MXPA05012372A

MXPA05012372A - Metodo para estimular la produccion de hidrocarburos y reducir la produccion de agua proveniente de una formacion subterranea

Info

Publication number: MXPA05012372A
Application number: MXPA/A/2005/012372A
Authority: MX
Inventors: Dwyann Dalrymple Eldon; Steven Eoff Larry; Raghava Reddy Bairreddy
Original assignee: Dalrymple Eldon D; Eoff Larry S; Reddy B Raghava
Priority date: 2003-05-16
Filing date: 2005-11-16
Publication date: 2006-10-17

Abstract

Se proporcionan métodos y soluciones mejorados para el tratamiento de agua y las formaciones subterráneas para la producción de hidrocarburos para reducir la permeabilidad al agua de las mismas. Las soluciones acuosas mejoradas comprenden un polímero reactivo hidrofílico, un compuesto hidrofóbico capaz de reaccionar con el polímero in situ y un tensioactivo. Los métodos comprenden básicamente preparar e introducir en la formación la solución acuosa seguida por soldeo en la formación para permitir la reacción del polímero y el compuesto hidrofóbico. El producto de reacción se une a los sitios de adsorción sobre las superficies dentro de la porosidad de la formación y reduce la permeabilidad al agua de las mismas sin reducir sustancialmente la permeabilidad a hidrocarburos de las mismas. Adicionalmente, la invención actual proporciona un modificador de permeabilidad relativa modificado antes de hacerlo reaccionar hidrofóbicamente y los métodos de estimulación/re-estimulación de la formación para utilizar el mismo.

Description

MÉTODO PARA ESTIMULAR LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS Y REDUCIR LA PRODUCCIÓN DE AGUA PROVENIENTE DE UNA FORMACIÓN SUBTERRÁNEA ANTECEDENTES DE IA INVENCIÓN La presente invención proporciona mejoras en la producción de hidrocarburos provenientes de formaciones subterráneas. . De manera más precisa, la presente invención proporciona soluciones y métodos mejorados para estimular la producción de hidrocarburos mientras que se reduzca la producción de agua proveniente de una formación subterránea estimulada. La producción de agua con hidrocarburos, es decir, petróleo y/o gas, provenientes de pozos constituye un problema mayor y gasto en la producción de los hidrocarburos. Mientras que los pozos que producen hidrocarburos usualmente se completan en formaciones productoras de hidrocarburos, las formaciones con frecuencia contienen capas de agua o se pueden ubicar adyacentes a las zonas productoras de agua. La alta movilidad del agua con frecuencia permite que ésta fluya en la perforación del pozo pasando por fracturas naturales y/o vetas de alta permeabilidad presentes en la formación. A través de la vida de estos pozos, la proporción de agua a hidrocarburos recuperados con frecuencia es tan alta que el costo para la producción de agua, separarla de los hidrocarburos y desecharla representa una pérdida económica significativa. Con el fin de reducir la producción de agua no deseada proveniente de las formaciones para la producción de hidrocarburos, hasta la fecha se habían utilizado agentes degradantes que contienen soluciones poliméricas acuosas. En el caso de las formaciones de fracturas naturales, estas soluciones poliméricas acuosas se habían bombeado al interior de las formaciones para la producción de hidrocarburos de tal forma que entren a las zonas de agua dentro y adyacentes a las formaciones y degradación de las mismas. La degradación de las soluciones poliméricas forma geles rígidos capaces de detener o reducir el flujo del agua no deseada. Mientras que el uso de soluciones poliméricas acuosas para reducir la producción de agua no deseada ha alcanzado grados variables de éxito, los geles para bloqueo total producidos no son adecuados para producir tratamientos de formación a menos que la solución polimérica se pueda colocar únicamente en la zona o zonas productoras de agua que está causando problemas. Si se deja que una solución polimérica se gelifique dentro de una zona productora de hidrocarburos, el gel polimérico degradado reducirá o detendrá el flujo de hidrocarburos además del flujo del agua. Además, la colocación seleccionada de una solución polimérica en una formación de producción requiere tecnología para la colocación de aislamientos por zonas, que lleva mucho tiempo, y es costosa. Además, incluso cuando la solución polimérica se coloca adecuadamente en una zona productora de agua, los geles degradados formados con frecuencia no permanecen estables en la zona debido a la degradación térmica y/o diferencias en las características de adsorción del polímero y el degradante asociado y lo semejante. Durante lago tiempo se han utilizado procesos de estimulación en el campo de la producción de hidrocarburos para aumentar el flujo de los hidrocarburos hacia las perforaciones de pozos. Típicamente, el proceso de estimulación utiliza fluidos especializados bombeados a suficiente presión para fracturar la formación. La fracturación de la formación aumenta el área superficial disponible para que el fluido fluya hacia el pozo de sondeo. Desafortunadamente, cuando una formación contiene vetas de alta permeabilidad o intervalos cercanos capaces de producir agua, la estimulación con frecuencia conduce a la producción no deseada de agua con los hidrocarburos. Recientemente, se han utilizado productos químicos denominados como modificadores de permeabilidad relativa para disminuir la producción de agua con hidrocarburos. Es decir, los químicos modificadores de la permeabilidad del agua, tales como por ejemplo, poliacrilamida, se habían introducido en las formaciones para la producción de hidrocarburos y agua de tal forma que los químicos se unan a los sitios de adsorción sobre las superficies dentro de la porosidad de las formaciones. La presencia de los químicos en las formaciones tiene el efecto de reducir el flujo del agua a través de las formaciones. El uso de químicos modificadores de permeabilidad del agua en las formaciones para la producción de hidrocarburos y agua para disminuir la producción de agua implica un menor riesgo que otras técnicas tales como por ejemplo, el bloqueo del flujo de agua con polímeros degradados, y tiene la ventaja de que no requieren técnicas de aislamiento de zonas, costosas. Sin embargo, el uso de estos químicos para modificar la permeabilidad del agua, hidrofílicos, por ejemplo, poliacrilamidas, hasta la fecha ha resultado únicamente en pequeñas reducciones temporales en la producción de agua y/o niveles inaceptables de reducción en la producción de hidrocarburos. De esta forma, son necesarias mejoras en los métodos y soluciones utilizados para reducir la permeabilidad al agua en las formaciones subterráneas productoras de agua e hidrocarburos. Adicionalmente, son necesarios métodos mejorados para la estimulación de formaciones capaces de estimular la producción mientras que también reduzcan la producción de agua proveniente de una formación.

SUMARIO DE IA INVENCIÓN La invención actual proporciona soluciones para tratamiento de pozos capaces de excluir o reducir la producción de agua proveniente de formaciones subterráneas penetradas por una perforación de pozos. En una modalidad, la solución para tratamiento de pozos comprende una solución para tratamiento de pozos acuosa que comprende un polímero reactivo hidrofílico, un compuesto hidrofóbico capaz de reaccionar con el polímero reactivo hidrofílico y una cantidad suficiente de un tensioactivo seleccionado para esta capacidad y estimular la disolución del compuesto hidrofóbico en la solución acuosa. Adicionalmente, la invención actual proporciona una solución para tratamiento de pozos para excluir o al menos reducir la producción de agua proveniente de una formación subterránea productora de hidrocarburo. La solución para tratamiento de pozos es una solución acuosa, que comprende un agente para ajustar el pH, un polímero reactivo hidrofílico en la forma de un homo-, co- o terpolímero que tiene al menos un grupo amino reactivo. Adicionalmente, la solución comprende un compuesto hidrofóbico capaz de reaccionar in situ durante la estimulación de la fractura con el polímero reactivo hidrofílico para formar un polímero modificado hidrofóbicamente . Los compuestos hidrofóbicos preferidos son haluros de alquilo que tienen una longitud de cadena de alquilo entre aproximadamente 6 hasta 30 átomos de carbono. Típicamente, la solución también comprende un tensioactivo capaz de estimular la disolución del compuesto hidrofóbico dentro de la solución acuosa. Los tensioactivos adecuados incluyen de manera enunciativa: tensioactivos de alquilo-amonio, betaínas, sulfatos de alquiléter, sulfonatos de alquiléter, y alcoholes etoxilados. Opcionalmente, la solución para tratamiento de pozos se puede gelificar mediante la adición de un agente gelificante de galacto anano hidratado. La invención actual también proporciona métodos mejorados para estimular o volver a estimular una formación productora de hidrocarburos utilizando una solución acuosa capaz de reducir o excluir la producción de agua proveniente de una formación subterránea. La solución acuosa se bombea dentro de la perforación del pozo a una velocidad y presión suficientes para fracturar la formación. Con el método de la invención actual se prepara una solución acuosa que comprende un polímero reactivo hidrofílico y un compuesto hidrofóbico capaz de reaccionar con el polímero reactivo hidrofílico para formar un polímero modificado hidrofóbícamente . En esta modalidad, la reacción de preferencia se presenta in situ y se facilita por el uso de un agente para ajuste de pH capaz de proporcionar un pH de aproximadamente 8 o superior a la solución acuosa que contiene los polímeros reactivos. Adicionalmente, la solución acuosa de preferencia contiene un tensioactivo seleccionado para estimular la disolución del compuesto hidrofóbico dentro de la solución acuosa. La solución acuosa puede estar seguida por un fluido gelificado degradado para extender las fracturas en la formación subterránea y la consolidación para transporte dentro de las fracturas . En una modalidad alternativa, la invención actual proporciona una solución mejorada para tratamiento de pozos que comprende un modificador de permeabilidad relativa soluble en agua (RPM, por sus siglas en inglés) , modificado hidrofóbicamente, hecho reaccionar previamente. El fluido para tratamiento de pozos opcionalmente puede estar en la forma de un fluido gelificado que contiene el agente gelificante de galactomanano hidratado. Típicamente, la solución para tratamiento de pozos comprende entre aproximadamente 0.05% hasta 1.0% en peso del RPM modificado hidrofóbicamente y entre aproximadamente 0.06% hasta 0.72% en peso del agente gelificante. Adicionalmente, la invención actual proporciona un método para estimular o volver a estimular la producción de hidrocarburos provenientes de una formación subterránea mientras que se trate simultáneamente la formación para reducir selectivamente la permeabilidad de la formación para el flujo de agua. El método de la invención actual bombea un RPM soluble en agua, modificado hidrofóbicamente, hecho reaccionar, previamente, como una solución acuosa en la perforación del pozo a una velocidad y presión suficientes para fracturar la formación. Si las condiciones de formación establecen el uso de un fluido gelificado, entonces la solución acuosa se puede gelificar mediante la adición de un agente gelificante del galactomanano hidratado. Para estimular o volver a estimular la formación, la solución acuosa puede estar seguida por un fluido gelificado degradado para extender las fracturas creadas dentro de la formación subterránea y transportar una consolidación en las fracturas. El uso del RPM modificado hidrofóbicamente, hecho reaccionar previamente, eliminan la necesidad de un tensioactivo en la solución para tratamiento de pozos y permite la operación a un pH menor en el entorno del fondo de la perforación.

