BR0312349B1 - Agente de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito e método de tratamento de uma formação de arenito - Google Patents

Description

AGENTE DE ACIDlFICAÇÃO AUTODIVERGENTE PARA USO NO ESTÁGIO

DE PRÉ-TRATAMENTO DE ARENITO E MÉTODO DE TRATAMENTO DE UMA

FORMAÇÃO DE ARENITO

Campo Técnico da Invenção O presente pedido de patente refere-se a um fluido com uma capacidade reversível de espessamento, com baixa viscosidade em um meio fortemente ácido, passando para o estado de gel quando a concentração do ácido sofre uma redução mínima, e sendo subseqüentemente decomposto pelo ácido. Faz-se referência mais particularmente ao uso deste fluido como agente divergente de curso, especificamente para tratamento matricial ácido em formações de arenito.

Antecedentes da Invenção Os hidrocarbonetos de uma formação geológica subterrânea na qual se encontram retidos são produzidos através de um furo de poço que é perfurado para o interior da formação. 0 termo "petróleo" é utilizado genericamente incluindo gás e material condensado. As formações de jazida consistem tipicamente em arenitos ou carbonatos. As formações consideradas como constituídas por carbonatos podem conter um certo teor de arenito e vice-versa. 0 petróleo flui através da rocha da formação se esta possuir poros com dimensões e número suficientes para constituírem uma via de percurso de fluxo para o trânsito do petróleo através da formação. Para que o petróleo possa ser produzido, isto é, possa deslocar-se da formação para o furo de poço (e posteriormente para a superfície) é adicionalmente necessária a existência de uma via de percurso de fluxo suficientemente desobstruída entre a formação e o furo de poço.

Uma das causas mais comuns de declínio de produção de petróleo consiste em danos na formação, com ocorrência de entupimento pelo menos parcial dos poros da rocha, com uma conseqüente obstrução do fluxo de petróleo. As fontes de danos em formações incluem: partículas que cobriram a face do furo de poço ou que invadiram a matriz nas áreas próximas ao furo de poço, provenientes do(s) fluido(s) de perfuração e/ou de completação; partículas que faziam parte da formação e que foram mobilizadas na operação de perfuração, completação ou produção; e parafinas, alfaltenos ou minerais precipitados devido à mistura de fluidos mutuamente incompatíveis ou alterações de temperatura ou pressão (os minerais precipitados são normalmente designados como crosta ("scale")). Estes danos decorrem geralmente da injeção deliberada de outro fluido para o interior do furo de poço, por exemplo, fluido de perfuração ou completação. 0 efeito natural de todos estes danos consiste em uma redução de permeabilidade ao petróleo que se desloca da formação na direção do furo de poço.

Um outro motivo causador de produção abaixo de expectativa pode consistir no fato de a formação ser naturalmente "apertada" (baixa permeabilidade); ou seja, os poros são suficientemente reduzidos para causarem uma migração apenas muito lenta do petróleo na direção do furo de poço. 0 denominador comum em ambos os casos (danos e jazidas naturalmente apertadas) é a baixa permeabilidade.

As técnicas postas em prática pelos produtores de hidrocarbonetos para aumento do valor liquido de permeabilidade da jazida são referidas como "técnicas de estimulação". Essencialmente, é possível executar uma técnica de estimulação mediante: (1) injeção de produtos químicos através do furo de poço para o interior da formação para que estes produtos possam reagir com os danos localizados no furo de poço e/ou na proximidade do furo de poço, e possam dissolver os mesmos, (2) injeção de produtos químicos através do furo de poço para o interior da formação para que estes produtos possam reagir com pequenas porções da formação e possam dissolver as mesmas para criação de vias de percurso de fluxo alternativas para os hidrocarbonetos (e dessa forma, ao invés de ocorrer uma remoção dos danos, o petróleo em migração é redirecionado para contornar os danos); ou (3) injeção de produtos químicos através do furo de poço para o interior da formação com pressões suficientes para fraturar a formação, criando dessa forma um canal de fluxo de grandes dimensões através do qual os hidrocarbonetos podem deslocar-se mais prontamente da formação para o furo de poço. Os processos (1) e (2) são designados como "estimulação matricial", sendo normalmente designados como "tratamento matricial ácido" já que os produtos químicos consistem habitualmente em ácidos ou fluidos de base ácida (muito embora possam consistir em outros materiais de dissolução de formação tais como certos agentes quelantes como os ácidos aminopolicarboxílicos), e o processo (3) pode consistir alternativamente em "fraturamento ácido" ou "fraturamento hidráulico". 0 processo (1) é tipicamente aplicado em jazidas de arenito já que os arenitos são normalmente tão ou mais difíceis de dissolver que os materiais que contribuem para os danos. 0 processo (2) é tipicamente aplicado em carbonatos visto que os carbonatos são normalmente mais fáceis de dissolver que alguns ou todos os materiais causadores de danos. 0 processo (3) é aplicado em ambas as litologias.

