MXPA04011106A

MXPA04011106A - Sistema para tratamiento de una formacion subterranea.

Info

Publication number: MXPA04011106A
Application number: MXPA04011106A
Authority: MX
Inventors: Jozef Rans Marc
Original assignee: Resolution Res Nederland Bv
Priority date: 2002-05-17
Filing date: 2003-04-29
Publication date: 2005-02-14
Also published as: US7073586B2; US20050092492A1; WO2003097994A1; EP1506343B1; ATE365861T1; BR0308020A; BR0308020B1; EA006971B1; NO20043854L; AU2003233196A1; EA200401508A1; EP1506343A1; DE60314626T2; DE60314626D1; EP1362978A1

Abstract

Se describe un metodo de tratamiento de una formacion subterranea de un deposito de petroleo, que comprende las etapas de: (a) poner en contacto la formacion con un medio acuoso; (b) poner en contacto la formacion subterranea con un fluido de hidrocarburo; (c) poner en contacto la formacion subterranea con un solvente en forma de un glicol eter; (d) poner en contacto la formacion subterranea con una primera solucion constituyente de consolidacion, que comprende principalmente una resina de poli epoxi, (e) poner en contacto la formacion subterranea con una segunda solucion de consolidacion sustancialmente homogenea constituyente que comprende principalmente un agente de curado en un solvente.

Description

SISTEMA PARA TRATAMIENTO DE UNA FORMACION SUBTERRANEA DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN La presente invención es concerniente con un método para el tratamiento de una formación subterránea. Más en particular, la presente invención es concerniente con un método para el tratamiento de una formación subterránea en depósitos de petróleo y gas al usar una solución de consolidación de una resina epoxi y un agente de curado. Tal método es conocido del documento EP 0864032 Bl, que revela realmente un método de tratamiento de una formación subterránea que comprende las etapas secuenciales de: (a) poner en contacto la formación con un medio acuoso; (b) poner en contacto la formación con un fluido de hidrocarburo; (c) poner en contacto la formación con un solvente en forma de un glicol éter; (d) poner en contacto la formación con una solución de consolidación que comprende un diglicidil éter monomérico de bisfenol A, tal como EPIKOTE 828, en una proporción de 30 a 60% y mutilen-dianilina como agente de curado en una proporción de 5 a 20% en el solvente y (e) poner en contacto la formación con un fluido de hidrocarburo viscoso (el llamado sobre-lavado) para desplazar la mayoría de la fase de resina y para restaurar la Ref.: 157895 permeabilidad de la formación subterránea tratada. Como glicol éteres apropiados para el solvente se e emplificaron metoxi-propanol, butoxi-etanol , hexoxi-etanol e isómeros de estos glicol éteres, los cuales pueden ser opcionalmente mezclados con una cantidad menor (por ejemplo, menor de 10%) de un polietilenglicol que tiene una masa molecular promedio de aproximadamente 400 y ajustar la viscosidad . Es cierto que por otra parte se conoce de "Journal of Petroleum Technology", diciembre de 1966, B.R. Treadway, H. Brandt y P. Harold Parker, páginas 1537-1543, un proceso de consolidación por arena de tres etapas. El proceso consiste de: (1) inyectar resina epoxi; (2) enseguida del desplazamiento de la resina por aceite diesel para establecer la permeabilidad de la formación y (3) activar la resina para consolidar la formación al inyectar un lavado activador para curar la resina epoxi. El sistema de resina epoxi aplicado consiste de una resina epoxi pura o un sistema de anhídrido de ácido de resina epoxi. Además, se conoce de "52nd Annual Fall Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers of AIME", Denver, Colorado, octubre 9-12, 1977, W.L. Penberthy, C.M. Shaugnessy, C. Gruesbeck y .M. Salathiel (Exxon Production Research Co., ) que para la consolidación por arena efectiva, la resina epoxi debe humectar la superficie de los granos de arena y que en aquellos casos en donde la resina carece de esta capacidad, un pre-lavado que elimina preferiblemente el agua en presencia de aceite es esencial y particularmente cuando ha habido un tratamiento con lodo ácido previo. Los estudios de modelo a escala de campo radial han demostrado que la efectividad del pre-lavado era dependiente del volumen del pre-lavado, viscosidad y permeabilidad de arena. Debido a los requerimientos económicos incrementados por el aprovechamiento en el presente de los depósitos de petróleo, en formaciones incompetentes, de alta temperatura, alta presión, el tratamiento tiene que ser mejorado adicionalmente . Por el término incompetente se comprenderán formaciones de resistencia mecánica insuficiente para permitir la producción libre de arena. Se apreciará que una desventaja clara de los métodos de tratamiento de formaciones subterráneas de la técnica previa fue que el curado real de la resina epoxi suministrada no tomaba lugar en los lugares deseados debido a altas temperaturas en la formación subterránea a ser tratada y/o la insuficiente solubilidad o dispersabilidad de los agentes de curado aplicados en el sistema de solvente de glicol éter o debido a una viscosidad no apropiada de la solución de consolidación que provocaba que la proporción mutua estequiométrica requerida entre las moléculas de resina epoxi y moléculas de agente de curado no pudiera ser alcanzada en el punto o en el área especifica a ser tratada. Se apreciará que, más en particular, las formaciones consolidadas deben tener la resistencia para soportar esfuerzos inducidos por estratos de rocas adyacentes y esfuerzos impuestos por el flujo de fluidos al barreno. Esta resistencia de consolidación debe ser mantenida bajo condiciones de producción, además la formación consolidada debe tener permeabilidad suficiente para permitir el flujo sin obstrucción de fluidos al barreno y debe mostrar suficiente resistencia a las condiciones de soluciones diluidas de simulación de pozo de ácidos, tales como ácido clorhídrico, ácido fluorhídrico y ácido acético. Un objeto de la presente invención es por consiguiente proporcionar un método mejorado de tratamiento de depósitos de hidrocarburo con el fin de eliminar el arrastre de minerales de arena y como consecuencia del desgaste del equipo de producción. Como resultado de extensa investigación y experimentación, se ha encontrado tal método de tratamiento mejorado . Así, la invención es concerniente con un método de tratamiento de una formación subterránea de un depósito de aceite en formaciones incompetentes de alta temperatura, alta presión, que comprende las etapas secuenciales de: (a) poner en contacto la formación con un medio acuoso ; (b) poner en contacto la formación subterránea con un fluido de hidrocarburo; (c) poner en contacto la formación subterránea con un solvente en forma de un glicol éter; (d) poner en contacto la formación subterránea con una primera solución constituyente de consolidación, que comprende principalmente una resina de poli-epoxi derivada de bisfenoles o una resina polifenólica (resinas novolac) , en un solvente que comprende principalmente un glicol éter, en una concentración de resina epoxi de 25 a 75% y que tiene una viscosidad en el intervalo de 10 a 100 mPa.s, (e) poner en contacto la formación subterránea con una segunda solución de consolidación constituyente sustancialmente homogénea que comprende principalmente un agente de curado en un solvente, que comprende principalmente un fluido de hidrocarburo. El agente de curado se presenta en una concentración en el intervalo de 0.5 a 20% y la solución tiene una viscosidad de tal manera que la proporción entre la viscosidad de la solución en la etapa (d) y la solución en la etapa (e) está en el intervalo de 1.0 a 5.

