WO2016156651A1 - Fluido de tratamiento entrecruzado y métodos de fracturación de formaciones subterráneas basados en agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce y mezclas de las mismas - Google Patents

Fluido de tratamiento entrecruzado y métodos de fracturación de formaciones subterráneas basados en agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce y mezclas de las mismas Download PDF

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Definitions

  • the present invention relates to crosslinked and delayed fracturing fluids, based on return water, production water, seawater, freshwater and mixtures thereof, and methods of using formation fracturing fluids. underground penetrated by production wells. Description of the prior art
  • Hydraulic fracturing is achieved by injecting a viscous fracturing fluid through the pipe of the well in an underground formation to be fractured, and the application of sufficient fluid pressure in the formation to cause the production of one or more fractures in it.
  • the fracturing fluid can be prepared using return water, production water, sea water, fresh water or mixtures thereof, to hydrate a gelling agent and form a viscous aqueous fluid. To promote adequate viscosity for increasing depths of wells, they can be incorporated into the i Buffers fracturing fluids and crosslinking agents such as compounds with borate ion release capacity.
  • Fracturing fluids crosslinked with borates based on return water, production water, seawater, fresh water or mixtures thereof perform satisfactorily in low to medium temperature fracturing applications, up to a range of 90 to 120 ° C (200 to 250 ° F).
  • the pH required to form a sufficiently crosslinked gel is in a range of 8.5 to 9.5.
  • a sufficiently crosslinked gel can be defined having a reference viscosity of about 100 centipoise or more at a shear rate of 100 / sec.
  • the initial pH of a borate crosslinked fracturing fluid must be in a larger range than 8.5 to 9.5.
  • the elevation of the fracture fluid pH to a level in excess of 9.5 poses some operational problems.
  • return water, production water, seawater, fresh water or mixtures thereof contains multivalent ions such as calcium and magnesium ions, which form soluble precipitates at a pH greater than a range of 9.5 to 10.0, if chelating agents or sequestrants that inhibit multivalent ions are not used.
  • the presence of solid precipitates reduces the effective conductivity of the support agent within the fracture, and ultimately affects the productivity of the fracturing operation.
  • crosslinking occurs too soon, increasing the viscosity of the fracturing fluid will increase the friction loss in pipes and produce an increase in pumping pressures.
  • the cross-linking of the fracturing fluid is delayed until the fluid approaches a location close to the formation to be fractured.
  • the same analysis can be applied to this type of formation fracturing operations when these operations are generally performed at higher injection rates. Higher injection speeds, typically 7949.4-11924 L / minute (50-75 barrels / minute) or more, lead to increased pipe friction.
  • Figure 1 represents the results of tests carried out to verify the rheological behavior with a crosslinked gel.
  • the present invention provides crosslinked fracturing fluids and methods of using fluids to fracture underground formations that meet the needs described above and overcome the deficiencies of the prior art.
  • Fracturing fluids and inventive methods are particularly useful for use in oil and gas fields where the management of return and production water has involved different complications such as those in which there are no injector wells or in which it exceeded the flow of water production above the injection rates.
  • the fluids are based on return water, production water, sea water, fresh water or mixtures thereof, the cross-linking can be delayed and controlled in order to facilitate the injection of the fluid and control other aspects of Fracturing operation
  • composition of the invention is a high temperature delayed crosslinked fracturing fluid, comprising:
  • an iron control agent capable of controlling the presence of iron and other metals such as manganese, cobalt, copper, olibdene, tin, etc .;
  • boron control agent capable of maintaining control of the concentration of boron in the return water, production water, sea water, fresh water or mixtures thereof, to avoid any potential action! of the same about the crosslinking reaction
  • an alkaline buffer capable of increasing the pH, even at low concentrations under conditions of high salinity and hardness; a cross-linking agent, capable of causing a delayed cross-linking of the gelling agent at a pH in the range of 8.5 to 9.5, whereby the cross-linking delay is about 1 minute or more;
  • the system can include many other additives as widely used in the art: biocides, clay stabilizers, surfactants, surfactants, non-emulsifiers, return improvers, temperature stabilizers, friction reducers, gas hydrate inhibitors, control additives of return of support agents, fluid loss control additives, foaming agents, coupling agents, suspension additives of support agents, solvents, mutual solvents, paraffin / asphaltene control additives, relative permeability modifiers, activators of resin, scale inhibitors, and any other additives that may be useful for the specific stimulation work design.
  • the method of the invention for fracturing an underground formation penetrated by a well and having a temperature up to a range of 90 to 120 ° C (200 to 250 ° F) basically comprises the following steps:
  • the fracturing fluids of the invention are also useful in relation to other operations.
  • fluids can be used in combined fracturing / stapling operations.
  • a major advantage of the crosslinked fracturing fluids of the present invention is that the fluids can be prepared with return water, production water, sea water, fresh water or mixtures thereof pumped from any source (injector wells, wells of elimination, oceans, seas, rivers, etc.) to the site of the fracturing operation, regardless of where the work is performed.
  • the present compositions are economical and easy to prepare, using either batch mixing procedures or continuous pumping envelope.
  • the crosslinked fracturing fluids of the present invention are stable at temperatures up to a range of 90 to 120 "C (200 to 250 ° F) and at a pH that is in a range of 8.5 to 9, 5. Due to the lower pH, the fluids are compatible with enzymatic breaking agents, and the calcium and magnesium salts remain in solution, even when the gelling agent has been hydrated with return water, production water, sea water, fresh water or mixtures of same, the fracturing fluid provides a delay in crosslinking, conducive to fracturing underground formations at greater depths and / or with lower pumping rates. Thus, the fracturing fluid has an initial viscosity that is high enough for the transport of the support agent, but is not so high as to make pumping difficult.
  • the crosslinked fracturing fluids of the present invention comprise a gelling agent; return water, production water, sea water, fresh water or mixtures thereof, present in at least an amount sufficient to hydrate the gelling agent, thereby forming a geltified aqueous fluid; an iron control agent capable of controlling the presence of iron and other metals; a boron control agent capable of maintaining control of the concentration of boron in the return water, production water, sea water, fresh water or mixtures thereof; an alkaline buffer capable of increasing the pH, even at low concentrations under conditions of high salinity and hardness; a cross-linking agent, capable of causing a delayed cross-linking of the gelling agent at a pH in the range of 8.5 to 9.5, whereby the cross-linking delay is about 1 minute or more; and a rupture system to break the liquid and improve the cleanliness of the fracture.
  • Suitable gelling agents include galactomannan type gums, modified or derived galactomannan type gums and cellulose derivatives. Additional examples of gelling agents that can be used in the present invention include, but are not limited to guar gum, hydroxypropguar, carboxymethylhydroxypropylguar, carboxymethylguar, carboxymethylcellulose, carboxymethylhydroxy ethyl cellulose, and mixtures thereof. Preferred gelling agents include guar gum and hydroxypropyguar. Other natural or synthetic polymers that are known in the art, but not specifically mentioned herein, can also be used.
  • the gelling agent is present in the fracturing fluid in an amount in the range of 25.75 to 103.02 Kg / m 3 (5 to 60 pounds per 1000 gallons) of return water, production water, seawater, fresh water or mixtures thereof, preferably from 34.34 to 77.27 Kg / m 3 (20 to 45 pounds per 1000 gallons) of return water, production water, sea water, fresh water or mixtures thereof , and most preferably from 42.92 to 61 Kg / m 3 (25 to 35 pounds per 1000 gallons) of return water, production water, sea water, fresh water or mixtures thereof.
  • the return water, production water, sea water, fresh water or mixtures thereof, is present in at least an amount sufficient to hydrate the gelling agent, thereby forming a gelled aqueous fluid.
  • the fracturing fluids of the present invention comprise an iron control agent capable of controlling the presence of Iron and other metals such as Manganese, Cobalt, Copper, Molybdenum, Tin, etc.