As configurações da Presente Invenção referem-se principalmente ao primeiro destes três processos. No momento atual, os tratamentos matriciais ácidos, incluindo os tratamentos ácidos de matrizes de arenito, são prejudicados principalmente por quatro limitações muito graves: (1) penetração radial inadequada; (2) distribuição axial incompleta: (3) corrosão da tubagem de bombeamento e da tubagem de interior de poço (que não será aqui objeto de consideração adicional); e (4) danos causados à formação pelo ácido propriamente dito. As configurações da Presente Invenção referem-se principalmente aos segundo e quarto problemas. 0 primeiro problema, penetração radial inadequada, é causado pelo fato de que quando um ácido é introduzido na formação, ele reage com o material causador de dano e/ou com a matriz da formação, com o qual entra inicialmente em contato. (Isto ocorre normalmente no furo de poço ou na proximidade do mesmo, e o problema será aqui discutido como se isso de fato ocorresse, muito embora em alguns casos -- por exemplo quando existem fraturas naturais -- a localização em que ocorre o primeiro contato do fluido de tratamento com a formação fique distante do furo de poço). A formação próxima do furo de poço que entra em primeiro lugar em contato com o ácido é tratada adequadamente, muito embora partes da formação mais distais relativamente ao furo de poço (consideradas radialmente para o lado de fora a partir do furo de poço) permaneçam intocadas pelo ácido - - visto que a totalidade do ácido reage antes de alcançar as mesmas. Por exemplo, as formações de arenito são muitas vezes tratadas com uma mistura de ácidos fluoridrico e clorídrico com taxas de injeção suficientemente baixas para evitar fraturar a formação. Esta mistura ácida é freqüentemente selecionada devido ao fato de dissolver argilas (encontradas na lama de perfuração) bem como os constituintes principais dos arenitos de ocorrência natural (por exemplo, sílica, feldspato, e material calcário). Na realidade, a dissolução pode ser tão eficaz que o ácido injetado se encontra essencialmente esgotado após percorrer uma distância de algumas polegadas para além do furo de poço. Assim, é possível calcular que é necessária uma quantidade superior a 100 galões (378,54 litros) de ácido por pé (304,8 mm) de distância para preencher uma região afastada cinco pés (1524 mm) do furo do poço (com base em dados presumidos de 20% de porosidade e 6 polegadas (152,4 mm) de diâmetro do furo de poço). De fato, devido a essa penetração tão limitada, acredita-se que os tratamentos matriciais de arenito não proporcionam uma estimulação significativamente superior àquela que é obtida mediante remoção de danos na proximidade do furo de poço.

Entretanto, os danos em qualquer ponto ao longo da via de percurso de fluxo dos hidrocarbonetos podem impedir o fluxo dos mesmos (e portanto a produção). Desta forma, devido aos prodigiosos volumes de fluido que são requeridos, estes tratamentos são muito limitados por seus custos.

Um segundo problema grave que impõe grandes limitações à eficácia da tecnologia de tratamento matricial ácido consiste na distribuição axial incompleta. Este problema está associado com a colocação adequada do fluido contendo ácido -- isto é, assegurando que o mesmo seja fornecido para a zona desejada (isto é, a zona que requer estimulação) ao invés de uma outra zona. (Portanto este problema não está associado per se com a eficácia do fluido que contém o ácido). Mais particularmente, quando uma formação que contém petróleo é injetada com ácido, o ácido começa a dissolver os danos e/ou a matriz. Dependendo da reatividade do ácido com a matriz e da taxa de fluxo do ácido para a localização de reação, à medida que é continuado o bombeamento do ácido para o interior da formação, é freqüentemente criado um canal dominante através da matriz. Conforme se continua a bombear ácido para o interior da formação, o ácido irá naturalmente fluir ao longo do canal recém-criado -- isto é, o percurso com menor resistência — e portanto deixará o resto da formação substancialmente sem tratamento. Na estimulação matricial, a formação de tais canais, normalmente designados como buracos de verme, é normalmente indesejável. Este comportamento é exacerbado pela heterogeneidade de permeabilidade intrínseca (comum em muitas formações), partícularmente fraturas naturais na formação e veios de alta permeabilidade. Uma vez mais, estas regiões heterogêneas atraem essencialmente grandes quantidades do ácido injetado, desta forma impedindo que o ácido alcance outras partes da formação ao longo do furo de poço -- onde é de fato mais desejado. Assim, em muitos casos, uma fração substancial dos intervalos produtivos contendo petróleo dentro da zona a ser tratada não são contatados por uma quantidade suficiente de ácido permitindo uma penetração suficientemente profunda (lateralmente no caso de um furo de poço vertical) para o interior da matriz da formação para aumentar eficientemente sua permeabilidade e portanto sua capacidade de fornecer petróleo para o furo de poço.