El término "que comprende principalmente" como se usa en toda la presente especificación, significa que el constituyente especificado (esto es, resina epoxi o solvente) es el único componente o puede ser mezclado con cantidades menores de co-componentes, esto es, en cantidades de 10% o menos y preferiblemente en cantidades de 5% o menos. Por ejemplo, la resina de poli-epoxi aplicada preferiblemente es una resina novolac de epoxi poliol, que opcionalmente puede ser mezclada con hasta 10% de un diglicidil éter de difenolpropano (bisfenol A) o de difenilmetano (bisfenol F) . La resina de poliepoxi aplicada puede ser derivada de fenol, cresoles, xilenoles, carvacol, cumenol y fenoles, sustituidos con halógeno o alquilo inferior que tiene de 1 a 4 átomos de carbono. Más preferiblemente, se usa una resina de poliepoxi fenol o resina de cresol novolac del tipo que está disponible comercialmente como EPIKOTE 154 ( comercializadaa por Resolution Performance Products) . El medio acuoso usado en la etapa (a) puede ser agua que se presenta de manera estable en la naturaleza, tratada, esto es filtrada o desalinizada , tal como agua de mar pretratada o agua de ríos o una salmuera de KC1 o NaCl, que contiene hasta 6% de KC1 o NaCl, Na2S04, K2S04, NaN03, KN03 y los semejantes y preferiblemente hasta 3% y más preferiblemente la misma salmuera como se presenta originalmente en la formación subterránea involucrada. El fluido de hidrocarburo, usado en la etapa (b) puede ser en principio seleccionado de una gran variedad de hidrocarburos, pero preferiblemente será seleccionado de hidrocarburos alifáticos y más preferiblemente gasoil. El solvente de glicol éter a ser usado en las etapas (c) y (d) puede ser seleccionado de éteres de un alcanol dihidrico de C2 a que contiene por lo menos un grupo alquilo de Ci a Ce. Preferiblemente onoéteres de alcanoles dihidricos, más preferiblemente glicol éteres seleccionados del grupo que incluye metoxipropanol , butoxietanol , hexoxietanol y los isómeros de estos glicol éteres o mezclas de los mismos. Para ajusfar la viscosidad del solvente, puede contener adicionalmente una cantidad menor, por ejemplo menos de 10% de un polietilenglicol o polivinil-pirrolidona, que tiene una masa molecular promedio de aproximadamente 400. El agente de curado a ser usado en la solución de la etapa (e) puede ser seleccionado de una gran variedad de agentes de curado aplicados usualmente para resinas epoxi, con la restricción de que tal agente de curado debe ser completamente miscible en el fluido de hidrocarburo aplicado en un grado suficiente con el fin de alcanzar las concentraciones requeridas, que el agente de curado no produce productos secundarios de bajo peso molecular y que la resina de epoxi finalmente curada sobre el punto tiene suficiente resistencia mecánica, esto es entre los grupos minerales individuales sobre casi solamente áreas de contacto y debe mostrar un impedimento mínimo al flujo del fluido a las condiciones de curado sobre los puntos a ser tratados, esto es alta temperatura (de 80 a 200°C) y alta presión (de 10 a 100 atmósferas). Preferiblemente se usarán agentes de curado tipo amina, seleccionados de di- o poli-aminas alifáticas o alquilaril-aminas , más preferiblemente dietilen-toluen-diamina, dietilen-xilen-diamina, dietilen-dianilina son usadas, de las cuales dietilen-toluen-diamina es la más preferida . El solvente a ser usado en la etapa (e) es una mezcla de hidrocarburos, por ejemplo SHELLSOL D70, SHELLSOL TD, SHELLSOL D40, SHELLSOL LF (SHELSOL es marca comercial de Shell), EXXSOL D70, EXXSOL 155/170, EXXSOL D220/230 (EXXSOL es marca comercial de Exxon Mobil), HYDROSOL 75/95 N, HYDROSOL 100/130 N (HYDROSOL es marca comercial de Total Fina) . Para asegurar que la viscosidad de la mezcla en la etapa (e) tenga una viscosidad en exceso de aquella usada en la etapa (d) , se puede usar un agente viscosificador, por ejemplo aceite lubricante tal como VALVATA 460, SHELLVIS 50 (VALVATA & SHELLVIS son marcas comerciales de Shell), Worm Gear Oil (Moco Oil Co) , CYLESSTIC TK-460 (CYLESSTIC es marca comercial de Exxon Mobil), SENATE 460 (SENAT es marca comercial de Gulf Oil Co.) . Se apreciará que un catalizador tiene que ser aplicado preferiblemente para el curado eficiente de la resina epoxi/agente de curado sobre el punto a ser tratado. Catalizadores de curado apropiados pueden ser seleccionados de ácido salicilico y fosfina, fosfonio amina y catalizadores de amonio, que son en general conocidos en la técnica. Tal catalizador puede ser agregado en cantidades de hasta 1% en relación con el peso de la solución total suministrada ya sea en la etapa (d) , esto es premezclada con el componente de resina epoxi o puede ser agregado en etapas, esto es premezclado con el agente de curado en un solvente, del cual la última modalidad es preferida. Se apreciará que tal método de consolidación de arena podría cumplir con todas las características de consolidación de arena deseadas actualmente, como se especificó anteriormente en la presente. La invención es ilustrada adicionalmente por los siguientes ejemplos, sin embargo sin restringir su alcance a estas modalidades.