DESCRIPCIÓN DE IAS MODALIDADES PREFERIDAS Las soluciones y métodos de la invención actual se pueden aplicar tanto en formaciones recién perforadas como en las formaciones que requieren de una re-estimulación. Las soluciones de la invención actual son particularmente útiles para re-estimulaciones de formaciones donde estarán presentes hidrocarburos en las zonas de formación. En contraste con otras soluciones para modificación de permeabilidad, la invención actual mantiene su eficacia incluso en presencia de hidrocarburos .

I . Soluciones para tratamiento de pozos En una modalidad de la invención actual se proporciona una solución para tratamiento de pozos, acuosa, para modificar la permeabilidad, que comprende un polímero reactivo hidrofílico, un compuesto hidrofóbico seleccionado por su capacidad para reaccionar con el polímero reactivo hidrofílico y un tensioactivo seleccionado por su capacidad para estimular la disolución del compuesto hidrofóbico en la solución acuosa.

Opcionalmente, la solución acuosa se puede gelificar mediante la adición de un agente gelificante de galactomanano hidratado. Sin importar que la solución acuosa se gelifique o no, la solución contendrá una cantidad suficiente de un agente para ajuste de pH para mantener el pH a aproximadamente 8 o mayor. Los agentes para ajuste de pH incluyen amortiguadores,- hidróxidos de metal alcalino, carbonatos de metal alcalino, fosfatos de metal alcalino, y otros compuestos similares conocidos por aquellos expertos en la técnica. El agua utilizada para formar las soluciones acuosas de esta invención puede ser agua dulce, agua salada, agua de mar, salmuera o cualquier otro líquido acuoso que no reaccione adversamente con otros componentes del fluido para tratamiento. El agua utilizada en los fluidos para tratamiento de pozos normalmente contiene una o más sales para inhibir el hincha iento de las arcillas en las formaciones subterráneas o zonas que serán tratadas o para ponderar el fluido de tratamiento. La sal para inhibición de arcilla más común utilizada es cloruro de potasio, aunque también se pueden utilizar otras sales. Los agentes para gelificación de galactomanano adecuados para utilizarse de acuerdo con la presente invención son gomas que se presentan en la naturaleza y sus derivados tales como por ejemplo, guar, algarroba, tara, acacia negra, tamarindo, karaya, tragacanto, carragenano y lo semejante. Estas gomas en general se caracterizan porque contienen una estructura lineal que tiene diversas cantidades de galactosa unidas a las mismas. Las gomas también se pueden caracterizar porque tienen uno o más grupos funcionales tales como por ejemplo, cís-hidróxilo, hidróxilo, carboxilo, sulfato, sulfonato, amino o amida. Los agentes gelificantes de galactomanano preferidos, adecuados para utilizarse en la invención actual, incluyen uno o más agentes gelificantes seleccionados del grupo de guar, hidroxietilguar, hidroxipropilguar, carboximetilguar, carboximetilhidroxietilguar y carboximetilhidroxipropilguar . De éstos, se prefiere en mayor medida guar. Cuando se desea gelificar la solución acuosa, uno o más de los agentes gelificantes de galactomanano mencionados anteriormente se disuelven en agua, los agentes gelificantes se hidratan y se forma un gel acuoso, viscoso. Cuando se utilizan, el agente o agentes gelificantes de galactomanano se disuelven en la solución acuosa en una cantidad que varía entre aproximadamente 0.06% hasta 0.72% en peso, de mayor preferencia en una cantidad que varía entre aproximadamente 0.12% hasta 0.36%, de mayor preferencia aproximadamente 0.30%. Debido a la insolubilidad relativa de los compuestos hidrofóbicos en soluciones acuosas, la invención actual de preferencia incluye un tensioactivo seleccionado por su capacidad para estimular la disolución del compuesto hidrofóbico en la solución acuosa. En general, los tensioactivos pueden ser aniónicos, catiónicos, anfotéricos o neutros. De esta forma, los tensioactivos adecuados para utilizarse en la invención actual incluyen de manera enunciativa: tensioactivos de alquil-amonio, betaínas, sulfatos de alquiléter, sulfonatos de alquiléter, y alcoholes etoxilados. Los tensioactivos particularmente preferidos incluyen sulfonatos de alquiléter. Típicamente, el tensioactivo estará presente dentro de la solución acuosa en cantidades que varían entre aproximadamente 0.1% hasta 2.0% en peso. Los polímeros reactivos hidrofílicos adecuados para utilizarse en las soluciones acuosa de la invención actual de preferencia son polímeros que contienen grupos amino reactivos en la estructura polimérica o como grupos colgantes. De mayor preferencia el polímero contiene grupos colgantes dialquilamino. De mayor preferencia el polímero contiene un grupo colgante dimetilamino y contiene al menos un monómero seleccionado de metacrilato de dimetilaminoetilo o metacrilamida de dimetilaminopropilo. Los polímeros adecuados incluyen homo-, co- o ter-polímeros tales como po.r ejemplo, de manera enunciativa: polietileni ina, polivinilamina, poli (vinilamina/alcohol vinílico) , quitosana, polilisina y polímeros alquilacrilatados en general. Los ejemplos no limitantes de polímeros alquilacrilatados específicos incluyen metacrilato de polidimetilaminoetilo, metacrilamida de polidimetilaminopropilo, poli (acrilamida/metacrilato de dimetilaminoetilo) , poli (acrilamida/metacrilamida de dimetilaminopropilo), poli (ácido acrílico/metacrilato de dimetilaminoetilo) . Los polímeros más preferidos son metacrilato de polidimetilaminoetilo y metacrilamida de polidimetilaminopropilo. Como se observó anteriormente, la reacción in situ del polimérico hidrofílico con un compuesto hidrofóbico generará un modificador de permeabilidad relativa. Los compuestos hidrofóbicos preferidos adecuados para utilizarse en las soluciones acuosas de la invención actual incluyen aunque no necesariamente se limitan a haluros de alquilo. De preferencia, la porción de cadena de alquilo del compuesto hidrofóbico tiene entre aproximadamente 6 hasta 30 átomos de carbono. Un compuesto hidrofóbico particularmente preferido es bromuro de cetilo. En general, el polímero reactivo hidrofílico comprenderá entre aproximadamente 0.1 hasta 2.0 por ciento en peso de la solución acuosa y el compuesto hidrofóbico -comprenderá entre aproximadamente 0.01 hasta 1.0 por ciento en peso de la solución acuosa. De preferencia, el polímero reactivo hidrofílico comprenderá entre aproximadamente 0.2 hasta 1.5 por ciento en peso y el compuesto hidrofóbico comprenderá entre aproximadamente 0.02 hasta 0.5 por ciento en peso. La reacción del polímero reactivo hidrofílico y el compuesto hidrofóbico produce un polímero modificado hidrofóbicamente, es decir, un modificador de permeabilidad relativa (RPM) , soluble en agua, modificado hidrofóbicamente. Típicamente, los polímeros resultantes tienen pesos moleculares que varían entre aproximadamente 250,000 hasta 3,000,000. La porción cargada del compuesto resultante estimula la unión del compuesto a las porosidades de la formación subterránea. Como resultado, la permeabilidad de la porción tratada de la formación del agua se reduce o elimina mientras que la permeabilidad de la formación a hidrocarburos queda prácticamente sin cambio. De esta forma, una solución acuosa preferida para reducir la permeabilidad al agua de una formación subterránea comprende un polímero reactivo hidrofílico tal como por ejemplo, poli-dimetilaminoetilmetacrilato, un compuesto hidrofóbico tal como por ejemplo, bromuro de cetilo y un tensioactivo seleccionado para estimular la disolución del bromuro de cetilo en la solución acuosa. La concentración de poli-dimetilamínoetilmetacrilato en la solución puede variar entre aproximadamente 0.1 hasta 2.0 por ciento en peso. De preferencia, el poli-di etilaminoetilmetacrilato comprende aproximadamente 0.2% en peso. La concentración de bromuro de cetilo puede variar entre aproximadamente 0.01 hasta 1.0 por ciento