Este problema de localização adequada é particularmente frustrante visto que o fluido injetado irá migrar preferencialmente para as zonas de baixa permeabilidade (o percurso de menor resistência) ao invés de migrar para as zonas de baixa permeabilidade -- sendo entretanto estas últimas zonas aquelas que requerem o tratamento ácido (isto é, devido ao fato de serem zonas de baixa permeabilidade, o fluxo de petróleo através das mesmas sofre uma redução). Em resposta a este problema, surgiram numerosas e diversas técnicas para obtenção de uma localização mais controlada do fluido -- isto é, para desviar o ácido afastando o mesmo de zonas naturalmente muito permeáveis e zonas já tratadas, para regiões de interesse.

As técnicas para controle de localização do ácido (isto é, destinadas a assegurar uma cobertura eficaz de zona) podem ser grosseiramente divididas em técnicas mecânicas ou químicas. As técnicas mecânicas incluem elementos de vedação esféricos (bolas que são despejadas para o interior do furo de poço e que bloqueiam as perfurações no revestimento de poço, desta forma vedando o ingresso de fluido através das perfurações); tampões ("packers") e bujões de obturação ("bridge plugs"), incluindo particularmente tampões obturadores duplos ("straddle packers") (dispositivos mecânicos que obturam uma parte do furo de poço e dessa forma impedem o ingresso de fluido nas perfurações em torno dessa parte do poço); tubagem em espiral (tubagem flexível fornecida a partir de um carretei mecanizado, através da qual o ácido pode ser fornecido para localizações mais precisas no interior do furo de poço); e fornecimento forçado ("bullheading") (tentando obter divergência do fluxo mediante bombeamento do ácido na pressão mais elevada que for possível -- levemente inferior à pressão que causaria fraturamento da formação). As técnicas químicas podem ser adicionalmente divididas em técnicas que modificam quimicamente o furo de poço na adjacência de partes da formação para as quais é desejado fazer divergir o ácido, e técnicas que modificam o fluido propriamente dito que contém o ácido. 0 primeiro tipo envolve materiais que formam uma torta ("cake") de permeabilidade reduzida sobre a face do furo de poço que ao ser contatada pelo ácido irá desviar o mesmo para regiões de maior permeabilidade de materiais em partículas. Estes são tipicamente materiais em partículas alternativamente solúveis em óleo ou solúveis em água que são enviados para as zonas de alta permeabilidade para obturarem as mesmas e portanto para desviar o fluxo de ácido para as zonas de baixa permeabilidade. 0 segundo tipo inclui agentes formadores de espuma, agentes de emulsionamento, e agentes de gelificação. Os métodos mecânicos e os métodos químicos que modificam quimicamente o furo de poço na adjacência de partes da formação para as quais é desejado desviar o ácido não serão aqui objeto de considerações adicionais.

