Un dispositivo electro acústico (20) para la estimulación de procesos de transferencia de masa que aumentan lacapacidad de producción de pozos que contienen petróleo,

gas y/o agua introduciendo ondas mecánicas en unaregión del agujero de perforación de dichos pozos, que comprende:

un sonotrodo (61) cuya superficie de irradiación está dispuesta a lo largo de un eje de un pozo y tiene una longitudigual o superior a la mitad de una longitud de onda característica de las vibraciones generadas,

produciendo dicho sonotrodo vibraciones de cizalladura en la región del agujero de perforación del pozo debidas aldesplazamiento de fase de las vibraciones mecánicas producidas a lo largo del eje del pozo y logrando,alternativamente, una tensión y presión debidas a la superposición de las ondas longitudinales y de cizalladuraproducidas y estableciendo procesos de transferencia de masa resultantes dentro de pozos que contienen petróleo,gas y/o agua, ajustándose dicha superposición de las ondas longitudinales y de cizalladura con el fin de proporcionarun flujo acústico con una velocidad y longitud de onda ;

caracterizado por el hecho de que

dicho sonotrodo (61) tiene una forma geométrica tubular (31) con dimensiones determinadas por condiciones defuncionamiento bajo parámetros de resonancia longitudinal y

vibraciones radiales de una frecuencia de resonancia natural de un transductor electro acústico (36) contenido endicho dispositivo electro acústico (20), siendo dicha frecuencia de resonancia natural al menos un valorcorrespondiente a una frecuencia característica calculada para medios a irradiar por dicho dispositivo electroacústico,

calculándose dicha frecuencia característica de acuerdo con en la que es la porosidad de laregión del agujero de perforación del pozo, k es la permeabilidad de la región del agujero de perforación del pozo,es la densidad del fluido de poro en la región del agujero de perforación del pozo, es la viscosidad dinámica delfluido de poro en la región del agujero de perforación del pozo y FA es el factor de amplitud para el desplazamientorelativo de fluido con respecto a los medios porosos.

Procedimiento y dispositivo electro acústico para la estimulación de procesos de transferencia de masa para una extracción de pozos mejorada ESTADO DE LA TÉCNICA ANTERIOR

La presente invención está relacionada con la industria del petróleo, en particular con un sistema electro acústico y procedimiento asociado para aumentar la capacidad de producción de pozos que contienen petróleo, y consiste en la aplicación de ondas mecánicas en una zona de extracción de pozos.

La productividad de los pozos de petróleo disminuye con el tiempo debido a diversas razones. Las dos causas principales de esta disminución tienen que ver con una disminución de la permeabilidad del petróleo crudo, disminuyendo así su fluidez, y un taponamiento progresivo de los poros de una reserva en una región del agujero de perforación del pozo debido a la acumulación de sólidos (arcillas, coloides, sales) que reducen la permeabilidad o interconexión absoluta de los poros. Los problemas asociados con las causas antes mencionadas son: la obstrucción de los poros por partículas minerales finas que fluyen junto con el fluido que se extrae, la precipitación de costras inorgánicas, parafina y la decantación de asfaltenos, la hidratación de arcilla, la invasión de sólidos del lodo y la filtración de lodo y la invasión de fluidos de terminación y de sólidos resultantes de la inyección de salmuera. Cada una de las razones mencionadas anteriormente puede causar una disminución en la permeabilidad o una restricción de flujo en la región que rodea el agujero de perforación del pozo.

Un pozo (Figura 1) es básicamente una formación de producción revestida con una capa de cemento 19 y una carcasa 10 que a su vez sostiene una serie de tubos de producción 11 colocados coaxialmente dentro de éste. El pozo conecta una reserva de petróleo, que tiene una permeabilidad adecuada que permite que los fluidos producidos en la formación 12 fluyan a través de perforaciones 14 y/o hoyos 13 en el revestimiento del pozo, proporcionando una ruta dentro de la formación 12. Los tubos 11 proporcionan una salida para los fluidos 18 producidos en la formación. Típicamente hay muchas perforaciones 14 que se extienden radialmente en el exterior del pozo revestido. Las perforaciones 14 están uniformemente espaciadas en el revestimiento donde éste pasa a través de la formación 12. Idealmente, las perforaciones sólo están colocadas en la formación 12 de manera que el número de éstas depende del espesor de la formación 12. Es bastante común tener de nueve a doce perforaciones por metro de profundidad en la formación 12. Por otro lado, las perforaciones 14 se extienden en cada dirección longitudinal, por lo que hay perforaciones 14 que pueden extenderse radialmente en un azimut de 0°, mientras que las perforaciones adicionales 14 están colocadas cada 90 ° con el fin de definir cuatro grupos de perforaciones 14 alrededor del acimut.