  • Suitable iron control agents or chelants include, but are not limited to compounds of chelating agents such as, for example, thiourea; ethylenediaminetetraacetic acid (EDTA); propylenediaminetetraacetic acid (PDTA); nitrilotriacetic acid (NTA); N- (2- hydroxyethyl) ethylenediaminetriacetic acid (HEDTA); diethylenetriaminepentaacetic acid (DTPA); hydroxyethyliminodiacetic acid (HEIDA); Cyclohexylenediaminetetraacetic acid (CDTA); diphenylaminosulfonic acid (DPAS); ethylenediamino-di (o-hydroxyphenylacetic acid) (EDDHA); saicylic acid; sulfo
  • alkylenediphosphonic acids any salt thereof, any derivative thereof, any mixture thereof and the like, are effective for this invention as inhibitors for iron and similar substances.
  • Illustrative alkylenediphosphonic acid compounds include, but are not limited to, methylene diphosphonic acid; ethylidendiphosphonic acid; isopropylidendiphosphonic acid; 1- hydroxy ethiidenediphosphonic acid; hexamethylene diphosphonic acid; trimethylene diphosphonic acid; decamethylene diphosphonic acid; 1-hydroxypropylidenediphosphonic acid; 1,6-dihydroxy, 1, 6- dimethyl, hexanethylene diphosphonic acid; 1,4-dihydroxy, 1,4-diethyl, tetramethylene diphosphonic acid; 1,3-dihydroxy, 1,3-dipropyl, trimethylene diphosphonic acid; 1,4-dibutyl acid, tetramethylene diphosphonic acid; dihydroxy, dietii, ethylenediphosphonic acid; tetra
  • the iron control agent is generally present in the fracturing fluid in an amount in the range of 0 to 85.85 kg / m 3 (0 to 50 pounds per 1000 gallons), preferably in the range of 1.72 to 42 , 93 Kg / m 3 (1 to 25 pounds per 1000 gallons) of return water, production water, sea water, fresh water or mixtures thereof, and more preferably in e! range of 4.29 to 25.76 kg / m 3 (2.5 to 15 pounds per 000 gallons) of return water, production water, sea water, fresh water or mixtures thereof.
  • the fracturing fluids of the present invention comprise a boron control agent capable of maintaining control of the boron concentration in e! return water, production water, sea water, fresh water or mixtures thereof, to avoid any potential action thereof on the crosslinking reaction.
  • Said boron control agent may be selected from the group consisting of "polyhydric alcohols" or "polyols”.
  • the terms "polyhydric alcohols” or “polyols” means an organic compound having adjacent hydroxyl groups in a cis orientation, that is, cis-hydroxyls. Therefore, the poiiol may comprise materials such as saccharides, which include, but are not limited to, monosaccharides, oligosaccharides having a molecular weight of up to about 2000, and polysaccharides that include natural and synthetic gums. Also included in the term “polyols” are the acid, acid salt, ester, hydrogenation derivatives and ammonium of the poiiol provided that the poiiol has and still has at least one set of cis-hydroxyl groups.
  • glucose is a monosaccharide.
  • Monosaccharides are any of several simple sugars that have the formula C 6 H 12 0 6 .
  • Gluconic acid is the acid derived from glucose.
  • a gluconate for example sodium gluconate, is the salt of gluconic acid Therefore, a gluconate is the salt of an acid derived from a saccharide.
  • E [manitoi and sorbitol are both hexahydroxyl alcohols with one hydroxyl group per carbon atom, and both are derived from hydrogenation of glucose, which is a monosaccharide or, generically, a saccharide.
  • Suitable polyols are those that provide adequate interaction with boron in return water, production water, sea water, fresh water or mixtures thereof, and stabilize the fracturing fluid under the final use conditions of the fracture process .
  • Suitable polyols are preferably those that have an equilibrium constant of the complex in the same range as guar derivatives or guar gum (Keq at least 10 3 , preferably at least 10 4 ).
  • suitable polyols include fructose, sorbitol, gluconic acid and its salts, for example, sodium gluconate, glucoheptanoic acid and its salts, for example, sodium giucoheptanoate, manitoi, ribose, arabinose, and xylose.
  • Polyols that have been shown not to be suitable for guar derivatives or guar gum, but may be useful for other polymers, include glucose, ethylene glycol, glycerol, mannose, rhamnose, galactose, tartaric acid, citric acid, EDTA.
  • the boron control agent is generally present in the fracturing fluid in an amount in the range of 0 to 17.17 Kg / m 3 (0 to 10 pounds per 1000 gallons), preferably in the range of 0.086 to 8.58 Kg / m3 (0.05 to 5 pounds per 1000 gallons) of return water, production water, seawater, fresh water or mixtures thereof, and more preferably in the range of 0.17 to 4.29 kg / m3 (0.1 to 2.5 pounds per 1000 gallons) of return water, production water, sea water, fresh water or mixtures thereof.
  • the fracturing fluids of the present invention comprise an alkaline buffer capable of increasing e! pH, even at low concentrations under conditions of high salinity and hardness, said alkaline buffer is selected from the group consisting of mono-, di-, tri- and / or polyamines, mono-, di-, tri- and / or poly-substituted and / or mixtures thereof.
  • Suitable alkaline buffers include, but are not limited to, methylamine; dimethylamine; trimethiamine; ethylamine; diethylamine; triethylamine; n-butylamine; n-decylamine; dodecylamine (DDA); monoethanolamine (MEA); diethanolamine (DEA); triethanolamine (ASD); diisopropylamine; tetramethylenediamine (TMDA); hexamethylenediamine (HMD); 1, 6- hexanodine; diethylenetriamine (DETA); trietüentetramina (TETA); hexamethylene tetramine (HMTA); tetraethylenepentamine (TEPA); pentaethylenehexamine (PEHA); and their mixtures. Of these, monoethanolamine (MEA) are preferred; diethanolamine (DEA); triethanolamine (ASD); hexamethylenediamine (HMD); diethylenetriamine (DETA), and / or mixtures thereof.
  • the alkaline buffer is generally present in the fracturing fluid in an amount in the range of 0 to 34.34 kg / m 3 (0 to 20 pounds per 1000 gallons), preferably in the range of 0.86 to 25.75 kg / m 3 (0.5 to 15 pounds per 1000 gallons) of return water, production water, sea water, fresh water or mixtures thereof, and more preferably in the range of 1, 71 to 17.17 Kg / m 3 to (1 to 10 pounds per 1000 gallons) of return water, production water, sea water, fresh water or mixtures thereof.
  • the crosslinking agent used in the present invention is capable of causing a delay in the crosslinking of the gelling agent at a pH that is in the range of 8.5 to 9.5 for pipe transit times greater than 5 minutes. Therefore, the delay in crosslinking exhibited by the compositions of the present invention is approximately 5 minutes or more.
  • Suitable crosslinking agents include, but are not limited to boron oxide, boric acid, boronic acids, metaborate salts, octoborate salts, tetraborate salts, Colemanite, Frolovite, Ginorite, Gowerite, Hydroboracite, Inderborite, inderite, Inyoita, Kaliborite (Heintzite), Kurnakovite, Meyerhofferite, Nobleite, Paternoite, Pinnoite, Preobrazhenskite, Priceite, Probertite, Tertschite, Ulexite, Veatchite, and mixtures of the same.
  • the crosslinking agent used consists of a concentrated suspension having an equivalent concentration of 15 to 18% of B 2 0 3 .
  • the delayed crosslinking agent is generally combined with the gelled aqueous fluid in an amount sufficient to provide a concentration of boron in the range of 0.01 to 0.1 weight percent of said gelling agent.
  • Support agents can also be added to the fracturing fluids of the present invention to keep the fractures open after the fracturing fluid flows back into the well.
  • support agents must have sufficient compressive strength to resist crushing, but they must also be non-abrasive and non-angular enough to prevent cutting and embedding in the formation.
  • suitable support agents include, but are not limited to sands, gravel gravels, glass beads, sintered bauxites, resin sintered bauxites, resin sands, ceramics, and resin ceramics.
  • the support agents may be present in the composition of the invention in an amount in the range of 0 to 2.99 kg / L (0 to 25 pounds per gallon), preferably in an amount in the range of 0.012 to 2.16 kg / L (0.1 to 18 pounds each gallon), and most preferably in an amount in the range of 0.03 to 1.44 kg / L (0.25 to 12 pounds each gaffon).