en peso. La concentración preferida de bromuro de cetilo es de aproximadamente 0.1% en peso. El tensioactivo preferido para utilizarse con el bromuro de cetilo es un sulfonato de alquiléter y la concentración del sulfonato de alquiléter pueden variar entre aproximadamente 0.01 hasta 1.0 por ciento en peso. Como se observó anteriormente, la solución puede contener opcionalmente un agente gelificante de galactomanano hidratado en una cantidad que varía entre aproximadamente 0.06% hasta 0.72% en peso. Adicionalmente, la solución puede contener opcionalmente cualquier consolidación adecuada conocida por aquellos expertos en la técnica. En una modalidad alternativa, la invención actual proporciona un fluido para tratamiento de pozo acuoso, que comprende un modificador de permeabilidad relativa soluble en agua, modificado hidrofóbicamente, hecho reaccionar previamente (el RPM modificado hidrofóbicamente, hecho reaccionar previamente) . En esta modalidad, el RPM modificado hidrofóbicamente hecho reaccionar previamente de preferencia es el producto de reacción de un polímero reactivo hidrofílico y un compuesto hidrofóbico. Los polímeros reactivos hidrofílicos adecuados para utilizarse en las soluciones acuosas de ia invención actual de preferencia son polímeros que contienen grupos amino reactivos en la estructura del polímero o como grupos colgantes. Un polímero más preferido contiene grupos colgantes de dialquilamino. De mayor preferencia, el polímero contiene un grupo colgante de dimetilamino y contiene al menos un monómero seleccionado de metacrilato de dimetilaminoetilo o metacrilamida de dimetilaminopropilo. Los polímeros adecuados incluyen homo-, co- o ter-polímero. Los ejemplos de estos polímeros incluyen de manera enunciativa: polietileniraina, polivinila ina, poli (vinilamina/alcohol vinílico), quitosana, polilisina y polímeros alquilacrilatados en general. Los ejemplos adicionales de polímeros alquilacrilatados incluyen metacrilato de polidimetilaminoetilo, metacrilamida de polidimetilaminopropilo, poli (acrilamida/metacrilato de dimetilaminoetilo), poli (acrilamida/metacrilamida de dimetilaminopropilo), poli (ácido acrílico/ etacrilato de dimetilaminoetilo) . Los polímeros más preferidos son metacrilato de polidimetilaminoetilo y metacrilamida de polidimetilaminopropilo . Los polímeros adicionales útiles en esta modalidad de la invención actual de preferencia se preparan a partir de una variedad de monómeros hidrofílicos y monómeros hidrofílicos modificados hidrofóbicamente . Los ejemplos de monómeros hidrofílicos particularmente adecuados que se pueden utilizar incluyen de manera enunciativa: acrilamida, ácido 2-acrilamido-2-propansulfónico, N,N-dimetilacrilamida, vinilpirrolidona, metacrilato de dimetilaminoetilo, ácido acrílico, dimetilaminopropilmetacrilamida, vinilamina, acetato de vinilo, cloruro de trimetilamonioetilmetacrilato, metacrilamida y acrilato de hidroxietilo. De éstos, se prefieren acrilamida, ácido 2-acrilamido-2-metilpropansulfónico, ácido acrílico, metacrilato de dimetilaminoetilo, metacrilamida de dimetilaminopropilo y vinilpirrolidona. También se puede utilizar una variedad de monómeros hidrofílicos modificados hidrofóbicamente para formar los polímeros útiles de acuerdo con esta invención. Los monómeros hidrofílicos modificados hidrofóbicamente particularmente adecuados incluyen de manera enunciativa: acrilatos de alquilo, metacrilatos de alquilo, archilamida de alquilo y metacrilamidas de alquilo en donde los radicales alquilo tienen entre aproximadamente 4 hasta 22 átomos del carbono, el bromuro de diraetilamonioetilmetacrilato, el cloruro de dimetila onioetil etacrilato y el yoduro de alquildimetilamonioetilmetacrilato en donde los radicales alquilo tienen entre aproximadamente 4 hasta 22 átomos de carbono y bromuro de dimetilamoniopropilmetacrilamida, cloruro de alquildimetilamoniopropilmetacrilamida y yoduro de alquildimetilamoniopropilmetacrilamida en donde los grupos alquilo tiene entre aproximadamente 4 hasta 22 átomos del carbono. De éstos, se prefieren bromuro de octadecildimetilamonioetilmetacrilato, bromuro de hexadecildimetilamonioetilmetacrilato, bromuro de hexadecildimetilamoniopropilmetacrilamida, metacrilato de 2-etilhexilo y metacrilamida de hexadecilo. Los polímeros que son útiles de acuerdo con la presente invención se pueden preparar al polimerizar cualquiera de uno o más monómeros hidrofílicos con cualquier de uno o más de los monómeros hidrofílicos modificados hidrofóbicamente. Los métodos para preparar estos polímeros se conocen por aquellos expertos en la técnica según se representa por la patente de los Estados Unidos No. 6,476,169 incorporado en la presente como referencia. Por consiguiente, los polímeros adecuados tienen pesos moleculares estimados que varían entre aproximadamente 250,000 hasta 3,000,000 y tienen las proporciones molares de los monómeros hidrofílicos a los monómeros hidrofílicos modificados hidrofóbicamente que varían entre aproximadamente 99.98:0.02 hasta 90:10. Los polímeros particularmente adecuados que tienen pesos moleculares y proporciones molares en las variaciones mostrados anteriormente incluyen de manera enunciativa: acrilamida/bro uro copolímero de octadecildimetilamonioetilmetacrilato, metacrilato de dimetilaminoetilo/bromuro copolímero de hexadecildi etilamonioetilmetacrilato, metacrilato de dimetilaminoetilo/vinilpirrolidona/bromuro ter-polímero de hexadecildimetilamonioetilmetacrilato y acrilamida/ácido 2-acrilamido-2-metilpropansulfónico/ter-polímero de 2-etilhexilmetacrilato. De éstos, un metacrilato de dimetilaminoetilo/bromuro copolímero de hexadecildimetilamonioetilmetacrilato que tiene una proporción molar de monómero hidrofílico a monómero hidrofílico modificado hidrofóbicamente de 95:5 es un RPM modificado hidrofóbicamente, hecho reaccionar previamente, preferido. Después de la preparación del RPM modificado hidrofóbicamente, el RPM modificado hidrofóbicamente se agrega a agua en una cantidad suficiente para proporcionar una solución que tenga entre aproximadamente 0.05% hasta 1.0% en peso. El agua adecuada para utilizarse en esta modalidad de la invención actual se definió anteriormente.

Asimismo, esta modalidad de la invención actual también puede contener sales adecuadas para inhibir el hinchamiento de las arcillas. Adicionalmente, se pueden utilizar los agentes gelificantes de galactomanano descritos anteriormente en cantidades que varían entre aproximadamente 0.06% hasta 0.72% en peso. De preferencia, la concentración del agente gelificante de galactomanano variará entre aproximadamente 0.12% hasta 0.36% en peso con la concentración preferida que será de aproximadamente 0.30% en peso. Además, la solución puede contener opcionalmente cualquier consolidación conocida por aquellos expertos en la técnica. De manera diferente, la solución para tratamiento de pozos en donde el RPM modificado hidrofóbicamente se prepara in situ, esta modalidad de la invención actual no requiere un tensioactivo en la solución para tratamiento de pozos, debido a que el RPM modificado hidrofóbicamente ya existe antes de la inyección en el fondo de la perforación. Además, la solución no requerirá un agente para ajuste de pH capaz de mantener el pH a aproximadamente 8 o mayor. De esta forma, la solución para tratamiento de pozos que comprende el RPM modificado hidrofóbicamente, hecho reaccionar previamente se puede ajustar a un pH más adecuado al entorno de la formación. Típicamente, el pH de la solución para tratamiento de pozos que comprende el RPM modificado hidrofóbicamente, hecho reaccionar previamente estará entre aproximadamente 4 y 8. Como se sabe por aquellos expertos en la técnica, las soluciones acuosas de la invención actual también pueden contener otros compuestos para tratamiento de pozos tales como por ejemplo, aunque no necesariamente se limitan a inhibidores de escala, estabilizantes de arcilla, e inhibidores de corrosión.