E emplos Para ilustrar el efecto del método de la presente invención, en la resistencia a la compresión sin confinar, se fabricaron varias muestras y se sometieron a tratamientos. Para cada prueba se fabricaron tres muestras de "METTET QUARTZ SAND" (96% de los diámetros de grano están en el intervalo de 63 a 180 um y D50 = 130 um) en un tubo de vidrio, cada muestra tenia un diámetro de 3.5 cm y una longitud de 17 cm. Después que la arena había sido colocada en el tubo se determinó la porosidad F (en %) . El paquete de arena fue lavado con butano para separar el aire y después de esto el paquete de arena fue lavado con un hidrocarburo alifático en el cual el butano se disuelve para separar el butano. Se determinó la permeabilidad inicial, Ki (en Darcy) . Para simular las condiciones de formación, los siguientes fluidos fueron inyectados (1) metoxipropanol, (2) salmuera (KC1 al 2%) y (3) aproximadamente 10 volúmenes de poro de petróleo crudo para establecer la saturación de agua irreducible . El tratamiento de acuerdo con la invención comprende poner en contacto las muestras llenas con petróleo crudo a saturación de agua irreducible en la siguiente secuencia: (a) poner en contacto la muestra con 2 volúmenes de poro de una salmuera de KC1 al 2%; (b) poner en contacto la muestra con 2 volúmenes de poro de gasoil; (c) poner en contacto la muestra con 2 volúmenes de poro de metoxipropanol; (d) poner en contacto la muestra con 1 volumen de poro de una solución de consolidación de: Ejemplo A: 1 volumen de poro (pv) de EPIKOTE 154 al 28.8% en peso, en metoxipropanol , seguido por 4 pv de DETDA al 3.7% en peso, en una solución de hidrocarburo, que consiste de 31.7% en peso de SHELLSOL D70 y 68.3% en peso de VALVATA 460.