Os sistemas ácidos emulsionados e os sistemas espumados constituem respostas comercialmente disponíveis para o problema de divergência, mas são prenhes de complexidade operacional que limita seriamente sua utilização -- por exemplo, as taxas de fluxo de dois fluidos, e a pressão no interior do poço precisam ser meticulosamente monitoradas durante o tratamento. Restam portanto os agentes de gelificação -- a classe de agentes de divergência que inclui as Configurações da Presente Invenção. Muito embora sejam disponíveis comercialmente, os agentes de gelificação são muito freqüentemente indesejáveis em tratamentos matriciais de ácido visto que o aumento de viscosidade torna o fluido mais difícil de bombear (isto é, a mesma resistência ao fluxo que proporciona o acúmulo de pressão na formação e resulta no desvio desejado, torna na realidade estes fluidos difíceis de bombear). Alguns sistemas comercialmente disponíveis são sistemas reticulados poliméricos -- isto é, consistem em polímeros lineares quando bombeados, porém um agente quimico bombeado juntamente com o polímero causa uma agregação ou reticulação dos polímeros já no interior do furo de poço, com uma resultante gelificação. Infelizmente, estes sistemas deixam um resíduo na formação, que pode danificar a formação e ter como resultado uma redução da produção de hidrocarbonetos. Foi documentada uma obstrução grave de poços causada por estes sistemas, particularmente em poços de baixa pressão. Adicionalmente, o sucesso destes sistemas depende naturalmente de uma reação química muito sensivel -- a reticulação -- que é muito difícil de otimizar em termos de retardar a mesma durante o bombeamento porém maximizando a mesma quando os produtos químicos se encontram no interior do furo de poço. Esta reação é facilmente perturbada pela química da formação, por materiais contaminantes no equipamento de bombeamento, e assim por diante. E uma vez mais, quando estes sistemas se encontram estabelecidos, eles são dificeis de remover - para remover os mesmos é necessário que eles sejam de alguma forma des-reticulados e/ou que o polímero seja destruído.

Sistemas de gelificação baseados em agentes tensoativos viscoelásticos podem evitar estes problemas. Um sistema de gelificação baseado em agentes tensoativo viscoelástico é revelado nas patentes norte-americanas n° 5.979.557 e n° 6.435.277, que se encontram sob cessão ao cessionário do presente pedido de patente. Este sistema difere das Configurações da Presente Invenção no fato de não ser um sistema autodivergente -- isto é, o tratamento é realizado em duas etapas: (1) injeção do desviador, seguida por (2) injeção do ácido. Os tratamentos baseados nos fluidos das Configurações da Presente Invenção são baseados em uma única etapa -- sendo portanto muito diferentes quimicamente -- devido ao fato de o desviador se encontrar contido no fluido que contém o ácido.

Um outro sistema de gelificação baseado em agente tensoativo viscoelástico encontra-se revelado na patente norte-americana n° 6.399.546 e no pedido de patente norte- americano n° 10/065.144, que se encontram igualmente sob cessão ao cessionário do presente pedido de patente. Este sistema, que designaremos como "VDA" (para "Viscoelastic Diverting Acid" - Ácido Desviador Viscoelástico) foi desenvolvido para tratamento matricial ácido de matrizes de carbonato e pode conter um ou mais agentes tensoativos zwitteriônicos, tais como aqueles que são baseados em betainas (descritos na patente norte-americana n° 6.258.859, e que designaremos como agentes tensoativos BET), um ácido consistindo em ácido clorídrico, fluorídrico, mistura de ácido clorídrico e ácido fluorídrico, ácido acético ou ácido fórmico, e (para alguns agentes tensoativos BET), sendo requerido um co-tensoativo ou (para outros agentes tensoativos BET), um material opcional de metanol, etanol ou isopropanol. 0 ácido não é constituído por uma mistura de ácidos inorgânicos e orgânicos. 0 fluido inicialmente injetado apresenta uma viscosidade muito próxima da viscosidade da água, porém após uma parte considerável do ácido ter sido "gasta", ou consumida (o que é possível devido ao fato de ser injetada para o interior de uma formação de carbonato que irá reagir com uma grande quantidade de ácido), a viscosidade aumenta substancialmente. Assim, quando são inicialmente injetados, os VDA's ingressam na(s) zona(s) mais permeável(is), mas quando se transformam em gel eles bloqueiam essa zona ou zonas e desviam o fluido subseqüentemente injetado para zonas anteriormente menos permeáveis. 0 sucesso desses sistemas depende da capacidade da formação para reagir com uma grande quantidade de ácido. Consequentemente, eles são mais úteis com carbonatos que possuem uma grande capacidade de reação com ácido. 0 artigo SPE 80274, "Application of Novel Diversion Acidizing Techniques To Improve Gas Production in Heterogeneous Formation" (Aplicação de Novas Técnicas de Tratamento Ácido de Divergência para Aperfeiçoamento de Produção de Gás em Formações Heterogêneas) descreve um "ácido de divergência" que consiste em um gel forte quando é injetado. Não existe nenhuma indicação das propriedades químicas; é necessário um agente para quebra do gel ("breaker").