  • the fracturing fluids of the present invention also comprise a gel breaker that "breaks" or decreases the viscosity of the fracturing fluid so that it recovers more easily from the fracture during cleaning.
  • breakers suitable for use with the fracturing fluids of the invention include oxidizing agents, enzymes, acids and esters. The most preferred being a combination of oxidizing agents and esters.
  • ester based breakers also provides another advantage to the fluid of the present invention: the esters decompose to the carboxylic acids after being exposed to the bottomhole conditions. The presence of an acid in the fluid will reduce the pH to destabilize the fluid and improve the viscosity decrease, but at the same time it will help reduce the possibility of scale formation.
  • the oxidative gel breaker is generally present in the fracturing fluid in an amount in the range of 0 to 34.34 kg / m 3 (0 to 20 pounds per 1000 gallons), preferably in the range of 8.58 to 25, 76 Kg / m 3 (5 to 15 pounds per 1000 gallons) of return water, production water, sea water, fresh water or mixtures thereof, and more preferably in the range of 8.58 to 17.17 Kg / m 3 (5 to 10 pounds per 1000 gallons) of return water, production water, sea water, fresh water or mixtures thereof.
  • ester type gel breaker is usually present in e!
  • fracturing fluid in an amount in the range of 0 to 17.17 Kg / m 3 ⁇ 0 to 10 pounds per 1000 gallons), preferably in the range of 0.43 to 8.58 Kg / m 3 (0.25 a 5 pounds per 1000 gallons) of return water, production water, sea water, fresh water or mixtures thereof, and more preferably in the range of 0.43 to 4.29 kg / m 3 (0.25 at 2.5 pounds per 1000 gallons) of return water, production water, sea water, fresh water or mixtures thereof.
  • the fracturing fluid may include a variety of other conventional additives, such as biocides, clay stabilizers, surfactants, surfactants, non-emulsifiers, return improvers, temperature stabilizers, friction reducers, gas hydrate inhibitors, additives return control of support agents, fluid loss control additives, foaming agents, coupling agents, suspension additives for support agents, solvents, mutual solvents, paraffin / asphaltene control additives, relative permeability modifiers, activators of resin, scale inhibitors, and the like that may be useful for the design of specific stimulation work, which do not react unfavorably with fracturing fluids or do not affect their properties in an unwanted way.
  • additives such as biocides, clay stabilizers, surfactants, surfactants, non-emulsifiers, return improvers, temperature stabilizers, friction reducers, gas hydrate inhibitors, additives return control of support agents, fluid loss control additives, foaming agents, coupling agents, suspension additives for support agents, solvents,
  • All components of the present invention can be manufactured and handled in solid presentations, aqueous solutions, aqueous suspensions, non-aqueous solutions, non-aqueous suspensions.
  • one or more additives detailed by themselves or mixed with one or more additives can be added to reduce the amount of products to be dosed during operations.
  • the crosslinked fracturing fluids of the present invention can be prepared by dissolving a gelling agent in return water, production water, sea water, fresh water or mixtures thereof to form a geophied aqueous fluid, and by the combination with the gelled aqueous fluid of a delayed crosslinking agent, capable of causing a delay in the crosslinking of the gelling agent at a pH in the range of 8.5 to 9.5.
  • the gelling agent is added to return water, production water, sea water, fresh water or mixtures thereof, either as a solid or a liquid gel concentrate in a pre-hydrated form or in suspension using mixing processes. and conventional pumping equipment. Thereafter, the delayed crosslinking composition is combined with the gelled aqueous fluid.
  • crosslinking can be pumped and dosed in the gelled aqueous fluid as the gelled aqueous fluid is pumped into the well.
  • the present invention also provides a method for fracturing an underground formation penetrated by a well and having a temperature up to a range of 90 to 120 ° C (200 to 250 ° F), which basically comprises the following steps: (a) preparing a crosslinked and delayed fracturing fluid based on return water, production water, sea water, fresh water or a mixture thereof comprising a gelling agent; return water, production water, sea water, fresh water or mixtures thereof present in at least an amount sufficient to hydrate the gelling agent, thereby forming a gelled aqueous fluid; an iron control agent capable of controlling the presence of iron and other metals; a boron control agent capable of maintaining control of the concentration of boron in the return water, production water, sea water, fresh water or mixtures thereof; an alkaline buffer capable of increasing the pH, even at low concentrations under conditions of high salinity and hardness; a cross-linking agent, capable of causing a delayed cross-linking of the gelling agent at a pH in the range of 8.5
  • Example 1 Base Water The base water was prepared by mixing 50% v / v return water collected in a separation battery, without any treatment, and 50% fresh river water (regular stimulation water) , in the instant before (carry out the following examples.
  • Table 1 is presented below, where the water analysis for the return water and the analysis for fresh river water are detailed: Table 1
  • the linear gel was mixed according to the following steps:
  • the crosslinked gel of Example 3 was evaluated through the following steps: a) A 52 ml aliquot of crosslinked gel was transferred to the rotor (R1) of a Grace Instruments Model M5600 rheometer.
  • fluids with a viscosity greater than 100 centipoise at 100 / s are suitable for fracturing operations.
  • the stability of a fracturing fluid is defined in terms of its ability to maintain adequate viscosity for a prolonged period of time at a given temperature. Referring to Table 2, the data shows that the fluid based on the mixture of return water without treatment and fresh water formulated by the examples has a viscosity greater than 350 centtpoises at 100 / s after 90 minutes at a temperature up to range from 90 to 120 ° C (200 to 250 ° F). Therefore, the data illustrates that the crosslinked water-based fracturing fluids of the present invention are stable for prolonged periods of time at temperatures above 93 ° C (200 ° F).

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Abstract

La presente invención proporciona fluidos de fracturación entrecruzados que permiten la reutilización de agua de retorno sin ningún tratamiento, minimizando el impacto ambiental de la misma y reduciendo a niveles muy bajos el uso de agua dulce para estimular nuevos pozos o re-estimular pozos estimulados en el pasado. Se proveen métodos de preparación y uso de dichos fluidos en formaciones subterráneas de fracturación penetradas por pozos, basados en agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce y mezclas de las mismas. Los fluidos se componen básicamente de: agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas presentes en una cantidad suficiente para hidratar el agente gelificante y para formar un fluido acuoso gelificado; un agente gelificante; un agente de control de hierro; un buffer alcalino; un agente de entrecruzamiento retardado, y un sistema de ruptura para "romper" el fluido y mejorar la limpieza de la fractura.

Description

FLUIDO DE TRATAMIENTO ENTRECRUZADO Y MÉTODOS DE FRACTURACION DE FORMACIONES SUBTERRÁNEAS BASADOS EN AGUA DE RETORNO, AGUA DE PRODUCCIÓN, AGUA DE MAR, AGUA DULCE Y MEZCLAS DE LAS MISMAS
ESTADO DEL ARTE DE LA INVENCION
Campo de la Invención La presente invención se refiere a fluidos de fracturacion entrecruzados y retardados, basados en agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce y mezclas de las mismas, y métodos de uso de los fluidos de fracturacion de formaciones subterráneas penetradas por pozos de producción. Descripción del arte previo
Los pozos de petróleo y gas a menudo se someten a operaciones de fracturacion hidráulica para aumentar el flujo de petróleo y gas natural de formaciones subterráneas. La fracturacion hidráulica se consigue inyectando un fluido de fracturacion viscoso a través de la cañería del pozo en una formación subterránea a fracturar, y la aplicación de presión de fluido suficiente en fa formación para causar ia producción de una o más fracturas en la misma. El fluido de fracturacion se puede preparar utilizando agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas, para hidratar un agente gelificante y formar un fluido acuoso viscoso. Para promover la viscosidad adecuada para profundidades de pozos creciente, pueden incorporarse en los i fluidos de fracturación buffers y agentes de entrecruzamiento tales como compuestos con capacidad de liberación de iones boratos.