Ejemplo B: 1 volumen de poro (pv) de EPIKOTE 828 al 62.0% en peso, en metoxipropanol, seguido por 4 pv de DETDA al 1.96% en peso, en una solución de hidrocarburo que consiste de 31.7% en peso de SHELLSOL D70 y 68.3% en peso de VALVATA 460.

Ejemplo C: 1 volumen de poro (pv) de EPIKOTE 154 al 38.0% en peso, en metoxipropanol, seguido por 4 pv de DETDA al 7.2% en peso, en una solución de hidrocarburo, que consiste de 33.1% en peso de SHELLSOL D70 y 66.93% en peso de VALVATA 460.

Ejemplo D: 1 volumen de poro (pv) de EPIKOTE 154 al 38.0% en peso, en metoxipropanol, seguido por 4 pv de DETDA al 21.6% en peso, en una solución de hidrocarburo que consiste de 36.0% en peso de SHELLSOL D70 y 64.0% en peso de VALVATA 460.

Ejemplo comparativo: 1 volumen de poro (pv) de EPIKOTE 828 al 46.5% en peso y MDA al 13.5% en peso, en metoxipropanol, seguido por 4 pv de una solución de hidrocarburo que consiste de 31.7% en peso de SHELLSOL D70 y 68.3% en peso de VALVATA 460.

Después del tratamiento, se determinaron la permeabilidad final, Ke (en Darcy) y la resistencia a la compresión sin confinar, UCS (en bars) . Los resultados son resumidos en la tabla 1 a continuación.

F, en % K|, en Ke, en UCS, Darcy Darcy en bars Ejemplo A 40 4.54 4.51 180 Ejemplo B 40.4 4.34 4.30 106 Ejemplo C 40.5 4.44 4.15 157 Ejemplo D 40.4 4.73 4.28 73 Comparativo 41.2 4.13 3.96 1 56 Tabla 1: Resultados del tratamiento A partir de los ejemplos realizados de acuerdo con la presente invención, se puede apreciar que el ejemplo tratado de acuerdo con la presente invención tiene una permeabilidad más alta para una resistencia a la compresión sin confinar excelente a aceptable, en comparación con la tecnología del estado de la técnica. Además, se ha encontrado que la caída de permeabilidad para la muestra tratada de acuerdo con la invención es más baja que la reportada en la técnica previa. Se hace constar que, con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones : 1. Un método de tratamiento de una formación subterránea de un depósito de petróleo, caracterizado porque comprende las etapas secuenciales de: (a) poner en contacto la formación con un medio acuoso; (b) poner en contacto la formación subterránea con un fluido de hidrocarburo; (c) poner en contacto la formación subterránea con un solvente en forma de un glicol éter; (d) poner en contacto la formación subterránea con una primera solución constituyente de consolidación, que comprende principalmente una resina de poli epoxi, derivada de bisfenoles o una resina polifenólica (resinas novolac) , en un solvente que comprende principalmente un glicol éter, en una concentración de resina epoxi de 25 a 75% y que tiene una viscosidad en el intervalo de 10 a 100 mPa.s, (e) poner en contacto la formación subterránea con una segunda solución de consolidación constituyente sustancialmente homogénea que comprende principalmente un agente de curado en un solvente, que comprende principalmente un fluido de hidrocarburo; el agente de curado se presenta en una concentración en el intervalo de 0.5 a 20% y la solución tiene una viscosidad de tal manera que la proporción entre la viscosidad de la solución en la etapa (d) y la solución en la etapa (e) está en el intervalo de 1.0 a 5.
2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la solución de resina epoxi es seleccionada de una resina epoxi-novolac sólida o liquida (a 23 °C) y más preferiblemente una resina de epoxi novolac sólida .
3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el agente de curado es seleccionado de poliaminas alifáticas, alquil-aril poliaminas y más preferiblemente dietilen-toluen-diamina (DETDA) .