Existe uma necessidade de um sistema desviador que seja eficiente em arenitos -- isto é, um fluido que não seja danificado por cisalhamento, tenha uma baixa viscosidade durante o bombeamento, seja convertido rapidamente em gel quando contata o arenito, forme um gel suficientemente forte para permitir a ocorrência de divergência, e seja imediatamente e quase totalmente "quebrado" ou feito retornar para o estado não-gelificado, sem necessidade de um agente de quebra ("breaker"), após cessar o tratamento, para que o poço possa ser novamente colocado em produção. Adicionalmente, este fluido deve não apenas ser autodivergente, mas deve igualmente desviar fluidos subseqüentemente injetados até ser completado um tratamento.

SUMÁRIO DE CONFIGURAÇÕES DA INVENÇÃO

Uma configuração da invenção consiste em um agente de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré- tratamento de arenito, obtido mediante combinação de água, um agente tensoativo hidrolisável com ácido capaz de formar um gel viscoelástico, um ácido inorgânico, e um ácido orgânico. 0 agente tensoativo pode ter a seguinte estrutura de amida: em que Ri é um grupo hidrocarbila que pode ser de cadeia ramificada ou linear, aromático, alifático ou olefinico e que possui desde cerca de 14 até cerca de 26 átomos de carbono e pode conter uma amina; R2 é hidrogênio ou um grupo alquila que possui desde 1 até cerca de 4 átomos de carbono; R3 é um grupo hidrocarbila que possui desde 1 até cerca de 10 átomos de carbono; e Y é um grupo receptor de densidade eletrônica, particularmente uma amina quaternária, um óxido de amina, um sulfonato ou um ácido carboxilico, que torna o grupo amida difícil de hidrolisar.

Preferencialmente, o agente tensoativo é uma betaína com a seguinte estrutura: em que R é um grupo hidrocarbila que pode ser de cadeia ramificada ou linear, aromático, alifático ou olefinico e que possui desde cerca de 14 até cerca de 26 átomos de carbono e pode conter uma amina; n = cerca de 2 até cerca de 10; e p = 1 até cerca de 5, ou misturas destes compostos. Um agente tensoativo preferencial consiste em uma betaina na qual R é uma cadeia lateral de alqueno possuindo desde cerca de 17 até cerca de 22 átomos de carbono, n = cerca de 3 até cerca de 5, e p = 1 até cerca de 3, e misturas destes compostos. Os agentes tensoativos mais preferenciais são aqueles em que o agente tensoativo é uma betaina com a seguinte estrutura: em que n = 3 e p = 1, ou uma betaina possuindo a seguinte estrutura: em que n = 3 e p = 1.

Em configurações preferenciais, o ácido inorgânico é ácido clorídrico, ácido sulfúrico, ou ácido nítrico (particularmente ácido clorídrico); o ácido orgânico é ácido fórmico, ácido cítrico, ácido acético, ácido bórico, ácido láctico, ácido metil sulfônico ou ácido etil sulfônico (particularmente ácido fórmico, ácido acético e ácido cítrico).

Em uma outra configuração preferencial, o agente de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré- tratamento de arenito contém igualmente um álcool selecionado do grupo que consiste em metanol, etanol, propanol, isopropanol, etileno glicol e propileno glicol (particularmente metanol).

Em configurações particularmente preferenciais, o agente tensoativo encontra-se presente em uma quantidade entre cerca de 1 até cerca de 6 por cento por peso de ingrediente ativo, preferencialmente desde cerca de 2 até cerca de 4%, mais preferencialmente cerca de 3%; o ácido inorgânico encontra-se presente em uma quantidade entre cerca de 6 até cerca de 20 por cento por peso, preferencialmente desde cerca de 6 até cerca de 15%, mais preferencialmente cerca de 12%; e o ácido orgânico encontra-se presente em uma quantidade entre cerca de 1 até cerca de 20 por cento por peso, preferencialmente desde cerca de 5 até cerca de 10%, mais preferencialmente cerca de 6%. O agente de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito pode igualmente conter um ou mais de um agente inibidor de corrosão, um agente de controle de ferro, e um agente quelante.