Los fluidos de la formación 12 fluyen a través de las perforaciones 14 que penetran en el pozo revestido. Preferiblemente, el pozo está tapado por algún mecanismo de sellado, tal como un tapón obturador 15 o tapón puente colocado por debajo del nivel de las perforaciones 14. El tapón obturador 15 conecta con el tubo de producción 11 definiendo un compartimiento 16 en el que el fluido producido a partir de la formación 12 fluye llenando el compartimiento (16) y alcanzando un nivel de fluido (17) . El fluido acumulado 18 fluye desde la formación 12 y puede estar acompañado por cantidades variables de gas natural. En resumen, el compartimiento revestido acumula petróleo, algo de agua, gas natural y también residuos de arena y sólidos. Normalmente, la arena se asienta en la parte inferior del compartimento 16. El fluido producido procedente de la formación 12 puede cambiar de fase en el caso de que haya una reducción de la presión sobre la formación 12 que permita la evaporación de las moléculas más ligeras. Por otro lado, el pozo también puede producir moléculas muy pesadas.

Después de un período de tiempo, las vías de las perforaciones 14 que se extienden por el interior de la formación 12 pueden obstruirse con "finos" o residuos. Esto define el tamaño del poro que conecta con el fluido dentro de la formación 12, permitiendo que éste fluya desde la formación 12, a través de las grietas o fisuras o poros conectados, hasta que el fluido alcanza los espacios intersticiales dentro del compartimiento 16 para su recogida. Durante este flujo, las partículas sólidas muy pequeñas procedentes de la formación 12 conocidas como "finos" pueden fluir, pero en lugar de fluir pueden tender a asentarse. Considerando que los "finos" pueden mantenerse en un estado disperso durante algún tiempo, pueden agregarse y por tanto obstruir el espacio del poro reduciendo la tasa de producción de fluido. Esto puede representar un problema que se retro-alimenta y resultar en una disminución en el flujo de producción. Pueden depositarse más y más "finos" dentro de las perforaciones 14 y obstruirlas, tendiendo a impedir incluso un caudal mínimo.

Incluso con los mejores procedimientos de producción y las condiciones de extracción más favorables, típicamente un porcentaje superior al 20% del petróleo crudo originalmente existente dentro de la reserva permanece por detrás.

La estimulación periódica de pozos de petróleo y gas se realiza mediante tres tipos generales de tratamiento: la acidificación, fracturación y el tratamiento con disolventes y calor. La acidificación implica el uso de HCI y mezclas de ácido HF que se inyectan en la zona de producción (roca) . El ácido se utiliza para disolver los componentes reactivos de la roca (carbonatos y minerales de arcilla y, en menor medida, silicatos) y así aumentar su permeabilidad. A menudo se agregan aditivos tales como retardadores de reacción y disolventes para mejorar el rendimiento del ácido en su cometido. Aunque la acidificación es un tratamiento común para la estimulación de pozos de petróleo y gas, está claro que tiene algunos inconvenientes, a saber, el alto coste de los productos químicos y los costes de la eliminación de residuos involucrados. Los ácidos son a menudo incompatibles con el petróleo crudo y pueden producir residuos oleaginosos gruesos dentro del pozo. Los precipitados que se forman después de que el ácido haya actuado a menudo pueden ser más perjudiciales que los minerales disueltos. La profundidad de penetración del ácido en vivo es generalmente menor a 5 pulgadas (12, 7 cm) .