Los fluidos de fracturación entrecruzados con boratos basados en agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas se desempeñan satisfactoriamente en aplicaciones de fracturación de temperatura baja a media, hasta un rango de 90 a 120°C (200 a 250°F). A estas temperaturas, el pH requerido para formar un gel suficientemente entrecruzado se encuentra en un rango de 8,5 a 9,5. En general, un gel suficientemente entrecruzado se puede definir teniendo una viscosidad de referencia de unos 100 centipoises o más a una velocidad de cizallamiento de 100/seg. Con el fin de formar un gel suficientemente entrecruzado para su uso a temperaturas de formación en exceso de un rango de 90 a 120°C {200 a 250 ), el pH inicial de un fluido de fracturación entrecruzado por borato debe estar en un rango mayor que 8,5 a 9,5. La elevación del pH del fluido de fracturación a un nivel en exceso de 9,5, plantea sin embargo algunos problemas operativos. Por ejemplo, el agua de retornOj agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas contiene iones multivalentes tales como iones de calcio y magnesio, que forman precipitados ¡nsolubies a un pH mayor a un rango de 9,5 a 10,0, si no se utilizan agentes quelantes o secuestrantes que inhiben los iones multivalentes. La presencia de precipitados sólidos reduce la conductividad efectiva paquete de agente de sostén dentro de la fractura, y en última instancia, afecta así la productividad de la operación de fracturación.
Con el fin de llevar a cabo operaciones de fracturación a mayores profundidades, es deseable retardar el entrecruzamiento del fluido de fracturación. En particular, un entrecruzamiento retardado es ventajoso en la fracturación de formaciones cuando estas operaciones se realizan generalmente a velocidades de inyección inferiores a causa de las limitaciones del equipo de bombeo. La reducción de las velocidades de inyección, típicamente de unos 1589,9 L/minuto (10 barriles/minuto) o menos, conducen a un aumento de los tiempos de tránsito. El tiempo de tránsito se refiere al tiempo requerido por el fluido de fracturación para transitar desde los equipos de bombeo en superficie hasta la formación a ser fracturada. En general, es deseable que el entrecruzamiento ocurra cerca de! final del tiempo de tránsito a medida que el fluido se aproxima a ta formación a ser fracturada. Si el entrecruzamiento se produce demasiado pronto, el aumento de la viscosidad del fluido de fracturación aumentará la pérdida por fricción en cañerías y producirá incremento en las presiones de bombeo. Para superar estos problemas, el entrecruzamiento del fluido de fracturación se retrasa hasta que el fluido se aproxima a una ubicación cercana a la formación a ser fracturada. Por otra parte, el mismo análisis se puede aplicar a este tipo de operaciones de fracturación de formaciones cuando estas operaciones se realizan generalmente a velocidades de inyección más altas. Las velocidades de inyección más altas, típicamente de 7949,4- 11924 L/minuto (50-75 barriles/minuto) o más, conducen a un aumento de la fricción en cañería.
Por estas y otras razones comprendidas por aquellos con experiencia en la técnica, hay una necesidad por un fluido de fracturación basado en agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas, que evita la formación de precipitados y forma fluidos retardados en operaciones de fracturación a baja, media y alta temperatura.
BREVE DESCRIPCION DE LAS FIGURAS
La Figura 1 representa los resultados de ensayos llevados a cabo para verificar el comportamiento reológico con un gel entrecruzado.
BREVE DESCRIPCION DE LA INVENCION La presente invención proporciona fluidos de fracturación entrecruzados y métodos de uso de los fluidos para fracturar formaciones subterráneas que satisfacen las necesidades descritas anteriormente y superan las deficiencias de la técnica anterior. Los fluidos de fracturación y métodos inventivos son particularmente útiles para su uso en campos de petróleo y gas donde la gestión de agua de retorno y de producción han involucrado diferentes complicaciones como en aquellos campos en los que no hay pozos inyectores o en los que se excedió el caudal de producción de agua por sobre los caudales de inyección. A pesar de que los fluidos están basados en agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de los mismos, el entrecruzamiento puede ser retardado y controlado con el fin de facilitar la inyección del fluido y controlar otros aspectos de la operación de fracturación.
En las realizaciones generales, la composición de la invención es un fluido de fracturación entrecruzado retardado de alta temperatura, que comprende:
- agua de retomo, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas, presente en a! menos una cantidad suficiente para hidratar el agente gelificante, formando de este modo un fluido acuoso gelificado;
un agente gelificante;
un agente de control de hierro capaz de controlar la presencia de Hierro y otros metales como Manganeso, Cobalto, Cobre, olibdeno, Estaño, etc.;
un agente de control de boro capaz de mantener el control de la concentración de boro en el agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas, para evitar cualquier acción potencia! de las misma sobre !a reacción de entrecruzamiento;
- un buffer alcalino capaz de aumentar el pH, incluso a bajas concentraciones en condiciones de alta salinidad y dureza; un agente de entrecruzamiento, capaz de causar un entrecruzamiento retardado del agente gelíficante a un pH que se encuentra en un rango de 8,5 a 9,5, por lo que el retardo en el entrecruzamiento es de aproximadamente 1 minuto o más; y
un sistema de ruptura para "romper" el fluido y mejorar la limpieza de la fractura;
el sistema puede incluir muchos otros aditivos como ampliamente utilizados en la técnica: biocidas, estabilizadores de arcilla, agentes tensioactivos, surfactantes, no- emulsionantes, mejoradores de retorno, estabilizadores de temperatura, reductores de fricción, inhibidores de hidratos de gas, aditivos de control de retorno de agentes de sostén, aditivos de control de pérdida de fluido, agentes espumantes, agentes de acoplamiento, aditivos de suspensión de agentes de sostén, disolventes, solventes mutuales, aditivos de control de parafinas/asfaltenos, modificadores de permeabilidad relativa, activadores de resina, inhibidores de incrustaciones, y cualquier otro aditivo que puede ser útil para el diseño de trabajo de estimulación específico.
En una realización, el método de la invención para fracturar una formación subterránea penetrada por un pozo y que tiene una temperatura hasta un rango de 90 a 120°C (200 a 250°F), básicamente comprende las siguientes etapas:
(a) preparar un fluido de fracturación entrecruzado y retardado basado en agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas que comprende un agente gelificante; agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas presente en al menos una cantidad suficiente para hidratar el agente gelificante, formando de este modo un fluido acuoso gelificado; un agente de control de hierro capaz de controlar la presencia de hierro y otros metales; un agente de control de boro capaz de mantener el control de la concentración de boro en el agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas; un buffer alcalino capaz de aumentar el pH, incluso a bajas concentraciones en condiciones de alta salinidad y dureza; un agente de entrecruzamiento, capaz de causar un entrecruzamiento retardado del agente gelificante a un pH que se encuentra en un rango de 8,5 a 9,5, por lo que el retraso en la entrecruzamiento es de aproximadamente 1 minuto o más; y un sistema de ruptura para romper el líquido y mejorar la limpieza de la fractura; y
(b) introducir dicho fluido de fracturación en una formación subterránea a una velocidad y presión con la cual se forman las fracturas en la formación subterránea.
Además de fracturar formaciones subterráneas, los fluidos de fracturación de la invención también son útiles en relación con otras operaciones. Por ejemplo, los fluidos pueden utilizarse en operaciones combinadas de fracturación/engravado.
DESCRIPCION DETALLADA DE LA INVENCION
Una ventaja principal de los fluidos de fracturación entrecruzados de la presente invención es que los fluidos se pueden preparar con agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas bombeada desde cualquier fuente (pozos inyectores, pozos de eliminación, océanos, mares, ríos, etc.) hacia el sitio de la operación de fracturación, sin importar donde se realice el trabajo. Como resultado, las presentes composiciones son económicas y fáciles de preparar, utilizando ya sea procedimientos de mezcla por lotes o sobre en bombeo continuo.
Otra ventaja principal es que los fluidos de fracturación entrecruzados de la presente invención son estables a temperaturas hasta un rango de 90 a 120"C (200 a 250°F) y a un pH que se encuentra en un rango de 8,5 a 9,5. Debido al pH más bajo, los fluidos son compattbies con agentes de ruptura enzimáticos, y las sales de calcio y magnesio permanecen en solución. Incluso cuando el agente gelificante se ha hidratado con agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas, el fluido de fracturación proporciona un retardo en la entrecruzamiento, propicio para fracturar formaciones subterráneas a mayores profundidades y/o con caudales de bombeo inferiores. Así, el fluido de fracturación tiene una viscosidad inicial que es lo suficientemente alta para el transporte del agente de sostén, pero no es tan alta como para dificultar el bombeo.