II . Tratamiento de una formación de hidrocarburos con el RPM modificado hidrofóbicamente La invención actual también proporciona los métodos para estimular o volver a estimular las formaciones productores de hidrocarburos. El método de la invención actual excluye o al menos reduce la producción de agua proveniente de una formación de hidrocarburos. Los métodos de la presente invención comprenden la inyección de las soluciones para tratamiento de pozos acuosas descritas anteriormente a través de la perforación del pozo, en el interior de la formación productora de hidrocarburos. De preferencia, la solución para tratamiento de pozos acuosa se inyecta antes de un fluido para estimulación de fracturas. La velocidad de inyección de la solución para tratamiento de pozos acuosa es sustancialmente equivalente a la velocidad de inyección del fluido para estimulación de fracturas. Una vez en la formación, el RPM modificado hidrofóbicamente se une por sí mismo a la matriz. En una modalidad, con el método de la invención actual se inyecta una solución para tratamiento de pozos acuosa que comprende un polímero reactivo hidrofílico y un compuesto hidrofóbico en la formación. De acuerdo con este método, la solución para tratamiento de pozos se coloca en la formación y el polímero reactivo hidrofílico y el compuesto hidrofóbico se deja que reaccionen in situ . La reacción in situ en general se lleva a cabo a una temperatura de la formación en exceso de 23°C (75°F) y de preferencia en exceso de 37 °C (100 °F). Para facilitar la formación rápida del RPM modificado hidrofóbicamente, el pH de la solución para tratamiento de pozos se ajusta aproximadamente 8 o mayor mediante la adición de un agente alcalino tal como por ejemplo, sosa cáustica o lo semejante. De preferencia, el pH se ajusta a un nivel superior a aproximadamente 9.5 y de mayor preferencia aproximadamente 11-12. En otra modalidad preferida, con la invención actual se inyecta una solución para tratamiento de pozos que comprende un RPM modificado hidrofóbicamente. De acuerdo con este método, el pH de la solución para tratamiento de pozos se puede ajustar a un nivel inferior a 8.0, si es adecuado para la formación particular. Se puede utilizar cualquier método para estimular la producción de hidrocarburos provenientes de formaciones subterráneas. Cuando se esté estimulando inicialmente una formación, la inyección de cualquier solución para tratamiento de pozos acuosa se sigue normalmente por un fluido para tratamiento gelificado degradado para extender las fracturas en el interior de la formación subterránea a partir de la perforación del pozo. En una modalidad, el fluido para tratamiento gelificado degradado también desplaza o conduce la solución para tratamiento de pozos acuosa dentro de las fracturas resultantes . Se describirá primero el método de la invención actual que utiliza una solución que comprende el polímero reactivo hidrofílico y el compuesto hidrofóbico. En este método, la solución para tratamiento de pozos se bombea dentro de la formación a velocidades suficientes para crear una fractura y la solución se deja fugar al interior de la matriz de la formación. Esta solución normalmente está seguida por un fluido cargado de consolidación, degradado. Después de las operaciones de fracturación, puede ser necesario un periodo de tiempo de cierre temporal para permitir la reacción in situ de los compuestos. El requerimiento de un período de cierre temporal se determinará con base en la temperatura en el fondo de la perforación y la profundidad medida de la perforación del pozo. La reacción in situ posterior genera el RPM modificado hidrofóbicamente dentro de la perforación del pozo o la matriz de la formación. El RPM modificado hidrofóbicamente resultante se une a la matriz de la formación con lo cual reduce al menos la permeabilidad de la formación al agua. Cuando la solución para tratamiento de pozos acuosa comprende un polímero reactivo hidrofílico y un compuesto hidrofóbico, la solución puede incluir adicionalmente una cantidad de un aditivo para control de arcilla tal como por ejemplo, cloruro de potasio o cloruro del tetrametilamonio o lo semejante. Adicionalmente, la solución contiene de preferencia un agente para ajuste de pH tal como por ejemplo, sosa cáustica o lo semejante para aumentar el pH a un nivel de aproximadamente 8 o mayor y de mayor preferencia a una variación entre aproximadamente 11 hasta 12. El ajuste del pH de la solución a la variación indicada intensificará la velocidad de reacción del polimérico reactivo hidrofílico y el haluro de alquilo. Adicionalmente, por lo general se agrega un tensioactivo para estimular la disolución del compuesto hidrofóbico en la solución para tratamiento de pozos acuosa. Como se observó anteriormente, la invención actual también proporciona un desplazamiento de la solución acuosa dentro de la formación cuando se ejerce presión sobre la solución mediante un fluido gelificado o un fluido gelificado degradado bombeado posteriormente hacia el fondo de la perforación. El agua y los agentes gelificantes del fluido gelificado degradado utilizado para fracturar, es decir, estimular, la formación pueden ser cualquiera de aquellos descritos anteriormente o conocidos por aquellos expertos en la técnica. De preferencia, el agente degradante comprende una composición de borato. La composición de borato actúa como una agente amortiguante para el fluido de tratamiento y como un promotor de degradación para el agente gelificante de galactomanano hidratado en el fluido de tratamiento. De preferencia, la composición degradante de borato es una solución líquida en general constituida por agua, una fuente de boro soluble tal como por ejemplo ácido bórico y una alcanolamina o alquilamina. El agua utilizada para formar la composición de borato de preferencia es agua dulce, aunque se pueden utilizar otros líquidos acuosos siempre y cuando no reaccionen adversamente o de otra manera afecten otros componentes de la composición de borato o el fluido de tratamiento formado con la misma. El agua puede incluir uno o más reactivos depresivos en punto de congelación tales como por ejemplo, etilenglicol, propilenglicol, alcoholes o lo semejante para evitar que la composición de borato se congele en clima frío. De preferencia, el etilenglicol se combina con el agua utilizada en una cantidad del 50% en peso de la solución resultante. Esta concentración de etilenglicol disminuye el punto de congelación de la composición de borato a menos de aproximadamente -28 °C (-20 °F) . El término "agua", cuando se utiliza en la presente, que se relaciona con la composición de borato, significa agua u otro líquido acuoso adecuado con o sin uno o más reactivos depresivos del punto de congelación disueltos en la misma. El agua de preferencia está presente en la composición de borato en una cantidad que varía entre aproximadamente 96% hasta 5% en peso de la composición, de mayor preferencia aproximadamente 60%. La fuente de boro puede comprender sustancialmente cualquier compuesto que contenga boro capaz de proporcionar borato en una solución mantenido a un pH superior a aproximadamente 7. La fuente de boro se puede proporcionar por, por ejemplo, ácido bórico, óxido bórico, ácido pirobórico, ácido el metabórico, bórax, tetraborato de sodio y lo semejante. Por simplicidad, se hará referencia en lo sucesivo al borato o contenido de boro como ácido bórico o equivalentes de ácido bórico. Es decir, si se especifica un porcentaje en peso del contenido de boro como ácido bórico, se debe entender que una cantidad química equivalente de, por ejemplo, ácido bórico se podría sustituir por bórax o tetraborato de sodio. La fuente de boro de preferencia está presente en la composición degradante en una cantidad como ácido bórico que varía entre aproximadamente 3% hasta 82% en peso de la composición, de mayor preferencia en una cantidad de aproximadamente 30%. Se puede utilizar una variedad de alcanolaminas o alquilaminas en la composición degradante de borato, aunque la cantidad de boro en la composición se reduce a medida que el peso molecular de la amina incluida en la composición disminuye. De esta forma, se prefiere utilizar una alcanolamina de peso molecular relativamente bajo tal como por ejemplo, etanolamina. La alcanolamina de bajo peso molecular más preferida es mono-etanolamina. El uso de una alcanolamina de bajo peso molecular en la composición de borato produce el beneficio adicional de hacer que la composición sea estable en clima frío, es decir, la composición sin un reactivo depresivo de punto de congelación en la misma no se cristalizará o lo semejante a temperaturas por debajo de aproximadamente -15°C (5°F) . Otras alcanolaminas adecuadas incluyen dietanolamina, l-amino-2-propanol, l-amino-2-butanol y lo semejante. Las alquilaminas pueden comprender una poliamina alifática tal como por ejemplo, etilendiamina, dietilentriamina, trietilentetraamina, 1, 2-diaminopropano, tetraetilenpentamina y lo semejante. La alcanolamina o alquilamina en general está presente en la composición degradante y amortiguadora en una cantidad que varía entre aproximadamente 1% hasta 13% en peso de la composición. Cuando se utiliza mono-etanolamina, ésta de preferencia está presente en la composición en una cantidad de aproximadamente 10% en peso de la composición. Una composición degradante estable, bastante concentrada, particularmente preferida, útil de acuerdo con esta invención consta de agua presente en una cantidad de aproximadamente 60% en peso de la composición, el boro calculado como ácido bórico presente en una cantidad de aproximadamente 30% en peso de la composición y la mono-etanolamina presente en una cantidad de aproximadamente 10% en peso de la composición. Esta composición es estable y se bombea y dosifica fácilmente a bajas temperaturas. La concentración de los iones de borato en la composición es muy alta, y la composición tiene la capacidad de amortiguar el fluido de tratamiento resultante a un pH entre aproximadamente 8.4 y 9 sin la necesidad de ningún otro químico tal como por ejemplo, sosa cáustica, carbonato de sodio u otro amortiguador. La composición degradante está constituida de agua una fuente de boro y está presente alcanolamina o alquilamina en los fluidos para tratamiento de pozos acuosos, gelificados degradados de borato de esta invención en una cantidad que varía entre aproximadamente 0.05% hasta 0.8% en peso de agua en los fluidos para tratamiento, de preferencia en una cantidad que varía entre aproximadamente 0.15% hasta 0.4%. Un fluido para tratamiento de pozos acuoso, gelificado, degradado de borato, particularmente preferido, de esta invención se constituye de agua, guar hidratada presente en una cantidad de aproximadamente 0.30% en peso del agua y la composición de borato preferida para amortiguar el fluido de tratamiento y degradar la guar hidratada constituida de agua, ácido bórico y mono-etanolamina descritos anteriormente, presentes en el fluido para tratamiento en una cantidad de aproximadamente 0.2% en peso del agua. Como se entenderá por aquellos expertos en la técnica, se puede incluir una variedad de aditivos convencionales en los fluidos para tratamiento de pozos de esta invención tales como por ejemplo, estabilizantes de gel, dispersantes de gel, estabilizantes de arcilla, bactericidas, aditivos para pérdida de fluido, consolidaciones, tales como por ejemplo, arena, y lo semejante que no reaccionen adversamente con los fluidos para tratamiento o eviten su utilización de una forma deseada. De esta forma, en una modalidad, el método mejorado de la presente invención para el tratamiento de una formación subterránea penetrada por una perforación de pozo comprende los pasos de preparar un fluido para tratamiento acuoso (que se pueda melificar opcionalmente) que comprende un polímero reactivo hidrofílico y un compuesto hidrofóbico y preparar un fluido para tratamiento acuoso gelificado, degradado, cargado de consolidación. Los fluidos preparados se bombean dentro de la formación subterránea a velocidades y presiones suficientes para fracturar la formación. Opcionalmente, el fluido para tratamiento acuoso puede contener una consolidación . Dependiendo de la perforación del pozo y las condiciones de la formación, se puede requerir un periodo de cierre temporal de un minuto a varias horas para permitir la reacción in situ del polímero reactivo hidrofílico y el compuesto hidrofóbico. Típicamente, la longitud del pozo de sondeo y la temperatura en el fondo de la perforación determinarán la prolongación de cualquier periodo de cierre temporal. Por ejemplo, un pozo de sondeo con temperaturas que varían de aproximadamente 93 °C (200°F) o mayor no requerirá un período de cierre temporal. En general, las formaciones más frías, poco profundas, requerirán periodos de cierre temporal más prolongados que se extiendan posiblemente hasta 24 horas. Aquellos expertos en la técnica serán capaces de determinar fácilmente la necesidad y el periodo de tiempo de cualesquiera periodos de cierre temporal. Durante el período de cierre temporal o el tiempo de transporte en el fondo de la perforación, el polímero reactivo hidrofílico y el compuesto hidrofóbico reaccionan formando el RPM modificado hidrofóbicamente capaz de adherirse a la matriz de la formación. El polímero resultante, es decir el RPM modificado hidrofóbicamente, inhibe el transporte de agua a través de la formación sin interferir sustancialmente con la producción de hidrocarburos . En estos tratamientos, los fluidos para tratamiento de pozos gelificados se bombean a través de la perforación del pozo al interior de la zona o formación subterránea que será fracturada a una velocidad y presión con la cual se formen fracturas en la zona o formación subterránea y un agente de consolidación, tal como por ejemplo la arena se suspende en el fluido para tratamiento degradado y se lleva al interior de las fracturas y se deposita en las mismas. Después de esto, se provoca que los fluidos portadores gelificados y degradados se rompan, es decir, se reviertan a un fluido fino capaz de fluir hacia las fracturas mientras que dejen la consolidación en las mismas. De preferencia, el tiempo necesario para descomponer el gel es menor o igual al tiempo de cualquier periodo de cierre temporal necesario. Luego se puede iniciar la producción de hidrocarburos provenientes de las formaciones subterráneas tratadas con la estimulación de fracturas . En otra modalidad, el método para tratar una formación subterránea penetrada por una perforación de pozo comprende los pasos de preparar un fluido para tratamiento acuoso (que se puede melificar opcionalmente) que consta de un RPM modificado hidrofóbicamente, hecho reaccionar previamente y preparar un fluido de tratamiento acuoso gelificado, degradado, cargado con consolidación. Opcionalmente, el fluido para tratamiento acuoso puede contener una consolidación. Los fluidos preparados se bombean en la formación subterránea a velocidades y presiones suficientes para fracturar la formación. El RPM modificado hidrofóbicamente se adhiere a la matriz y con esto inhibe el transporte de agua a través de la formación sin interferir sustancialmente con la producción de hidrocarburos. De preferencia, la concentración del RPM modificado hidrofóbicamente, hecho reaccionar previamente en el fluido para tratamiento acuoso varía entre aproximadamente 0.05% hasta 1.0% en peso. En estos tratamientos, los fluidos para tratamiento de pozos gelificados se bombean a través de la perforación del pozo al interior de la zona o formación subterránea que será fracturada a una velocidad y presión suficientes para fracturar la zona o formación subterránea. Durante el proceso de fracturación, un agente de consolidación, tal como por ejemplo, arena, suspendida en el fluido para tratamiento degradado se porta en las fracturas y se deposita en las mismas. Después de esto, se provoca que los fluidos portadores gelificados y degradados se descompongan, es decir, se reviertan a un fluido fino capaz de fluir hacia fuera de las fracturas mientras que deje la consolidación en las mismas. La producción de hidrocarburos luego se puede iniciar a partir de las fracturas estimuladas en las formaciones subterráneas tratadas. Contrario al método descrito anteriormente, donde un polímero reactivo hidrofílico reacciona in situ con un compuesto hidrofílico, la modalidad que utiliza el RPM modificado hidrofóbicamente, hecho reaccionar previamente no requiere la adición de un tensioactivo.