Em uma outra configuração, o agente de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito é feito mediante combinação de água, um agente tensoativo hidrolisável por ácido (como acima) capaz de formar um gel viscoelástico, um ácido orgânico (como acima), e um ácido inorgânico (como acima) e o fluido tem capacidade para um aumento de viscosidade de pelo menos cerca de 50 cP a 170 seg-1 após neutralização de menos de cerca de um terço do total de ácido mediante reação com os ions de carbonato. Em uma outra configuração ainda, o agente de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito é feito mediante combinação de água, um agente tensoativo hidrolisável por ácido (como acima) capaz de formar um gel viscoelástico, e um ácido orgânico (como acima), e o fluido tem capacidade para um aumento de viscosidade de pelo menos cerca de 50 cP a 170 seg’1 após neutralização de menos de cerca de um terço do total de ácido mediante reação com os íons de carbonato.

Uma outra configuração ainda consiste em um método de tratamento de uma formação de arenito possuindo uma zona ou zonas não constituindo alvo(s) e uma zona ou zonas alvo(s) penetrada(s) por um furo de poço, envolvendo a injeção de um agente de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito compreendendo água, um agente tensoativo hidrolisável por ácido capaz de formar um gel viscoelástico, um ácido orgânico, e um ácido inorgânico, para o interior do furo de poço para bloquear seletivamente a estrutura de poros na zona ou zonas que não constitui ou não constituem alvo(s). Uma outra configuração ainda consiste em um método para tratamento de uma formação de arenito possuindo uma zona ou zonas não constituindo alvo(s) e uma zona ou zonas alvo(s) penetrada(s) por um furo de poço, envolvendo a injeção de um agente de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré- tratamento de arenito compreendendo água, um agente tensoativo hidrolisável por ácido capaz de formar um gel viscoelástico, um ácido inorgânico, e um ácido orgânico, para o interior do furo de poço para bloquear seletivamente a estrutura de poros na zona ou zonas que não constitui ou não constituem alvo(s) para retardar seletivamente o ingresso de fluido na(s) zona ou zonas que não constitui ou não constituem alvo(s) e dessa forma permitir o ingresso de fluido na(s) zona ou zonas que constitui ou constituem alvo(s); sendo em seguida injetado um fluido de estimulação matricial para o interior da formação, de tal forma que o fluido de estimulação matricial é desviado da(s) zona ou zonas que não constitui ou não constituem alvo(s) para a(s) zona ou zonas que constitui ou constituem alvo (s) . Outras configurações incluem os métodos acima com o agente de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré- tratamento de arenito não contendo um ácido inorgânico.

Outras configurações ainda incluem os métodos acima com o agente de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito contendo um álcool conforme descrito acima. Outras configurações adicionais incluem os métodos acima com o agente tensoativo, o ácido orgânico, e o ácido inorgânico sendo dos tipos e nas concentrações descritas acima.