En general, los fluidos de fracturación entrecruzados de la presente invención comprenden un agente geüficante; agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas, presente en al menos una cantidad suficiente para hidratar el agente gelificante, formando de este modo un fluido acuoso geltficado; un agente de control de hierro capaz de controlar la presencia de hierro y otros metales; un agente de control de boro capaz de mantener el control de la concentración de boro en el agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas; un buffer alcalino capaz de aumentar el pH, incluso a bajas concentraciones en condiciones de alta salinidad y dureza; un agente de entrecruzamiento, capaz de causar una entrecruzamiento retardada del agente gelificante a un pH que se encuentra en un rango de 8,5 a 9,5, por lo que el retardo en la entrecruzamiento es de aproximadamente 1 minuto o más; y un sistema de ruptura para romper el líquido y mejorar la limpieza de la fractura.
Los agentes gelificantes adecuados incluyen gomas tipo galactomananos, gomas tipo galactomananos modificadas o derivadas y derivados de celulosa. Los ejemplos adicionales de agentes gelificantes que se pueden utilizar en la presente invención incluyen, pero no se limitan a goma guar, hidroxipropüguar, carboximetilhidroxipropilguar, carboximetilguar, carboximetilcelulosa, carboximetilhidroxietiicelulosa, y mezclas de los mismos. Los agentes gelificantes preferidos incluyen goma guar e hidroxipropüguar, También se pueden utilizar otros polímeros naturales o sintéticos que son conocidos en la técnica, pero que no se mencionan específicamente en la presente. El agente gelificante está presente en el fluido de fracturación en una cantidad en el rango de 25,75 a 103,02 Kg/m3 ( 5 a 60 libras cada 1000 galones) de agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas, preferiblemente de 34,34 a 77,27 Kg/m3 (20 a 45 libras cada 1000 galones) de agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas, y lo más preferiblemente de 42,92 a 61 Kg/m3 (25 a 35 libras cada 1000 galones) de agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas.
El agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas, está presente en al menos una cantidad suficiente para hidratar el agente gelificante, formando de este modo un fluido acuoso gelificado.
Los fluidos de fracturación de la presente invención comprenden un agente de control de hierro capaz de controlar la presencia de Hierro y otros metales como el Manganeso, Cobalto, Cobre, Molibdeno, Estaño, etc. Los agentes de control de hierro o quelantes adecuados incluyen, pero no se limitan a compuestos de agentes queíantes tales como, por ejemplo, tiourea; ácido etilendiaminotetraacético (EDTA); ácido propilendiaminotetraacético (PDTA); ácido nitrilotriacétíco (NTA); ácido N-(2- hidroxietil)etilendiaminotriacético (HEDTA); ácido dietilentriaminopentaacético (DTPA); ácido hidroxietiliminodiacético (HEIDA); ácido ciclohexilendiaminotetraacético (CDTA); ácido difenilaminosulfónico (DPAS); ácido etilendiamino-di(o-hidroxifenilacético) (EDDHA); ácido saiicílico; ácido sulfosalicílico; ácido glucoheptanoico; ácido glucónico; ácido ascórbico; ácido eritórbico; ácido fumárico; ácido cítrico; ácido sulfámico; ácido maléico; ácido fórmico; ácido láctico; ácido itálico; ácido tartárico; ácido tiociánico; ácido metilglicino diacético (MGDA); ácido 3-alanindiacético (3-ADA); ácido etilendiaminodisuccínico; ácido S,S-etilendiaminodisuccínico (EDDS); ácido iminodisuccínico (IDS); ácido hidroxiiminodisuccínico (HIDS); ácidos poliaminodisuccínicos; N-bis[2-(1 ,2-dicarboxietoxi) etil]glicina (BCA6); ácido N-bis [2- (1 ,2- dicarboxietox¡)etíl]aspártico (BCA5); N-bis[2-(1 ,2-dicarboxietoxi)ettl]metilglicina (MCBAS); N-tris[(1 ,2dicarboxietoxi)etil]amina (TCA6); ácido N-metiliminodiacético (MIDA); ácido iminodiacético (IDA); ácido N-(2-acetamido)iminodiacético (ADA); ácido Hidroximetil- iminodiacético; ácido 2-(2-carboxietilatnino)succínico (CEAA); ácido 2- (2- carboximetilamino)succínico (CMAA); ácido dietilentriamino-N,N"-disuccínico; ácido trietilentetramino-N,N"'-disuccinico; ácido 1 ,6-hexamet¡lend¡amina-NtN'-disuccínico; ácido tetraetilenpentamino-N, N""-disuccínico; ácido 2-hidroxipropilen-1 ,3-diamino-N,N'- disuccfnico; ácido 1 ,2-propilendiamino-N,N'-disuccínico; ácido 1 ,3-prop!lendiamino-N,N'- disuccínico; ácido cis-cicIohexanodiamino-N.N'-disuccínico; ácido transciclohexanodiamino-N,N'-disuccínico; ácido Etileno-bis(oxietilenon¡trilo)-N,N'-disuccínico; ácido cistétco-N,N-ácido diacético; ácido cistéico-N-ácido monoacético; alanina-N-ácido monoacético; ácido N-(3-hidroxisuccinilo)aspártico; N- [2- (3-hidroxisuccinilo)]-L-serina; ácido aspártico-N,N-ácido diacético; ácido aspártico-N-ácido monoacético; composiciones de ditiocarbamatos; cualquier sal de los mismos, cualquier derivado de los mismos, cualquier mezcla de los mismos y similares.
Se ha descubierto que los ácidos alquilendifosfónicos, cualquier sal de los mismos, cualquier derivado de los mismos, cualquier mezcla de los mismos y similares, son eficaces para esta invención como agentes inhibidores para hierro y sustancias similares. Los compuestos ilustrativos de ácidos alquilendifosfónicos incluyen, pero no se limitan a, ácido metilendifosfónico; ácido etilidendifosfónico; ácido isopropilidendifosfónico; ácido 1- hidroxi etiiidenedifosfónico; ácido hexametilendifosfónico; ácido trimetilendifosfónico; ácido decametilendifosfónico; ácido 1 -hidroxi propilidendifosfónico; ácido 1 ,6-dihidroxi, 1 ,6- dimetil, hexanetilendifosfónico; ácido 1 ,4-dihidroxi, 1 ,4-dietil, tetrametilendifosfónico; ácido 1 ,3-dihidroxi, 1 ,3-dipropil, trimetilendifosfónico; ácido 1 ,4-dibutil, tetrametilendifosfónico; ácido dihidroxi, dietií, etilendifosfónico; ácido tetrabutil butilendifosfónico; ácido 4-hidroxi, 6-etil, Hexametilendifosfónico. Los agentes de controf de hierro preferidos son el ácido fórmico, ácido sulfámico, ácido glucónico y ácido tiociánico.
El agente de control de hierro está generalmente presente en el fluido de fracturación en una cantidad en ei rango de 0 a 85,85 Kg/m3 (0 a 50 libras cada 1000 galones), preferiblemente en el rango de 1 ,72 a 42,93 Kg/m3 (1 a 25 libras cada 1000 galones) de agua de retorno, agua de producción , agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas, y más preferiblemente en e! rango de 4,29 a 25,76 Kg/m3 (2,5 a 15 libras cada 000 galones) de agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas.
Los fluidos de fracturación de la presente invención comprenden un agente de control de boro capaz de mantener el control de la concentración de boro en e! agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas, para evitar cualquier acción potencial de las misma sobre la reacción de entrecruzamiento. Dicho agente de control de boro se puede seleccionar del grupo que consiste de "alcoholes polihídricos" o "polioles".