La fracturación hidráulica es otra técnica muy utilizada para la estimulación de pozos de petróleo y gas. En este proceso, se utilizan grandes presiones hidráulicas para crear fracturas verticales en la formación. Las fracturas pueden llenarse con tapones de polímeros o ser tratadas con ácido (en carbonatos y rocas blandas) para crear conductos dentro del pozo que permiten que el petróleo y el gas fluya. Este proceso es muy caro (con un factor de aproximadamente 5 a 10 veces más que el tratamiento con ácido) . En algunos casos la fractura puede extenderse a las zonas con agua, aumentando la cantidad de agua producida (lo que no es deseable) . Estos tratamientos se extienden a cientos de pies de distancia del pozo y son más comúnmente usados en las rocas con una baja permeabilidad. La capacidad de colocar tapones de polímero con éxito en toda la fractura es generalmente limitada y problemas tales como el cierre de la fractura y aplastamientos del tapón (de apuntalamiento) pueden deteriorar seriamente la productividad de las fracturas hidráulicas.

Uno de los problemas más comunes en los pozos de petróleo maduros es la precipitación de parafina y asfaltenos dentro y alrededor del pozo. Se inyecta vapor o petróleo caliente en el pozo para fundir y disolver la parafina en el petróleo, haciendo que todo fluya a la superficie. Se utilizan a menudo disolventes orgánicos (tales como xileno) para eliminar asfaltenos, cuyo punto de fusión es alto y son insolubles en alcanos. El vapor de agua así como los disolventes son muy caros (los disolventes más que el vapor) , particularmente en el tratamiento de los pozos marginales que producen menos de 10 barriles (1, 59 m3) de petróleo por día. Cabe señalar que hay más de

100.000 de dichos pozos sólo en el estado de Texas y probablemente muchos más en otros estados en los EE.UU.

La limitación principal para el uso de vapor de agua y disolventes es la ausencia de agitación mecánica, necesaria para disolver o mantener en suspensión la parafina y asfaltenos.

En la Patente de EE.UU. N ° 3.721.297 a nombre de RD Challacombe,... [Seguir leyendo]

1. Un dispositivo electro acústico (20) para la estimulación de procesos de transferencia de masa que aumentan la capacidad de producción de pozos que contienen petróleo, gas y/o agua introduciendo ondas mecánicas en una región del agujero de perforación de dichos pozos, que comprende:

un sonotrodo (61) cuya superficie de irradiación está dispuesta a lo largo de un eje de un pozo y tiene una longitud igual o superior a la mitad de una longitud de onda característica de las vibraciones generadas, produciendo dicho sonotrodo vibraciones de cizalladura en la región del agujero de perforación del pozo debidas al desplazamiento de fase de las vibraciones mecánicas producidas a lo largo del eje del pozo y logrando, alternativamente, una tensión y presión debidas a la superposición de las ondas longitudinales y de cizalladura producidas y estableciendo procesos de transferencia de masa resultantes dentro de pozos que contienen petróleo, gas y/o agua, ajustándose dicha superposición de las ondas longitudinales y de cizalladura con el fin de proporcionar un flujo acústico con una velocidad y longitud de onda ;

caracterizado por el hecho de que

dicho sonotrodo (61) tiene una forma geométrica tubular (31) con dimensiones determinadas por condiciones de funcionamiento bajo parámetros de resonancia longitudinal y vibraciones radiales de una frecuencia de resonancia natural de un transductor electro acústico (36) contenido en dicho dispositivo electro acústico (20) , siendo dicha frecuencia de resonancia natural al menos un valor correspondiente a una frecuencia característica calculada para medios a irradiar por dicho dispositivo electro acústico, calculándose dicha frecuencia característica

de acuerdo con en la que

es la porosidad de la región del agujero de perforación del pozo, k es la permeabilidad de la región del agujero de perforación del pozo, es la densidad del fluido de poro en la región del agujero de perforación del pozo,

es la viscosidad dinámica del fluido de poro en la región del agujero de perforación del pozo y FA es el factor de amplitud para el desplazamiento relativo de fluido con respecto a los medios porosos.

