FRENADO DE FLUIDO DE FRACTURACION EN FORMACION SUBTERRANEA.

Un método para romper un fluido de fracturación acuoso introducido en una formación subterránea,

método que comprende introducir a presión un agente reductor de la viscosidad encapsulado con una membrana que comprende un polímero acrílico parcialmente hidrolizado reticulado con un prepolímero de aziridina o una carbodiimida y mezclado con un material particulado de tamaño micrométrico, habiéndose curado dicha membrana después de la formación a una temperatura mayor de 115ºF (46,1ºC) antes de la introducción de dicho fluido en dicha formación con dicho fluido de fracturación acuoso y reduciendo dicha presión de introducción de manera que cualquier fractura resultante en dicha formación se cierre al menos parcialmente tras dicho agente reductor de la viscosidad encapsulado y fracture al menos una parte de las partículas de agente encapsulado con lo que dicho fluido de fracturación acuoso puede entrar en contacto con dicho agente reductor de la viscosidad para liberar al menos una parte de dicho agente reductor de la viscosidad en contacto con el mismo

Frenado de fluido de fracturación en formación subterránea.

La presente invención se refiere a un método de frenado de un fluido de fracturación en una formación subterránea.

La práctica común es tratar las formaciones subterráneas para aumentar su grosor de permeabilidad o conductividad mediante procedimientos que se identifican generalmente como procesos de fracturación. Por ejemplo, una práctica convencional es la fractura hidráulica de un pozo para producir una o más grietas o "fracturas" en la formación circundante mediante descomposición mecánica de la formación. La fracturación puede realizarse en pozos realizados en formaciones subterráneas prácticamente para cualquier propósito. Los candidatos habituales para la fracturación, u otros procedimientos de estimulación, son pozos de producción realizados en formaciones que contienen petróleo y/o gas. Sin embargo, los pozos de inyección usados en operaciones de recuperación secundarias o terciarias, por ejemplo, para la inyección de agua o gas pueden fracturarse también para facilitar la inyección de fluidos en dichas formaciones subterráneas.

La fracturación hidráulica se consigue inyectando un fluido de fracturación hidráulico en el pozo y aplicando una presión suficiente al fluido de fracturación para provocar que la formación se descomponga con la producción concomitante de una o más fracturas. La fractura o fracturas pueden ser horizontales o verticales, siendo esto último normalmente lo predominante, y aumentando la tendencia hacia una orientación vertical de la fractura con la profundidad de la formación que se fractura. Normalmente se introduce en la fractura un gel, una emulsión o una espuma que tienen un material de consolidación tal como arena u otro material particulado suspendido en su interior. El material de consolidación se deposita en la fractura y funciona para mantener la fractura abierta después de liberar la presión y que el fluido de fracturación fluya de vuelta hacia el pozo. El fluido de fracturación tiene una viscosidad suficientemente alta para retener el material de consolidación en suspensión o al menos para reducir la tendencia del material de consolidación a sedimentar en el fluido de fracturación a medida que el fluido de fracturación fluye a lo largo de la fractura creada. Generalmente, se usa un agente de gelificación y/o un emulsionante para gelificar o emulsionar el fluido de fracturación para proporcionar la alta viscosidad necesaria para conseguir los máximos beneficios del proceso de fracturación.

Después de que el fluido de fracturación de alta viscosidad se haya bombeado hacia la formación y haya ocurrido la fracturación de la formación, es deseable retirar el fluido de la formación para permitir la producción de hidrocarburos a través de las nuevas fracturas. Generalmente, la retirada del fluido de fracturación altamente viscoso se realiza "rompiendo" el gel o emulsión o, en otras palabras, convirtiendo el fluido de fracturación en un fluido de baja viscosidad. Romper el fluido de fracturación gelificado o emulsionado normalmente se consigue añadiendo un "rompedor", es decir, un agente reductor de la viscosidad, al fluido de fracturación antes de bombearlo hacia una formación subterránea. Sin embargo, esta técnica puede ser poco fiable y en ocasiones da como resultado una rotura incompleta del fluido y/o una rotura prematura del fluido antes de que el proceso de fracturación se haya completado. La rotura prematura puede disminuir el número o longitud de las fracturas obtenidas y, de esta manera, la cantidad de recuperación de hidrocarburo. Adicionalmente, se sabe en la técnica que la mayor parte de los fluidos de fracturación se romperán si se les da el suficiente tiempo a temperatura elevada. Sin embargo, por supuesto, lo más deseable es que el pozo vuelva a la producción tan rápido como sea posible.