Además no es necesaria la adición de un agente para ajuste de pH. Adicionalmente, esta modalidad de la invención actual no requiere de un cierre temporal del pozo durante un período de tiempo para permitir la generación in situ del RPM modificado hidrofóbicamente. En todos los otros aspectos, la modalidad de la invención actual que utiliza el RPM modificado hidrofóbicamente, hecho reaccionar previamente se puede practicar de la misma forma según se describió anteriormente con relación a la reacción in situ de un polímero hidrofílico reactivo y un compuesto hidrofóbico. La invención actual proporciona adicionalmente los métodos para volver a estimular las formaciones productoras. Como se sabe por aquellos expertos en la técnica, el porcentaje de agua producida con hidrocarburos con frecuencia aumenta durante la vida de una formación subterránea. Adicionalmente, ciertos pozos proporcionan la oportunidad de extender el alcance de la fractura consolidada existente. La presencia de hidrocarburos en las zonas productoras de agua con frecuencia excluye el uso de los compuestos conocidos para modificar la permeabilidad. Sin embargo, se ha mostrado que las composiciones y métodos de la invención actual reducen eficazmente la permeabilidad de la formación al agua sin impactar negativamente la producción de hidrocarburos.

En general, los métodos para volver a estimular la producción se practican según se describió anteriormente, excepto en el caso de que ya exista una fractura consolidada. Por consiguiente, el proceso de re-estimulación requiere bombear la solución para tratamiento de pozos acuosa del polímero reactivo hidrofílico y el compuesto hidrofóbico o la solución que contiene el RPM modificado hidrofóbicamente, hecho reaccionar previamente a una presión y velocidad suficientes para volver a abrir y de preferencia extender la fractura. De preferencia, la solución para tratamiento de pozos acuosa está seguida por un fluido de cargas consolidado, degradado, para ayudar a mantener abierta la fractura una vez que disminuye la presión. Alternativamente, las soluciones de la invención actual pueden contener una consolidación. De esta forma, las soluciones para tratamiento de pozos acuosas descritas anteriormente son adecuadas para la estimulación o re-estimulación de fracturas de una formación productora de hidrocarburos . En el caso de una re-estimulación, la superficie de fractura existente y la superficie de fracturas recién creada se tratarán con el modificador de permeabilidad relativa resultante in situ mediante la solución acuosa de la invención actual o mediante el RPM modificado hidrofóbicamente, hecho reaccionar previamente. De esta forma, el proceso de re-estimulación mejorará simultáneamente la producción de hidrocarburos mientras que reduce o elimina la producción de agua proveniente de la porción tratada de la formación. Con el fin de ilustrar adicionalmente las composiciones y métodos de la presente invención, se proporcionan los siguientes ejemplos.