Tal como se utiliza en esta memoria, por los términos "alcoholes polihídricos" o "polioles" se entiende un compuesto orgánico que tiene grupos hidroxilo adyacentes en una orientación cis, es decir, cis-hidroxilos. Por lo tanto, el poiiol puede comprender materiales tales como sacáridos, que incluyen, pero no se limitan a, monosacáridos, oligosacáridos que tienen un peso molecular de hasta aproximadamente 2000, y polisacáridos que incluyen gomas naturales y sintéticas. También se incluyen en el término "polioles" el ácido, sal de ácido, éster, derivados de hidrogenación y amina del poiiol siempre que el poiiol tenga y siga teniendo al menos un conjunto de grupos cis- hidroxilo. Por ejemplo, la glucosa es un monosacárido. Los monosacáridos son cualquiera de los diversos azúcares simples que tienen la fórmula C6H1206. El ácido glucónico es el ácido derivado de la glucosa. Un gluconato, por ejemplo gluconato de sodio, es la sal del ácido glucónico. Por consiguiente, un g!uconato es la sal de un ácido derivado de un sacárido. E[ manitoi y el sorbitol son ambos alcoholes de hexahidroxilo con un grupo hidroxilo por átomo de carbono, y ambos son derivados de hidrogenación de glucosa, que es un monosacárido o, genéricamente, un sacárido.
Los poiioles adecuados son los que proporcionan la interacción adecuada con el boro en agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas, y estabilizan el fluido de fracturación en las condiciones de uso final del proceso de fractura. Los poiioles adecuados son preferiblemente aquellos que tienen una constante de equilibrio del complejo en el mismo rango que los derivados de guar o goma guar (Keq al menos 103, preferiblemente al menos 104). Los ejemplos de tales poiioles adecuados incluyen fructosa, sorbitol, ácido glucónico y sus sales, por ejemplo, gluconato de sodio, ácido glucoheptanoico y sus sales, por ejemplo, giucoheptanoato de sodio, manitoi, ribosa, arabinosa, y xilosa. Los poiioles que han demostrado no ser adecuados para los derivados de guar o goma guar, pero pueden ser útiles para otros polímeros, incluyen glucosa, etilenglicol, glicerol, mañosa, ramnosa, galactosa, ácido tartárico, ácido cítrico, EDTA.
El agente de control de boro está presente generalmente en el fluido de fracturación en una cantidad en el rango de 0 a 17,17 Kg/m3 (0 a 10 libras cada 1000 galones), preferiblemente en el rango de 0,086 a 8,58 Kg/m3 (0,05 a 5 libras cada 1000 galones) de agua de retorno, agua de producción , agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas, y más preferiblemente en el rango de 0,17 a 4,29 Kg/m3 (0,1 a 2,5 libras cada 1000 galones) de agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas.
Los fluidos de fracturación de la presente invención comprenden un buffer alcalino capaz de aumentar e! pH, incluso a bajas concentraciones en condiciones de alta salinidad y dureza, dicho buffer alcalino se selecciona del grupo que consiste en mono-, di-, tri- y/o poliaminas, mono-, di-, tri- y/o poli-sustituidas y/o mezclas de los mismos. Los buffers alcalinos adecuados incluyen, pero no se limitan a, metilamina; dimetilamina; trimetiiamina; etilamina; dietilamina; trietilamina; n-butilamina; n-decilamina; dodecilamina (DDA); monoetanolamina (MEA); dietanolamina (DEA); trietanoiamina (TEA); diisopropilamina; tetrametilendiamina (TMDA); hexametilendiamina (HMD); 1 ,6- hexanod ¡amina; dietilentriamina (DETA); trietüentetramina (TETA); hexametileníetramina (HMTA); tetraetilenpentamina (TEPA); pentaetilenhexamina (PEHA); y sus mezclas. De estos, se prefieren monoetanolamina (MEA); dietanolamina (DEA); trietanoiamina (TEA); hexametilendiamina (HMD); dietilentriamina (DETA), y/o mezclas de los mismos.
Ei buffer alcalino está generalmente presente en el fluido de fracturación en una cantidad en el rango de 0 a 34,34 Kg/m3 (0 a 20 libras cada 1000 galones), preferiblemente en ei rango de 0,86 a 25,75 Kg/m3 (0,5 a 15 iibras cada 1000 galones) de agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas, y más preferiblemente en el rango de 1 ,71 a 17,17 Kg/m3 a (1 a 10 libras cada 1000 galones) de agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas.
El agente de entrecruzamiento utilizado en la presente invención es capaz de causar un retraso en el entrecruzamiento del agente gelificante a un pH que se encuentra en un rango de 8,5 a 9,5 para los tiempos de tránsito de tubería mayores que 5 minutos. Por lo tanto, el retardo en el entrecruzamiento exhibido por las composiciones de la presente invención es de aproximadamente 5 minutos o más. Los agentes de entrecruzamiento adecuados incluyen, pero no se limitan a óxido de boro, ácido bórico, ácidos borónicos, sales de metaborato, sales de octoborato, sales de tetraborato, Colemanita, Frolovita, Ginorita, Gowerita, Hidroboracita, Inderborita, inderita, Inyoita, Kaliborita (Heintzita), Kurnakovita, Meyerhofferita, Nobleita, Paternoita, Pinnoita, Preobrazhenskita, Priceita, Probertita, Tertschita, Ulexita, Veatchita, y mezclas de los mismos. De estos, se prefieren Ulexita, Hidroboracita, ácido bórico, sales de metaborato, sales de octoborato, sales de tetraborato, y/o mezclas de los mismos. El agente de entrecruza miento utilizado consiste en una suspensión concentrada que tiene una concentración equivalente de 15 a 18% de B203. El agente de entrecruza miento retardado generalmente se combinan con el fluido acuoso gelificado en una cantidad suficiente para proporcionar una concentración de boro en el rango de 0,01 a 0,1 por ciento en peso de dicho agente gelificante.
También se pueden añadir agentes de sostén a los fluidos de fracturación de la presente invención para mantener las fracturas abiertas después de que el fluido de fracturación fluya de nuevo dentro del pozo. En general, los agentes de sostén deben tener suficiente resistencia a la compresión para resistir el aplastamiento, pero también deben ser lo suficientemente no abrasivos y no angulares para impedir el corte e incrustación en la formación. Los ejemplos de agentes de sostén adecuados incluyen, pero no se limitan a arenas, gravas graduadas, perlas de vidrio, bauxitas sintertzadas, bauxitas sinterizadas resinadas, arenas resinas, cerámicas, y cerámicas resinadas. Los agentes de sostén pueden estar presentes en la composición de la invención en una cantidad en el rango de 0 a 2,99 kg/L (0 a 25 libras cada galón), preferiblemente en una cantidad en el rango de 0,012 a 2,16 kg/L (0,1 a 18 libras cada galón), y lo más preferiblemente en una cantidad en el rango de 0,03 a 1 ,44 kg/L (0,25 a 12 libras cada gafón).
Los fluidos de fracturación de la presente invención comprenden también un ruptor de gel que "rompe" o disminuye ia viscosidad del fluido de fracturación de modo que se recupere más fácilmente de la fractura durante la limpieza. Los ejemplos de ruptores adecuados para uso con los fluidos de fracturación de la invención incluyen agentes oxidantes, enzimas, ácidos y ésteres. Siendo la más preferida una combinación de agentes oxidantes y ésteres. La aplicación de ruptores basados en ésteres también proporciona otra ventaja al fluido de la presente invención: los ásteres se descomponen a los ácidos carboxílicos después de ser expuestos a las condiciones del fondo del pozo. La presencia de un ácido en el fluido reducirá el pH para desestabiiizar el fluido y mejorar la disminución de viscosidad, pero al mismo tiempo ayudará a reducir la posibilidad de formación de incrustaciones. El ruptor de gel oxidativo está generalmente presente en el fluido de fracturación en una cantidad en el rango de 0 a 34,34 Kg/m3 (0 a 20 libras cada 1000 galones), preferiblemente en el rango de 8,58 a 25,76 Kg/m3 (5 a 15 libras cada 1000 galones) de agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas, y más preferiblemente en el rango de 8,58 a 17,17 Kg/m3 (5 a 10 libras cada 1000 galones) de agua de retomo, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas. E! ruptor de gel tipo éster está presente generalmente en e! fluido de fracturación en una cantidad en el rango de 0 a 17,17 Kg/m3 {0 a 10 libras cada 1000 galones), preferiblemente en el rango de 0,43 a 8,58 Kg/m3 (0,25 a 5 libras por 1000 galones) de agua de retorno, el agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas, y más preferiblemente en el rango de 0,43 a 4,29 Kg/m3 (0,25 a 2,5 libras cada 1000 galones) de agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas.