2. El dispositivo electro acústico (20) de acuerdo con la reivindicación 1, en el que dicha forma geométrica tubular (30) tiene un diámetro exterior, D0, y tiene un extremo (32) en forma de cuerno y un extremo opuesto (33) con forma de hemisferio y con un diámetro interior de D0/ 2.

3. El dispositivo electro acústico (20) de acuerdo con la reivindicación 1, en el que dicho transductor electro acústico (36) es un transductor electro acústico magnetoestrictivo.

4. El dispositivo electro acústico (20) de acuerdo con la reivindicación 3, en el que dicho transductor electro acústico (36) es un transductor electro acústico piezoeléctrico.

5. El dispositivo electro acústico de acuerdo con la reivindicación 3, en el que dicho dispositivo electro acústico (20) incluye dos o más transductores electro acústicos (36, 56) que forman un sistema vibratorio operando en fase, conectados a dicho sonotrodo (61) a distancias que son múltiplos de la mitad de la longitud de onda de las ondas longitudinales y radiales generadas.

6. El dispositivo electro acústico (20) de acuerdo con la reivindicación 5, que comprende 2n sistemas vibratorios (58, 59) , que cuando son agrupados en pares consecutivos, los transductores electro acústicos (36, 56) de cada par de sistemas vibratorios operan en fase, y cada par siguiente opera en anti-fase con respecto al sistema vibratorio adyacente a éste.

7. El dispositivo electro acústico (20) de acuerdo con la reivindicación 6, en el que n es un número entero.

8. El dispositivo electro acústico (20) de acuerdo con la reivindicación 2, en el que dicho sonotrodo (61) incluye una carcasa cilíndrica que tiene al menos dos ranuras (62) .

9. El dispositivo electro acústico (20) de acuerdo con la reivindicación 8, en el que dichas ranuras (62) son paralelas a un eje longitudinal de dicho sonotrodo (61) y tienen una longitud que es un múltiplo de la mitad de la longitud de onda generada por dicho dispositivo electro acústico y cuya anchura está en el intervalo de 0, 3 a 1, 5 D0.

10. El dispositivo electro acústico (20) de acuerdo con la reivindicación 9, en el que dicho transductor electro acústico (36) es un transductor electro acústico magnetoestrictivo.

11. El dispositivo electro acústico (20) de acuerdo con la reivindicación 9, en el que dicho transductor electro acústico (36) es un transductor electro acústico piezoeléctrico.

12. El dispositivo electro acústico (20) de acuerdo con la reivindicación 3 ó 4, en el que dicho dispositivo electro acústico incluye dos o más transductores electro acústicos (36, 56) que forman un sistema vibratorio operando en fase, conectados a dicho sonotrodo a distancias que son múltiplos de la mitad de la longitud de onda de las ondas longitudinales y radiales generadas.

13. El dispositivo electro acústico de acuerdo con la reivindicación 12, que comprende 2n sistemas vibratorios (58, 59) , que cuando se agrupan en pares adyacentes consecutivos, los transductores electro acústicos de cada par de sistemas vibratorios operan en fase, y cada par siguiente opera en anti-fase con respecto al sistema vibratorio adyacente a éste.

14. El dispositivo electro acústico de acuerdo con la reivindicación 13, en el que n es un número entero.

15. Un procedimiento para estimular la aparición de procesos de transferencia de masa que aumentan la capacidad de producción de pozos que contienen petróleo, gas y/o agua, que comprende:

(a) introducir vibraciones mecánicas en una región del agujero de perforación de un pozo para producir vibraciones de cizalladura en dicha región del agujero de perforación del pozo debidas al desplazamiento de fase de vibraciones mecánicas producidas a lo largo de un eje de dicho pozo; y