Ejemplo 1 Un manguito Hassler con grifo de presión múltiple que contuvo un núcleo de arenisca de Berea se utilizó para determinar la reducción de permeabilidad al agua producida por la reacción in si tu del metacrilato de polidimetilaminoetilo con bromuro de cetilo. Las pruebas de reducción de permeabilidad se llevaron a cabo a una temperatura de 93°C (200°F) utilizando una salmuera que contuvo 9% en peso de cloruro de sodio y 1% en peso de cloruro de calcio. Se utilizó el siguiente procedimiento para una primera serie de pruebas, los resultados de las mismas se proporcionan más adelante en la Tabla I. La salmuera descrita anteriormente se hizo fluir a través del núcleo de Berea, seguida por petróleo (queroseno) , seguido por la salmuera. Este tercer flujo de salmuera se mantuvo hasta que se estabilizó la presión, proporcionando una permeabilidad a la salmuera inicial. Una solución para tratamiento, que consistió de 100 mi de una solución de metacrilato de polidimetilaminoetilo, bromuro de cetilo y bromuro de cetiltri etilamonio disuelto en salmuera KCl al 2% a pH 12, se hizo fluir dentro del núcleo. El núcleo luego se cerró temporalmente durante aproximadamente 24 horas para permitir la reacción del polímero y el bromuro de cetilo. Después de este periodo de cierre temporal, el flujo de salmuera se volvió a restablecer hasta que se estabilizó la presión, proporcionando una permeabilidad final. El porcentaje de la reducción de permeabilidad de la salmuera se calculó utilizando la fórmula [1- (permeabilidad final/permeabilidad inicial] xlOO . El manguito Hassler con grifo de presión múltiple permitió que la permeabilidad del núcleo se dividiera en cuatro segmentos. En las pruebas, el flujo de salmuera inicial fue del segmento 1 al segmento 4. El flujo de la solución para tratamiento fue del segmento 4 al segmento 1, y el flujo final de la salmuera fue del segmento 1 al segmento 4. Las permeabilidades inicial y final se calcularon para los dos segmentos medios, es decir, los segmentos 2 y 3. Además, también se calculó la permeabilidad general o total del núcleo. Los resultados de las pruebas se muestran en la siguiente Tabla I. Los resultados del tratamiento de reacción in situ según se proporcionan en la Tabla I demuestran claramente la capacidad de la invención actual para reducir la permeabilidad a la salmuera de una formación.

TABLA I Ejemplo 2 Se repitieron las pruebas descritas en la Tabla I utilizando diferentes secuencias de flujo y un ajuste de núcleo "paralelo". En el ajuste paralelo, se conectaron dos núcleos Berea durante la fase de tratamiento de tal forma que el tratamiento tuviera igual oportunidad de fluir en cualquier núcleo. En esta prueba, la frecuencia de flujo para el primer núcleo, designado el núcleo "acuoso", fue simplemente salmuera-tratamiento-salmuera. En el segundo núcleo, designado el núcleo "oleoso", la secuencia de flujo fue salmuera-aceite-salmuera-aceite-tratamiento-aceite. Las secuencias de flujo en estos dos núcleos antes de la fase de tratamiento se llevaron a cabo por separado, es decir, durante este paso los núcleos no se conectaron. Este paso determinó las permeabilidades iniciales a la salmuera y al aceite. Los núcleos se conectaron para la fase de tratamiento, luego se desconectaron para el flujo final de salmuera y aceite. Los resultados del flujo final de salmuera y aceite se utilizaron para determinar las permeabilidades finales de salmuera y aceite. Las reducciones porcentuales de permeabilidad se calcularon según se analizó en el Ejemplo I. En esta prueba, el tratamiento consistió de un metacrilato de polidimetilaminoetilo modificado hidrofóbicamente, preformado, preparado en un fluido típico de fracturación. El fluido contuvo 0.2% del metacrilato de polidimetilaminoetilo modificado hidrofóbicamente, preformado, y 0.3% de un agente gelificante guar, así como también, biocidas, amortiguadores, fragmentadores y otros aditivos bien conocidos por aquellos expertos en la técnica. Un total de 25 mi de esta solución para tratamiento se bombeó al interior de los dos núcleos en el ajuste paralelo. Del total de 25 mi de tratamiento, 16 mi entraron al núcleo acuoso y 9 mi entraron al núcleo oleoso. Esta prueba pretende exhibir el efecto del polímero sobre las zonas productoras de agua y productoras de petróleo cuando se coloca en un fluido de fracturación. Los resultados de las pruebas se muestran en la siguiente Tabla II. A partir de la Tabla II, se puede observar que el tratamiento no dio por resultado en una reducción significativa de la permeabilidad al núcleo acuoso, con muy poca reducción de permeabilidad para el núcleo oleoso.

TABLA II Los resultados de prueba anteriores demuestran la capacidad de los polímeros reactivos para reducir selectivamente la permeabilidad del núcleo para el flujo de agua mientras que no eviten el flujo de aceite a través de las diversas muestras del núcleo. Otras modalidades de la invención actual serán evidentes para aquellos expertos en la técnica a partir de una consideración a esta especificación o práctica de la invención expuesta en la presente. Sin embargo, se considera que la especificación anterior es simplemente un ejemplo de la invención actual con el verdadero alcance y espíritu de la invención que se indicará por las siguientes reivindicaciones.