Se ha demostrado que el polímero viscosificante en un fluido de fracturación está concentrado en un factor de 5 a 20 veces debido a la pérdida de fluido durante el bombeo y cierre de la fractura. Este polímero concentrado generalmente se denomina "torta de filtro". Por ejemplo, véase G. S. Penney, "An Evaluation Of The Effects Of Environmental Conditions In Fracturing Fluids Upon The Long Term Conductivity Of Proppansts", SPE 16900, presentado en la 62nd Annual Technological Conference of SPE, Dallas, Texas, 27-30 de septiembre de 1987. Adicionalmente, otros han destacado los efectos de la torta de filtro sobre la conductividad. Por ejemplo, M. A. Parker y B. W. McDaniel, "Fracturing Treatment Designs Improved By Conductivity Measurements Under In-situ Conditions", SPE 16901, presentado en la 62nd Annual Technological Conference of SPE, Dallas, Texas, 27-30 de septiembre de 1987; B. W. McDaniel y M. A. Parker, "Accurate Design and Fracturing Treatment Refines Conductivity Measurement At Reservoir Conditions", SPE 17541, presentado en el SPE Rocky Mountain Regional Meeting, Casper, Wyoming, 11-13 de mayo de 1984. Un rompedor no encapsulado se disuelve en el fluido y se pierde junto con el fluido durante la pérdida de fluido. El rompedor disuelto no se concentra junto con la concentración de la torta de filtro del polímero y, de esta manera, no puede romper eficazmente la torta de filtro. Por lo tanto, el daño a la fractura consolidada resultante puede ser permanente, a menos que la rotura ocurra posteriormente debido a degradación por temperatura o dilución con formación de fluidos.

Se han propuesto varios métodos para la rotura de fluidos de fracturación que tenían como objetivo eliminar los problemas anteriores. Por ejemplo, la Patente de Estados Unidos Nº 4.202.795 describe un método para liberar un compuesto químico en un fluido acuoso combinando el compuesto químico con un agente de gelificación hidratable sólido y un rompedor para el gel formado mediante el agente de gelificación cuando se hidrata. La mezcla se forma en cápsulas o gránulos, que preferiblemente tienen un tamaño que varía de aproximadamente malla 20 a aproximadamente 40 (Serie de Tamices U.S.). Combinando los gránulos con un fluido acuoso en el que el compuesto químico tiene que liberarse, el agente de gelificación en los gránulos se hidrata y forma un gel protector alrededor de cada uno de los gránulos que evita la liberación del compuesto químico en el fluido acuoso durante el periodo de tiempo requerido para que el gel protector se rompa mediante el rompedor de gel en los gránulos. Una vez que el rompedor de gel ha roto el gel protector, el compuesto químico en los gránulos se libera hacia el fluido acuoso. El tiempo requerido para que el gel protector se rompa se varía variando las cantidades de agente de gelificación hidratable y el rompedor de gel utilizado en los gránulos y usando diferentes agentes de gelificación y rompedores de gel.

La Patente de Estados Unidos Nº 4.506.734 proporciona también un método para reducir la viscosidad y los residuos resultantes de un fluido basado en agua o en aceite introducido en una formación subterránea introduciendo un compuesto químico reductor de la viscosidad contenido dentro de perlas huecas o porosas, aplastables y frágiles, junto con un fluido, tal como un fluido de fracturación hidráulico, a presión en la formación subterránea. Cuando el fluido de fracturación pasa por o gotea hacia la formación o el fluido se retira haciéndolo fluir de vuelta, cualquier fractura resultante en la formación subterránea se cierra y aplasta las perlas. El aplastamiento de las perlas libera entonces el compuesto químico reductor de la viscosidad hacia el fluido. Este proceso depende de la presión de cierre de la formación para obtener la liberación del rompedor y, por tanto, está sometido a resultados variables que dependen de la formación y de su velocidad de cierre.

