haber sido inyectado y repleto con materiales fracturadores de gel tuvieron el retroflujo mayor y de este modo la mayor recuperación de rastreadores .

Claims

REIVINDICACIONES 1. Un método para determinar el grado de recuperación de materiales inyectados dentro de un pozo petrolífero caracterizado porque comprende los pasos de: a) preparar un material que será inyectado dentro de un pozo petrolífero; b) mezclar con este un compuesto rastreador químico a una concentración predeterminada; c) inyectar la mezcla en un pozo petrolífero; d) recuperar del pozo petrolífero un fluido de producción; e) analizar el fluido de producción por su concentración de rastreador químico presente en el fluido de producción; y f) calcular la cantidad de mezcla recuperada del pozo petrolífero utilizando la concentración del rastreador químico presente en el fluido de producción como base para el cálculo .
2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el rastreador se selecciona del grupo que consiste de ácidos benzoicos fluorinados, perfluorometilciclopentano (PMCP) , perfluorometilciclohexano (PMCH), perfluorodimetilciclobutano (PDMCB) , m-perfluorodimetilcliclohexano (m-PDMCH) , o-perfluoro-dimetilciclohexano (o-PDMCH) , p-Perfluorodimetilciclohexano (p-PDMCH) , perfluorotrimetilciclohexano (PTMCH) , perfluoroetil-ciclohexano [PECH) , y pexfluoroisopropilciclohexano (IPPCH) .
3. El método de conformidad con la reivindicación 2, caracterizado porque el rastreador es un ácido benzoico fluorinado .
4. El método de conformidad con la reivindicación 3, caracterizado porque el ácido benzoico fluorinado se selecciona del grupo que consiste de ácido 2-fluorobenzoico; ácido 3-fluorobenzoico; ácido 4-fluorobenzoico; ácido 3,5-difluorobenzoico; ácido 3 , 4-difluorobenzoico; ácido 2,6-difluorobenzoico; ácido 2 , 5-difluorobenzoico; ácido 2,3-difluorobenzoico; ácido 2 , 4-difluorobenzoico; ácido pentafluorobenzoico ; ácido 2 , 3 , 4 , 5-tetrafluorobenzoico; ácido 4- (trifluoro-metil ) benzoico ; ácido 2- ( trifluorometil) benzoico; ácido 3- (trifluoro-metil ) benzoico; ácido 3 , 4 , 5-trifluorobenzoico; ácido 2 , , 5-trifluorobenzoico; ácido 2, 3, 4-trifluorobenzoico; ácido 2 , 3 , 5-trifluorobenzoico; ácido 2 , 3 , 6-trifluorobenzoico; y ácido 2,4,6-trifluorobenzoico .
5. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el rastreador está presente en la mezcla inyectada en el pozo petrolífero a una concentración de por lo menos 1 parte por billón.
6. El método de conformidad con la reivindicación 5, caracterizado porque el rastreador está presente en la mezcla inyectada dentro de un pozo petrolífero a una concentración de menos de o igual a 10,000 partes por millón.
7. El método de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado porque el rastreador está presente en la mezcla inyectada dentro de un pozo petrolífero a una concentración de aproximadamente 100 partes por billón a aproximadamente 100 partes por millón.
8. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el material inyectado dentro del pozo petrolífero es un material utilizado para fracturar hidráulicamente el pozo petrolífero.
9. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la cantidad de mezcla inyectada recuperada se determina utilizando la fórmula: en donde : (i) AMTr es la cantidad de mezcla inyectada recuperada (ii) i es la cantidad de rastreador inyectado; (iii) Tr es la cantidad de rastreador recuperado; (iv) AM i es la cantidad de mezcla inyectadas; y (v) Tr se determina multiplicando las concentraciones del rastreador en el fluido de producción por la cantidad total del fluido de producción recuperado.
10. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el rastreador está en la forma de un revestimiento en un soporte sólido.
11. El método para determinar el grado de recuperación de materiales inyectados dentro de un pozo petrolífero que comprende los pasos de a) preparar un material que será inyectado dentro de un pozo petrolífero; b) mezclar con este un compuesto rastreador químico a una concentración predeterminada; c) inyectar la mezcla en un pozo petrolífero; d) recuperar del pozo petrolífero un fluido de producción; e) analizar el fluido de producción por su concentración de rastreador químico presente en el fluido de producción; y f) calcular la cantidad de mezcla recuperada del pozo petrolífero utilizando la concentración del rastreador químico presente en el fluido de producción como base para el cálculo, en donde el rastreador es un ácido benzoico fluorinado.