Claims

NOVEDAD DE A INVENCIÓN Habiendo descrito el presente invento, se considera como una novedad y, por lo tanto, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes REIVINDICACIONES : 1. Una solución para tratamiento de pozos acuosa caracterizada caracterizada porque comprende: una solución acuosa de un polímero reactivo hidrofílico, un compuesto hidrofóbico capaz de reaccionar con el polímero reactivo hidrofílico y una cantidad suficiente de un tensioactivo capaz de estimular la disolución del compuesto hidrofóbico en la solución acuosa.
2. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 1, caracterizada porque el polímero reactivo hidrofílico es un homo-, co- o ter-polímero que tiene al menos un grupo amino reactivo.
3. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 1, caracterizada porque el polímero reactivo hidrofílico se selecciona del grupo que consiste de polietilenimina, polivinilamina, poli (vinilamina/alcohol vinílico), quitosana, polilisina y polímeros alquilacrilatados.
4. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 3, caracterizada porque el polímero alquilacrilatado comprende un polímero que contiene al menos un monómero seleccionado del grupo que consiste de metacrilato de dimetilaminoetilo y metacrilamida de dimetilaminopropilo .
5. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 1, caracterizada porque el polímero reactivo hidrofílico es poli-dimetilaminoetilmetacrilato.
6. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 1, caracterizada porque el compuesto hidrofóbico se selecciona del grupo que consiste de haluros de alquilo en donde la porción de cadena de alquilo tiene entre aproximadamente 6 hasta 30 átomos de carbono.
7. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 1, caracterizada porque el compuesto hidrofóbico es bromuro de cetilo.
8. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 1, caracterizada porque el tensioactivo se selecciona del grupo de tensioactivos aniónicos, catiónicos, anfotéricos o neutros.
9. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 1, caracterizada porque el tensioactivo se selecciona del grupo que consiste de tensioactivos de alquilamonio, betaínas, sulfatos de alquiléter, sulfonatos de alquiléter y alcoholes etoxilados.
10. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 1, caracterizada porque el polímero reactivo hidrofílico comprende entre aproximadamente 0.1 hasta 2.0 por ciento en peso de la solución acuosa.
11. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 1, caracterizada porque el polímero reactivo hidrofílico comprende entre aproximadamente 0.2 hasta 1.5 por ciento en peso de la solución acuosa.
12. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 1, caracterizada porque el compuesto hidrofóbico comprende entre aproximadamente 0.01 hasta 1.0 por ciento en peso de la solución acuosa.
13. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 1, caracterizada porque el compuesto hidrofóbico comprende entre aproximadamente 0.02 hasta 0.5 por ciento en peso de la solución acuosa.
14. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 1, caracterizada porque el tensioactivo comprende entre aproximadamente 0.1 hasta 1.0 por ciento en peso de la solución acuosa.
15. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 1, caracterizado además porque comprende un agente para ajuste de pH seleccionado del grupo que consiste de amortiguadores, hidróxidos de metal alcalinos, carbonatos de metal alcalino, fosfato alcalinos y metálicos .
16. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 1, caracterizada además porque comprende un agente gelificante de galactomanano hidratado seleccionado del grupo que consiste de guar, hidroxietilguar, hidroxipropilguar, carboximetilguar, carboximetilhidroxietilguar y carboximetilhidroxipropilguar .
17. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 15, caracterizada porque el agente gelificante de galactomanano hidratado comprende entre aproximadamente 0.06 hasta 0.72 por ciento en peso de la solución acuosa.
18. Una solución para tratamiento de pozos acuosa caracterizada porque comprende: una solución acuosa de un polímero reactivo hidrofílico, en donde el polímero es un homo-, co- o terpolímero que tiene al menos un grupo amino reactivo, un compuesto hidrofóbico capaz de reaccionar con el polímero reactivo hidrofílico, un agente para ajuste de pH y una cantidad suficiente de un tensioactivo capaz de estimular la disolución del compuesto hidrofóbico en la solución acuosa.
19. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 18, caracterizada porque el polímero reactivo hidrofílico se selecciona del grupo que consiste de polietilenimina, polivinilamina, poli (vinilamina/alcohol vinílico), quitosana, polilisina y polímeros alquilacrilatados.
20. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 19, caracterizada porque el polímero alquilacrilatado comprende un polímero que contiene al menos un monómero seleccionado del grupo que consiste de metacrilato de dimetilaminoetilo y metacrilamida de dimetilaminopropilo.
21. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 18, caracterizada porque el polímero reactivo hidrofílico es poli-dimetilaminoetilmetacrilato. 22. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 18, caracterizada porque el compuesto hidrofóbico se selecciona del grupo que consiste de haluros de alquilo en donde la porción de cadena de alquilo tiene entre aproximadamente 6 hasta 30 átomos de carbono.
22. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 18, caracterizada porque el compuesto hidrofóbico es bromuro de cetilo.
23. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 18, caracterizada porque el tensioactivo se selecciona del grupo que consiste de tensioactivos de alquilamonios, betaínas, sulfatos de alquiléter, sulfonatos de alquiléter, y alcoholes etoxilados.
24. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 18, caracterizada porque el polímero reactivo hidrofílico comprende entre aproximadamente 0.1 hasta 2.0 por ciento en peso de la solución acuosa.
25. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 18, caracterizada porque el polímero reactivo hidrofílico comprende entre aproximadamente 0.2 hasta 1.5 por ciento en peso de la solución acuosa.
26. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 18, caracterizada porque el compuesto hidrofóbico comprende entre aproximadamente 0.01 hasta 1.0 por ciento en peso de la solución acuosa. 2 .
La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 18, caracterizada porque el compuesto hidrofóbico comprende entre aproximadamente 0.02 hasta 0.5 por ciento en peso de la solución acuosa.
28. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 18, caracterizada porque el tensioactivo comprende entre aproximadamente 0.1 hasta 2.0 por ciento en peso de la solución acuosa.
29. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 18, caracterizada porque el agente para ajuste de pH se selecciona del grupo que consiste de amortiguadores, hidróxidos de metal alcalinos, carbonatos de metal alcalino, y fosfatos de metal alcalino.
30. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 18, caracterizada además porque comprende un agente gelificante de galactomanano hidratado seleccionado del grupo que consiste de guar, hidroxietilguar, hidroxipropilguar, carboximetilguar, carboximetilhidroxietilguar y carboximetilhidroxipropilguar .
31. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 29, caracterizada porque el agente gelificante de galactomanano hidratado comprende entre aproximadamente 0.06 hasta 0.072 por ciento en peso de la solución para tratamiento de pozos acuosa.
32. Una solución para tratamiento de pozos acuosa caracterizada porque comprende: una solución acuosa de un polímero reactivo hidrofílico, un compuesto hidrofóbico capaz de reaccionar con el polímero reactivo hidrofílico, un agente para ajuste de pH, un agente gelificante de galactomanano hidratado y una cantidad suficiente de un tensioactivo capaz de estimular la disolución del compuesto hidrofóbico y la solución acuosa; el polímero reactivo hidrofílico es un homo-, co- o ter-polímero que tiene al menos un grupo amino reactivo; el compuesto hidrofóbico se selecciona del grupo que consiste de haluros de alquilo en donde la porción de cadenas de alquilo tiene entre aproximadamente 6 hasta 30 átomos de carbonos; y el tensioactivo se selecciona del grupo que consiste de tensioactivos de alquilamonio, betaínas, sulfatos de alquiléter, sulfonatos de alquiléter y alcoholes etoxilados.
33. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 32, caracterizada porque el polímero reactivo hidrofílico se selecciona del grupo que consiste de polietilenimina, polivinilamina, poli (vinilamina/alcohol vinílico), quitosana, polilisina y polímeros alquilacrilatados.
34. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 33, caracterizada porque el polímero alquilacrilatado comprende un polímero que contiene al menos un monómero seleccionado del grupo que consiste de metacrilato de dimetilaminoetilo y metacrilamida de dimetilaminopropilo .
35. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 32, caracterizada porque el compuesto hidrofóbico es bromuro de cetilo.
36. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 32, caracterizada porque el polímero reactivo hidrofílico comprende entre aproximadamente 0.1 hasta 2.0 por ciento en peso de la solución acuosa.
37. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 32, caracterizada porque el polímero reactivo hidrofílico comprende entre aproximadamente 0.2 hasta 1.5 por ciento en peso de la solución acuosa.
38. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 32, caracterizada porque el compuesto hidrofóbico comprende entre aproximadamente 0.01 hasta 1.0 por ciento en peso de la solución acuosa.
39. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 32, caracterizada porque el compuesto hidrofóbico comprende entre aproximadamente 0.02 hasta 0.5 por ciento en peso de la solución acuosa.
40. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 32, caracterizada porque el tensioactivo comprende entre aproximadamente 0.1 hasta 2.0 por ciento en peso de la solución acuosa.
41. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 32, caracterizada porque el agente para ajuste de pH se selecciona del grupo que consiste de amortiguadores, hidróxidos de metal alcalino, carbonatos de metal alcalino, y fosfatos de metal alcalino.
42. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 32, caracterizada porque el agente gelificante de galactomanano hidratado se selecciona del grupo que consiste de guar, hidroxietilguar, hidroxipropilguar, carboximetilguar, carboximetilhidroxietilguar y carboximetilhidroxipropilguar.
43. La solución para tratamiento de pozos según la reivindicación 32, caracterizada porque el agente gelificante de galactomanano hidratado comprende entre aproximadamente 0.06 hasta .072 por ciento en peso de la solución para tratamiento de pozos acuosos.
44. Un método para estimular o volver a estimular una formación productora de hidrocarburos penetrada por una perforación de pozos caracterizado porque comprende los pasos de: formar una solución acuosa que comprende un polímero reactivo hidrofílico, un compuesto hidrofóbico capaz de reaccionar con el polímero reactivo hidrofílico, y una cantidad suficiente de un tensioactivo capaz de estimular la disolución del compuesto hidrofóbico en la solución acuosa; ajustar el pH a al menos 8; y bombear la solución acuosa a través de la perforación del pozo a una velocidad y presión suficientes para fracturar la formación productora de hidrocarburos.