El fluido de fracturación puede incluir una variedad de otros aditivos convencionales, tales como biocidas, estabilizadores de arcilla, agentes tensioactivos, surfactantes, no-emulsionantes, mejoradores de retorno, estabilizadores de temperatura, reductores de fricción, inhibidores de hidratos de gas, aditivos de control de retorno de agentes de sostén, aditivos de control de pérdida de fluido, agentes espumantes, agentes de acoplamiento, aditivos de suspensión de agentes de sostén, solventes, solventes mutuales, aditivos de control de parafinas/asfaltenos, modificadores de permeabilidad relativa, activadores de resina, inhibidores de incrustación, y similares que pueden ser útiles para el diseño de trabajo específico de estimulación, que no reaccionan desfavorablemente con los fluidos de fracturación o no afectan sus propiedades de una forma indeseada.
Todos los componentes de la presente invención pueden ser fabricados y manipulados en presentaciones sólidas, disoluciones acuosas, suspensiones acuosas, disoluciones no acuosas, suspensiones no acuosas. Al mismo tiempo, se pueden añadir uno o más aditivos detallados por sí mismos o mezclados con uno o más aditivos para reducir la cantidad de productos a dosificar durante las operaciones.
Los fluidos de fracturación entrecruzados de la presente invención se pueden preparar mediante la disolución de un agente gelificante en agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas para formar un fluido acuoso geüficado, y por la combinación con el fluido acuoso gelificado de un agente de entrecruzamiento retrasado, capaz de causar un retraso en la entrecruzamiento del agente gelificante a un pH que se encuentra en un rango de 8,5 a 9,5. El agente gelificante se añade a agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas, ya sea como un sólido o un concentrado de gel líquido en una forma pre-hidratada o en suspensión usando procesos de mezcla y equipos de bombeo convencionales. A partir de entonces, la composición de entrecruzamiento retardada se combina con el fluido acuoso gelificado. Como comprenden aquellos con experiencia en fa técnica, ei entrecruzante se puede bombear y dosificar en el fluido acuoso gelificado a medida que el fluido acuoso gelificado se bombea al pozo.
La presente invención también proporciona un método para fracturar una formación subterránea penetrada por un pozo y que tiene una temperatura hasta un rango de 90 a 120°C (200 a 250°F), que básicamente comprende las siguientes etapas: (a) preparar un fluido de fracturación entrecruzado y retardado basado en agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezcla de las mismas que comprende un agente gelificante; agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas presente en al menos una cantidad suficiente para hidratar ei agente gelificante, formando de este modo un fluido acuoso gelificado; un agente de control de hierro capaz de controlar la presencia de hierro y otros metales; un agente de control de boro capaz de mantener el control de la concentración de boro en el agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas; un buffer alcalino capaz de aumentar el pH, incluso a bajas concentraciones en condiciones de alta salinidad y dureza; un agente de entrecruzamiento, capaz de causar una entrecruza miento retardada del agente gelificante a un pH que se encuentra en un rango de 8,5 a 9,5, por lo que el retardo en el entrecruzamiento es de aproximadamente 1 minuto o más; y un sistema de ruptura para romper el líquido y mejorar la limpieza de la fractura; y (b) introducir dicho fluido de fracturación en una formación subterránea a un cauda! y presión mediante la cual se forman las fracturas en la formación subterránea.
Con el fin de ilustrar adicionalmente las composiciones y métodos de la presente invención, se dan los siguientes ejemplos.
EJEMPLOS DE REALIZACIÓN
Ejemplo 1 - Agua de Base El agua de base se preparó por la mezcla de 50% v/v de agua de retorno colectada en una batería de separación, sin ningún tratamiento, y 50% de agua dulce de río (agua de estimulación regular), en el instante antes de (levar a cabo los siguientes ejemplos.
A continuación se presenta la Tabla 1 , donde se detalla el análisis de agua para el agua de retomo y el análisis para el agua dulce de río: Tabla 1
Figure imgf000018_0001
Muestras de Agua
Unida Agua de Agua Dulce de
Análisis Método
d Retorno Río
Cromo Total ppm S.M. 3500 Cr -D <0002 <0002
Mercurio ppm S.M. 3500 Hg -C <0001 <0001
S.M.3500 Como
Arsénico ppm <0005 <0005
-D
Boro ppm S.M. 4500 C 84,2 0,2
Manganeso ppm S.M. 3500 Mn-D 35, 49 0
Ejemplo 2 - Gel Lineal
El gel lineal se mezcló según las siguientes etapas:
a) Se añadieron 250 mi de agua mezclada del Ejemplo 1 a la jarra de una licuadora.
b) La jarra se colocó en la licuadora, y la agitación se inició a las rpm suficientes para evitar la entrada de aire en el fluido.
c) Se añadieron 0,05 gal/Mgal de un biocida (GTM BIOX L 01).
d) Se añadieron 2 gal/Mgal de un Estabilizador de Arcilla (GTM CLAC L 02). e) Se añadieron 2 gal/Mgal de un No-Emulsionante (GTM SURF NE 02). f) Se añadieron 0,5 gal/Mgal de Agente de Control de Boro (ExtremeBoron
01)
g) Se añadieron 6,6 libras/Mgal de Agente de Control de Hierro (Extremelron 02)
h) Se comprobó el pH de la mezcla para asegurar la hidratación del polímero (el pH era de 6,6).
i) Se añadieron 25 libras/Mgal de Goma Guar de Hidratación Rápida (GTM GA 01). j) La agitación fue constante durante 5 minutos, y el gel se hidrató completamente y estaba listo para la reacción de entrecruzamiento.
Durante las pruebas de presente invención se descubrió que el polímero debe ser hidratado sólo por el tiempo necesario, en condiciones equivalentes a operaciones de bombeo en continuo, en el instante antes de ejecutar la prueba de reología para geles entrecruzados. Un exceso en el tiempo, mostrará un menor rendimiento durante las pruebas, incluso almacenando ei ge! lineal en el refrigerador. Ejemplo 3 - Gel Entrecruzado
El gel entrecruzado se mezcló a través de los siguientes pasos, después de completar el Paso (j) del Ejemplo 2 anterior:
a) Se añadieron 6,5 gal/ gal de un agente de entrecruzamiento retrasado (ExtremeLink 01 ).
b) Se añadieron 5gal/ gai de un buffer alcalino (ExtremeBuffer 01).
c) La agitación se mantuvo para observar el tiempo de cierre del vórtice, esto es en un rango de 35 a 55 segundos.
d) La agitación se mantuvo para observar el tiempo de formación de ia corona, esto es en un rango de 45 a 65 segundos.
e) La agitación se detuvo y el gel entrecruzado se agitó por movimiento "copa a copa" para observar el tiempo de formación de lengua, esto es en un rango de 50 a 75 segundos o menos.
f) Et pH del gel entrecruzado se comprobó para asegurar el buen valor para evitar cualquier formación de incrustaciones (pH 9,4). Ejemplo 4 - Prueba de Gel Entrecruzado
El gel entrecruzado del Ejemplo 3 se evaluó a través de los siguientes pasos: a) Una alícuota de 52 mi de gel entrecruzado se transfirió al rotor (R1) de un reómetro Grace Instruments Modelo M5600.
b) El rotor que contenía la muestra de fluido se adjuntó al viscosímetro equipado con un bob B5.
c) La muestra de fluido se presurizó a 27,58 Bar (400 psí) y el baño precalentado en eí reómetro se colocó en la posición de prueba.