La Patente de Estados Unidos Nº 4.741.401 describe un método para romper un fluido de fracturación que comprende inyectar en una formación subterránea una cápsula que comprende un miembro protector que contiene el rompedor. El miembro protector es suficientemente permeable para al menos un fluido que existe en el entorno subterráneo o inyectado en la cápsula de manera que el miembro protector es capaz de romperse tras una exposición suficiente al fluido, liberando de esta manera el rompedor. La patente indica que el rompedor se libera de la cápsula por la presión generada dentro del miembro protector debido únicamente al fluido que penetra en la cápsula, con lo que el aumento de presión provocaba que la cápsula se rompiera, es decir, se destruye la integridad del miembro protector, liberando de esta manera el rompedor. Este método para liberar el rompedor daría...

1. Un método para romper un fluido de fracturación acuoso introducido en una formación subterránea, método que comprende introducir a presión un agente reductor de la viscosidad encapsulado con una membrana que comprende un polímero acrílico parcialmente hidrolizado reticulado con un prepolímero de aziridina o una carbodiimida y mezclado con un material particulado de tamaño micrométrico, habiéndose curado dicha membrana después de la formación a una temperatura mayor de 115ºF (46,1ºC) antes de la introducción de dicho fluido en dicha formación con dicho fluido de fracturación acuoso y reduciendo dicha presión de introducción de manera que cualquier fractura resultante en dicha formación se cierre al menos parcialmente tras dicho agente reductor de la viscosidad encapsulado y fracture al menos una parte de las partículas de agente encapsulado con lo que dicho fluido de fracturación acuoso puede entrar en contacto con dicho agente reductor de la viscosidad para liberar al menos una parte de dicho agente reductor de la viscosidad en contacto con el mismo.

2. Un método de acuerdo con la reivindicación 1, en el que dicho fluido de fracturación tiene un pH mayor de 7, comprendiendo dicha etapa de introducción introducir dicho agente reductor de la viscosidad encapsulado con dicha membrana a una presión elevada en dicha formación para poner en contacto dicho fluido de fracturación y torta de filtrado en dicha formación, incluyendo dicha membrana una cantidad de un particulado de 1 micrómetro en exceso en dicha membrana, y habiéndose curado dicha membrana durante al menos aproximadamente 1 hora.

3. Un método de acuerdo con la reivindicación 1 ó 2, en el que dicha membrana se ha curado a una temperatura de 46,1 a 62,8ºC (115 a 145ºF) durante al menos 1 hora.

4. Un método de acuerdo con la reivindicación 1, 2 ó 3, en el que dicho agente reductor de la viscosidad comprende persulfato sódico, persulfato amónico, persulfato potásico, ácido cítrico, ácido fumárico, enzima hemicelulasa o un perborato, o cualquier mezcla de dos o más de los mismos.

5. Un método de acuerdo con la reivindicación 1, 2, 3 ó 4, en el que dicho particulado de tamaño micrométrico está presente en una cantidad de al menos el 20 por ciento de dicho recubrimiento.

6. Un método de acuerdo con la reivindicación 1, 2, 3, 4 ó 5, en el que dicho particulado de tamaño micrométrico tiene un diámetro medio de partícula de 2 a 3 micrómetros y comprende sílice.

7. Un método de acuerdo con la reivindicación 1, 2, 3, 4 ó 5, en el que al menos una parte de dicho material de tamaño micrométrico tiene un tamaño de partícula de 1 a 15 micrómetros.

8. Un método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 7, en el que dicho prepolímero de aziridina comprende pentaeritritol-tris-[ß-(aziridinil)propionato].

9. Un método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 8, en el que dicho prepolímero de aziridina está presente en una cantidad del 1 al 5 por ciento, preferiblemente del 2,5 al 3,5 por ciento en peso de dicho acrílico parcialmente hidrolizado y particulado de tamaño micrométrico.

10. Un método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 9, en el que dicho fluido de fracturación tiene un pH en el intervalo de 2 a 12, preferiblemente mayor de 7.

11. Un método de acuerdo con cualquiera de las reivindicaciones 1 a 10, en el que dicho agente reductor de la viscosidad encapsulado y fluido de fracturación se introducen juntos en dicha formación subterránea.