45. El método según la reivindicación 44, caracterizado además porque comprende el paso de agregar a la solución acuosa un agente gelificante de galactomanano hidratado seleccionado del grupo que consiste de guar, hidroxietilguar, hidroxipropilguar, carboximetilguar, carboximetilhidroxietilguar y carboximetilhidroxipropilguar .
46. El método según la reivindicación 44, caracterizado además porque comprende el paso de cerrar temporalmente la perforación del pozo durante aproximadamente 1 minuto hasta 24 horas.
47. El método según la reivindicación 44, caracterizado además porque comprende el paso de bombear un fluido gelificado degradado a través de la perforación del pozo después de la solución acuosa.
48. El método según la reivindicación 44, caracterizado porque el polímero reactivo hidrofílico se selecciona del grupo que consiste de polietilenimina, polivinilamina, poli (vinilamina/alcohol vinílico), quitosana, polilisina y polímeros alquilacrilatados.
49. El método según la reivindicación 48, caracterizada porque el polímero alquilacrilatado comprende un polímero que contiene al menos un monómero seleccionado del grupo que consiste de metacrilato de dimetilaminoetilo y metacrilamida de dimetilaminopropilo.
50. El método según la reivindicación 44, caracterizado porque el compuesto hidrofóbico se selecciona del grupo que consiste de haluros de alquilo en donde la porción de cadena de alquilo tiene entre aproximadamente 6 hasta 30 átomos de carbono.
51. El método según la reivindicación 44, caracterizado porque el tensioactivo se selecciona del grupo que consiste de tensioactivos de alquilamonio, betaínas, sulfatos de alquiléter, sulfonatos de alquiléter y alcoholes etoxilados.
52. El método según la reivindicación 44, caracterizado porque el polímero reactivo hidrofílico comprende entre aproximadamente 0.1 hasta 2.0 por ciento en peso de la solución acuosa.
53. El método según la reivindicación 44, caracterizado porque el compuesto hidrofóbico comprende entre aproximadamente 0.01 hasta 1.0 por ciento en peso de la solución acuosa.
54. El método según la reivindicación 44, caracterizado porque el tensioactivo comprende entre aproximadamente 0.1 hasta 2.0 por ciento en peso de la solución acuosa.
55. El método según la reivindicación 44, caracterizado además porque comprende el paso de bombear suficiente solución acuosa dentro de la fractura resultante para reducir la permeabilidad de la formación al agua.
56. Un método para estimular o volver a estimular una formación productora de hidrocarburos penetrada por una perforación de pozo caracterizado porque comprende los pasos de: formar una solución acuosa que comprende un polímero reactivo hidrofílico, en donde el polímero reactivo hidrofílico es un homo-, co- o ter-polímero que tiene al menos un grupo amino reactivo, un compuesto hidrofóbico capaz de reaccionar con el polímero reactivo hidrofílico, y una cantidad suficiente de un tensioactivo capaz de estimular la disolución del compuesto hidrofóbico en la solución acuosa; ajustar el pH a al menos 8; bombear la solución acuosa a través de la perforación del pozo a una velocidad y presión suficientes para fracturar la formación productora de hidrocarburos; y bombear un fluido gelificado degradado a través de la perforación del pozo después de la solución acuosa.
57. El método según la reivindicación 56, caracterizado además porque comprende el paso de agregar a la solución acuosa un agente gelificante de galactomanano hidratado seleccionado del grupo que consiste de guar, hidroxietilguar, hidroxipropilguar, carboximetilguar, carboximetilhidroxietilguar y carboximetilhidroxipropilguar .
58. El método según la reivindicación 56, caracterizado además porque comprende el paso de cerrar temporalmente la perforación del pozo durante aproximadamente 1 minuto hasta aproximadamente 24 horas.
59. El método según la reivindicación 56, caracterizado porque el polímero reactivo hidrofílico se selecciona del grupo que consiste de polietilenimina, polivinilamina, poli (vinilamina/alcohol vinílico), quitosana, polilisina y polímeros alquilacrilatados.
60. El método según la reivindicación 59, caracterizada porque el polímero alquilacrilatado comprende un polímero que contiene al menos un monómero seleccionado del grupo que consiste de metacrilato de dimetilaminoetilo y metacrilamida de dimetilaminopropilo.
61. El método según la reivindicación 56, caracterizado porque el compuesto hidrofóbico se selecciona del grupo que consiste de haluros de alquilo en donde la porción de cadenas de alquilo tiene entre aproximadamente 6 hasta 30 átomos de carbonos.
62. El método según la reivindicación 56, caracterizado porque el tensioactivo se selecciona del grupo que consiste de tensioactivos de alquilamonio, betaínas, sulfatos de alquiléter, sulfonatos de alquiléter y alcoholes etoxilados.
63. El método según la reivindicación 56, caracterizado porque el polímero reactivo hidrofílico comprende entre aproximadamente 0.1 hasta 2.0 por ciento en peso de la solución acuosa.
64. El método según la reivindicación 56, caracterizado porque el compuesto hidrofóbico comprende entre aproximadamente 0.01 hasta 1.0 por ciento en peso de la solución acuosa.
65. El método según la reivindicación 56, caracterizado porque el tensioactivo comprende entre aproximadamente 0.1 hasta 2.0 por ciento en peso de la solución acuosa.
66. El método según la reivindicación 56, caracterizado además porque comprende el paso de bombear suficiente solución acuosa dentro de la fractura resultante para reducir la permeabilidad de la formación al agua.
67. Una solución para tratamiento de pozos acuosa caracterizada porque comprende: un modificador de permeabilidad relativa soluble al agua, modificado hidrofóbicamente, en donde el modificador de permeabilidad relativa soluble al agua, modificado hidrofóbicamente comprende entre aproximadamente 0.05% hasta 1.0% en peso de la solución para tratamiento de pozos acuosa; y un agente gelificante de galactomanano hidratado que comprende entre aproximadamente 0.06% hasta 0.72% en peso de la solución acuosa.
68. El fluido para tratamiento de pozos acoso según la reivindicación 67, caracterizado porque el agente gelificante de galactomanano hidratado se selecciona del grupo que consiste de guar, hidroxietilguar, hidroxipropilguar, carboximetilguar, carboximetilhidroxietilguar y carboximetilhidroxipropilguar .
69. El fluido para tratamiento de pozos acuoso según la reivindicación 67, caracterizado porque el modificador de permeabilidad relativa soluble al agua, modificado hidrofóbicamente comprende una porción hidrofílica seleccionada del grupo que consiste de polietilenimina, polivinilamina, poli (vinilamina/alcohol vinílico) , quitosana, polilisina; y una porción hidrofóbica en donde la porción hidrofóbica es una cadena de alquilo que tiene entre aproximadamente 6 hasta 30 átomos de carbono.
70. El fluido para tratamiento de pozos acuoso según la reivindicación 67, caracterizado porque el modificador de permeabilidad relativa soluble al agua, modificado hidrofóbicamente comprende al menos un monómero hidrofílico seleccionado del grupo que consiste de: acrilamida, ácido 2-acrilamido-2-metilpropansulfónico, N, -dimetilacrilamida, vinilpirrolidona, metacrilato de dimetilaminoetilo, ácido acrílico, dimetilaminopropilmetacrilamida, cloruro de trimetilamonioetilmetacrilato, metacrilamida acrilato de hidroxietilo y al menos un monómero seleccionado del grupo que consiste de: acrilatos de alquilo, metacrilatos de alquilo, acrilamidas de alquilo, metacrila idas de alquilo en donde los radicales alquilo tienen entre aproximadamente 4 hasta 22 átomos de carbono, bromuro de alquildimetilamonioetilmetacrilato, cloruro de alquildimetilamonioetilmetacrilato y yoduro de alquildimetilamonioetilmetacrilato en donde los radicales alquilo tienen entre aproximadamente 4 hasta 22 átomos de carbono y bromuro de alquildímetilamonio-propilmetacrilamida, cloruro de alquildimetilamonio propilmetacrilamida y yoduro de alquildimetilamonio-propilmetacrilamida en donde los grupos alquilo tienen entre aproximadamente 4 hasta 22 átomos del carbono.
71. Un método para estimular o volver a estimular la producción de hidrocarburos provenientes de una formación subterránea penetrada por una perforación de pozo y para reducir la permeabilidad al agua de la formación subterránea caracterizado porque comprende los pasos de: bombear una solución para tratamiento de pozos acuoso que comprende un modificador de permeabilidad relativa soluble al agua, modificado hidrofóbicamente a través de la perforación del pozo a una velocidad y presión suficientes para fracturar la formación.
72. El método según la reivindicación 71, caracterizado además porque comprende el paso de gelificar el modificador de permeabilidad relativa soluble en agua modificada hidrofóbicamente mediante la adición de un agente gelificante de galactomanano hidratado a partir del grupo que consiste de guar, hidroxietilguar, hidroxipropilguar, carboximetilguar, carboximetilhidroxietilguar y carboximetilhidroxipropilguar .
73. El método según la reivindicación 71, caracterizado además porque comprende el paso de bombear un fluido gelificado degradado dentro de la formación después del modificador de permeabilidad relativa soluble al agua, modificado hidrofóbicamente.
74. El método según la reivindicación 71, caracterizado porque el modificador de permeabilidad relativa soluble en agua modificada hidrofóbicamente es el producto de reacción de un polímero reactivo hidrofílico y un compuesto hidrofóbico.
75. El método según la reivindicación 74, caracterizado porque el compuesto hidrofóbico se selecciona del grupo que consiste de haluros de alquilo en donde la porción de cadena de alquilo tiene entre aproximadamente 6 hasta 30 átomos de carbonos.
76. El método según la reivindicación 71, caracterizado porque el modificador de permeabilidad relativa soluble en agua modificada hidrofóbicamente comprende una porción hidrofílica seleccionada del grupo que consiste de polietilenimina, polivinilamina, poli (vinilamina/alcohol vinílico), quitosana, polilisina y una porción hidrofóbica en donde la porción hidrofóbica es una cadena de alquilo que tiene entre aproximadamente 6 hasta 30 átomos de carbonos.
77. El método según la reivindicación 71, caracterizado además porque comprende el paso de bombear suficiente solución acuosa dentro de la fractura resultante para reducir la permeabilidad de la formación al agua.
78. El método según la reivindicación 71, caracterizado porque el modificador de permeabilidad relativa soluble al agua, modificado hidrofóbicamente comprende al menos un monómero hidrofílico seleccionado del grupo que consiste de: acrilamida, ácido 2-acrilamido-2-metilpropansulfónico, N,N-dimetilacrilamida, vinilpirrolidona, metacrilato de dimetilaminoetilo, ácido acrílico, dimetilaminopropilmetacrilamida, cloruro de trimetilamonioetilmetacrilato, metacrilamida acrilato de hidroxietilo; y al menos un monómero seleccionado del grupo que consiste de: acrilatos de alquilo, metacrilatos de alquilo, acrilamidas de alquilo, metacrilamidas de alquilo en donde los radicales alquilo tienen entre aproximadamente 4 hasta 22 átomos de carbono, bromuro de alquildimetilamonioetilmetacrilato, cloruro de alquildimetilamonioetilmetacrilato; y yoduro de alquildimetilamonioetilmetacrilato en donde los radicales alquilo tienen entre aproximadamente 4 hasta 22 átomos de carbono; y bromuro de alquildimetilamonio-propilmetacrilamida, cloruro de alquildimetilamonio-propilmetacrilamida; y yoduro de alquildimetilamonio-propilmetacrilamida en donde los grupos alquilo tienen entre aproximadamente 4 hasta 22 átomos del carbono.