(b) causar dentro de dicho pozo tensión y presión alternativamente por superposición de ondas longitudinales y de cizalladura en medios porosos irradiados de este modo y dentro de dicho pozo, estimulando así las apariciones de procesos de transferencia de masa dentro de dicho pozo; en el que dicha superposición de ondas longitudinales y de cizalladura proporciona un flujo acústico en la región del agujero de perforación del pozo con velocidad

y longitud de onda , y caracterizado por el hecho de que una frecuencia de desplazamiento de un campo acústico que proporciona dicho flujo acústico es al menos un valor correspondiente a una frecuencia característica calculado para dicho medio poroso a irradiar,

en el que dicha frecuencia característica se calcula de acuerdo con en la que

es la porosidad de la región del agujero de perforación del pozo, k es la permeabilidad de la región del agujero de perforación del pozo,

es la densidad del fluido de poro en la región del agujero de perforación del pozo,

es la viscosidad dinámica del fluido de poro en la región del agujero de perforación del pozo y FA es el factor de amplitud para el desplazamiento relativo de fluido con respecto a los medios porosos.

16. El procedimiento de acuerdo con la reivindicación 15, en el que el campo acústico generado induce zonas de mayor fluidez en medios porosos como resultado de las fuerzas inerciales generadas que son mayores que las fuerzas viscosas de dichos medios irradiados.

17. El procedimiento de acuerdo con la reivindicación 15, en el que dicho flujo acústico estimula la eliminación de daños en la formación en la región del agujero de perforación del pozo.

18. Un procedimiento para aumentar la productividad de pozos que contienen petróleo, gas y/o agua, que comprende:

(a) introducir un dispositivo electro acústico (20) en un pozo que tiene una región perforada;

(b) estimular la aparición de procesos de transferencia de masa mediante un procedimiento según la reivindicación 15 activando dicho dispositivo electro acústico (20) ;

(c) recibir un fluido deseado de dicho pozo.

19. El procedimiento de acuerdo con la reivindicación 18, en el que dicho campo acústico generado induce zonas de mayor fluidez en dicho medio poroso como resultado de fuerzas inerciales generadas que son mayores que las fuerzas viscosas de dichos medios irradiados.

20. El procedimiento de acuerdo con la reivindicación 18, en el que dicho dispositivo electro acústico (20) incluye un sonotrodo (61) cuya superficie de irradiación está dispuesta a lo largo de un eje de dicho pozo, teniendo dicho sonotrodo (61) una longitud igual o mayor que la mitad de una longitud de onda característica de las vibraciones generadas.

21. El procedimiento de acuerdo con la reivindicación 20, en el que dicho dispositivo electro acústico (20) incluye al menos dos o más transductores electro acústicos (36, 56) que forman un sistema vibratorio operando en fase, conectados a dicho sonotrodo (61) a distancias que son múltiplos de la mitad de la longitud de onda de las ondas longitudinales y radiales generadas.

22. El procedimiento de acuerdo con la reivindicación 20, que comprende además la etapa de proporcionar 2n sistemas vibratorios (58, 59) , que cuando se agrupan en pares adyacentes consecutivos, los transductores electro acústicos de cada par de sistemas vibratorios operan en fase, y cada par siguiente opera en anti-fase con respecto

al sistema vibratorio adyacente a éste.

23. El procedimiento de acuerdo con la reivindicación 20, 21 ó 22 en el que dicho sonotrodo (61) incluye una pluralidad de ranuras longitudinales (62) , estando provistas dichas ranuras (62) de tal manera que están uniformemente espaciadas a lo largo de un perímetro de una carcasa cilíndrica de dicho sonotrodo.

REFERENCIAS CITADAS EN LA DESCRIPCIÓN

Esta lista de referencias citadas por el solicitante es únicamente para la comodidad del lector. No forma parte del documento de la patente europea. A pesar del cuidado tenido en la recopilación de las referencias, no se pueden excluir errores u omisiones y la EPO niega toda responsabilidad en este sentido.

10 Documentos de patente citados en la descripción

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• US 3648769 A [0013] • US 6230799 B, Julie C. Slaughter [0024]

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• US 4538682 A, J.W. Mac Manus [0016] • RU 2026969, Andrey A. Pechkov [0029]

• US 3990512 A, Arthur Kuris [0021] • RU 2026970, Andrey A. Pechkov [0029]

• US 5595243 A, Maki, Jr. [0022] • US 5184678 A, Andrey A. Pechkov [0029]

• US 5994818 A [0023] • US 3583677 A [0029]