d) El rotor se puso en marcha a 601 rpm proporcionando una velocidad de cizallamiento de 511/s durante 3 minutos, y después se redujo a 118 rpm proporcionando una velocidad de cizallamiento de 100/s hasta el final de la prueba. El reómetro se programó para mantener una velocidad de cizallamiento constante de 100/s sobre la muestra de fluido, excepto cuando se realice ia rampa de la velocidad de cizallamiento. Se programó que se produzca un barrido de velocidad de cizallamiento de 100, 75, 50, 25, 50, 75, y 100/s cada 10 minutos después de que la muestra de fluido alcanzara una temperatura hasta un rango de 90 a 120°C (200 a 250°F). Los resultados de viscosidad aparente de las pruebas se muestran en la Figura 1.
e) Se registró la tensión de cizallamiento en cada velocidad de cizallamiento. Se registraron los índices de perfiles de potencia, n' y K', desde el software del reómetro. Estos índices se definen en la publicación RP39 de la American Petroleum institute (API), 3a edición, Sección 6. Los resultados de estos cálculos y la viscosidad aparente de la prueba en cada velocidad de cizaliamiento se muestran en la Tabla 2,
En general, se presume que los fluidos con una viscosidad superior a 100 centipoises a 100/s son adecuados para las operaciones de fracturacion, La estabilidad de un fluido de fracturacion se define en términos de su capacidad para mantener una viscosidad adecuada durante un período prolongado de tiempo a una temperatura dada. Haciendo referencia a la Tabla 2, los datos muestran que el fluido basado en la mezcla de agua de retorno sin tratamiento y agua dulce formulada por los ejemplos tiene una viscosidad mayor que 350 centtpoises a 100/s después de 90 minutos a una temperatura hasta un rango de 90 a 120°C (200 a 250°F). Por lo tanto, los datos ilustran que los fluidos de fracturación entrecruzados a base de agua de retomo de la presente invención son estables durante períodos prolongados de tiempo a temperaturas superiores a 93°C (200°F).
Tabla 2
Figure imgf000022_0001

Claims

REIVINDICACIONES Habiendo así especialmente descrito y determinado la naturaleza de la presente invención y la forma como la misma ha de ser llevada a ¡a práctica, se declara reivindicar como de propiedad y derecho exclusivo:
1. Un fluido de fracturación entrecruzado retardado que permite la reutilización de agua de retorno sin ningún tratamiento, siendo dicho fluido estable hasta una temperatura hasta un rango de 90 a 120°C (200 a 250°F) y a un pH que se encuentra en un rango de 8,5 a 9,5, caracterizado porque comprende:
a) agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas, presente en al menos una cantidad suficiente para hidratar el agente gelificante; b) un agente gelificante seleccionado del grupo que consiste en guar, hidroxipropilguar, carboximetilhidroxipropiiguar, carboximetiiguar, carboximetiicelulosa, carboximetiihidroxietilcelulosa, y mezclas de los mismos, en una cantidad en el rango de 25,76 a 103,02 Kg/m3 (15 a 60 libras cada 1000 galones) de dicha agua de retorno;
c) un agente de control de hierro seleccionado del grupo que consiste en ácido etilendiaminotetraacético (EDTA); ácido nitrilotriacético (NTA); ácido salicílico; ácido sulfosalicílíco; ácido glucoheptanoico; ácido glucónico; ácido ascórbico; ácido eritórbico; ácido fumáríco; ácido cítrico; ácido sulfámico; ácido maléico; ácido fórmico; ácido láctico; ácido itálico; ácido tartárico; ácido tiociánico; cualquier sal de los mismos, cualquier derivado de los mismos, cualquier mezcla de los mismos, en una cantidad en el rango de 4,29 a 25,75 Kg/m3 (2,5 a 15 libras cada 1000 galones) de dicha agua de retorno; d) un agente de control de boro seleccionado del grupo que consiste en alcoholes polihídricos o polioles, que son seleccionados de compuestos orgánicos teniendo grupos hidroxilos adyacentes en una orientación cis, seleccionados entre sacáridos, ácidos, sales de ácidos, ésteres, y derivados de hidrogenación y de amina del poliol. Los polioles son seleccionados entre fructosa, sorbitol, ácido glucónico, y sales de los mismos, gluconato de sodio, ácido glucoheptanóico y sus sales, glucoheptanoato sódico, manitol, ribosa, arabinosa y xiíosa, y mezclas de los mismos, en una cantidad en el rango de 0,17 a 4,29 Kg/m3 (0,1 a 2,5 libras cada 1000 galones de dicha agua utilizada;
e) un buffer alcalino seleccionado del grupo que consiste en metiiamina; dimetiiamina; trimetilamina; etilamina; dietilamina; trietilamina; n-butilamina; n-decilamina; dodecilamina (DDA); monoetanolamina (MEA); dietanolamina (DEA); trietanolamina (TEA); diisopropilamina; tetrametilendiamina (TMDA); hexametilendiamina (HMD); 1 ,6- hexanodiamina; dietüentriamina (DETA); trietilentetramina (TETA); hexametilentetramina (HMTA); tetraetilenpentamina (TEPA); pentaetilenhexamina (PEHA); y mezclas de los mismos . De estos, se prefieren monoetanolamina (MEA); Dietanolamina (DEA); Trietanolamina (TEA); Hexametilendiamina (HMD); Dietilentriamina (DETA), y/o mezclas de los mismos, en una cantidad en el rango de 1 ,71 a 17,17 Kg/m3 (1 a 10 libras cada 1000 galones) de dicha agua de retomo;
f) un agente de entrecruzamiento seleccionado del grupo que consiste en óxido de boro, ácido bórico, ácidos borónicos, sales de metaborato, sales de octoborato, sales de tetraborato, Colemanita, Frolovita, Ginoríta, Gowerita, Hidroboracita, Inderborita, Inderita, Inyoita, Kaliborita (Heintzita), Kurnakovita, Meyerhofferita, Nobleita, Paternoita, Pinnoita, Preobrazhenskita, Priceita, Probertita, Tertschita, Ulexita, Veatchita, y mezclas de los mismos, en una cantidad suficiente para proporcionar una concentración de boro en el rango de 0,01 a 0,1 por ciento en peso de dicho agente gelificante; y g) un sistema de ruptura seleccionado del grupo que consiste en agentes oxidantes, enzimas, ácidos y esteres.
2. El fluido de fracturación de la reivindicación 1 , caracterizado porque también comprende otros aditivos seleccionados del grupo consistente en agentes de sostén, biocidas, estabilizadores de arcilla, agentes tensioactivos, surfactantes, no-emulsionantes, mejoradores de retorno, estabilizadores de temperatura, reductores de fricción, inhibidores de hidratos de gas, aditivos de control de retorno de agentes de sostén, aditivos de control de pérdida de fluido, agentes espumantes, agentes de acoplamiento, aditivos de suspensión de agentes de sostén, disolventes, solventes mutuales, aditivos de control de parafinas/asfaltenos, modificadores de permeabilidad relativa, activadores de resina, inhibidores de incrustaciones, y cualquier otro aditivo útil para el diseño de trabajo de estimulación específico.
3. Un método para fracturar una formación subterránea penetrada por una boca de perforación y que tiene una temperatura hasta un rango de 90 a 120°C (200 a 250°F) utilizando el fluido de fracturación entrecruzado de la reivindicación 1 , caracterizado porque comprende:
(a) preparar un fluido de fracturación entrecruzado de retardo basado en agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas, que comprende un agente gelificante; agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas presente en al menos una cantidad suficiente para hidratar el agente gelificante, formando así un fluido acuoso gelificado; un agente de control de hierro capaz de controlar la presencia de hierro y otros metales; un agente de control de boro capaz de mantener el control de la concentración de boro en el agua de retorno, agua de producción, agua de mar, agua dulce o mezclas de las mismas; un buffer alcalino capaz de aumentar el pH, incluso a bajas concentraciones en condiciones de alta salinidad y dureza; un agente de entrecruzamiento, capaz de causar una entrecruzamiento retardada del agente gelificante a un pH que se encuentra en un rango de 8,5 a 9,5, por lo que el retraso en ía entrecruzamiento es de aproximadamente 1 minuto o más; y un sistema de ruptura para romper el líquido y mejorar la limpieza de la fractura; y
(b) introducir dicho fluido de fracturación en una formación subterránea a un caudal y presión mediante la cual se forman las fracturas en dicha formación subterránea.
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