Outras configurações incluem qualquer um dos métodos acima em que um solvente mútuo, selecionado de ésteres de baixo peso molecular, éteres e álcoois (particularmente éter etileno glicol monobutilico) é injetado anteriormente à injeção do agente de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito. Outras configurações incluem qualquer um dos métodos acima em que a etapa de injeção de um agente de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré- tratamento de arenito forma um tampão de um fluido viscoso na estrutura de poros da zona ou zonas que não constitui ou não constituem alvo(s); qualquer um dos métodos acima em que um fluido de estágio de pré-tratamento de ácido orgânico ou um fluido de estágio de pré-tratamento de ácido inorgânico (opcionalmente contendo um ácido orgânico) é injetado após a etapa de injeção do agente de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito e anteriormente à etapa de injeção do fluido de estimulação matricial para o interior da formação; qualquer um dos métodos acima nos quais um fluido de estágio de pré- tratamento ácido é utilizado e o fluido de estágio de pré- tratamento e o agente de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito incluem o mesmo ácido orgânico e o mesmo ácido inorgânico, cada um dos mesmos aproximadamente na mesma concentração; e qualquer um dos métodos acima em que o agente tensoativo é hidrolisado após a injeção do fluido de estimulação matricial.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS A Figura 1 ilustra a viscosidade inicial de fluidos aquosos feitos com 7,5% por peso conforme-recebido de BET- E-40 versus % por peso de concentração de HC1 a cerca de 23° C. A Figura 2 ilustra a viscosidade de fluidos de Configurações da Presente Invenção quando a concentração de ácido é reduzida por reação com carbonato. A Figura 3 ilustra as quedas de pressão através de um testemunho durante a injeção de um agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré- tratamento de arenito, seguido de um fluido de estimulação matricial. A Figura 4 ilustra a porcentagem por peso de um agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito, seguido de um fluido de estimulação matricial, ingressando em cada testemunho em um experimento com dois testemunhos no qual um dos testemunhos se encontra saturado com óleo. A Figura 5 ilustra a porcentagem por peso de um agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito, seguido de um fluido de estimulação matricial, ingressando em cada testemunho em um experimento com dois testemunhos no qual um dos testemunhos se encontra saturado com óleo. A Figura 6 ilustra a porcentagem por peso de um agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito, seguido de um fluido de estimulação matricial, ingressando em cada testemunho em um experimento com dois testemunhos no qual os testemunhos possuem capacidades de permeação diferentes. A Figura 7 ilustra porcentagem por peso de um agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito, seguido de um fluido de estimulação matricial, ingressando em cada testemunho em um experimento com dois testemunhos no qual os testemunhos possuem permeabilidades diferentes. A Figura 8 ilustra porcentagem por peso de um agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito, seguido de um fluido de estimulação matricial, ingressando em cada testemunho em um experimento com dois testemunhos no qual os testemunhos possuem permeabilidades diferentes. A Figura 9 ilustra porcentagem por peso de um agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito, seguido de um fluido de estimulação matricial, ingressando em cada testemunho em um experimento com dois testemunhos no qual os testemunhos possuem permeabilidades diferentes. A Figura 10 ilustra porcentagem por peso de um agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito, seguido de um fluido de estimulação matricial, ingressando em cada testemunho em um experimento com dois testemunhos no qual os testemunhos possuem permeabilidades diferentes. A Figura 11 ilustra porcentagem por peso de um agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito, seguido de um fluido de estimulação matricial, ingressando em cada testemunho em um experimento com dois testemunhos no qual os testemunhos possuem permeabilidades diferentes. A Figura 12 ilustra porcentagem por peso de um agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito, seguido de um fluido de estimulação matricial, ingressando em cada testemunho em um experimento com dois testemunhos no qual os testemunhos possuem permeabilidades diferentes.

DESCRIÇÃO DETALHADA DE CONFIGURAÇÕES PREFERENCIAIS

Foi identificado um fluido que é autodivergente e não causador de danos quando é injetado em arenitos. Ao reagir com a pequena quantidade de material solúvel em ácido que é encontrado nos arenitos, o fluido forma um gel suficientemente viscoso e suficientemente estável para desviar ácido de tratamento ("mud-acid") (ou outro fluido de estimulação matricial) e que se decompõe posteriormente após o tratamento com ácido. Esta característica (estabilidade suficiente para desviar ácido de tratamento e decompondo-se em seguida ao tratamento com ácido) significa que a hidrólise do agente tensoativo no gel, após sua formação, a uma determinada temperatura e pH, requer um tempo pelo menos uma hora a mais que o tratamento ácido, conforme determinado pela redução da viscosidade de fluido para menos de 50 cP a uma taxa de cisalhamento de 100 seg~x. Este material é utilizado como agente de pré- tratamento anteriormente a um tratamento com ácido, sendo aqui designado como um "agente de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito". Devido ao fato de ter uma baixa viscosidade quando é formulado e bombeado, o agente ingressa preferencialmente na zona ou nas zonas de alta permeabilidade da formação; estas são geralmente as zonas não danificadas e de alto corte de água das quais o operador deseja excluir um fluido de estimulação matricial principal. 0 fluido não somente é autodivergente, mas também desvia fluidos injetados subseqüentemente tais como um fluido de pré-tratamento de HC1, o ácido de tratamento principal, ou outro fluido de estimulação matricial, e quaisquer fluidos de pós-tratamento. Desvio de um fluido significa que uma maior quantidade do fluido ingressa na(s) zona(s) de baixa permeabilidade do que seria previsível com base em um simples cálculo baseado nas permeabilidades relativas dos diferentes estratos ao fluido de tratamento.

Idealmente, o fluido injetado subseqüentemente é desviado de zonas de alta permeabilidade para zonas de baixa permeabilidade; de zonas não danificadas ou zonas com pouco dano para zonas muito danificadas ou zonas com mais dano; e de zonas contendo integralmente ou principalmente água para zonas contendo integralmente ou principalmente hidrocarbonetos. Preferencialmente, o agente de acidificaçâo autodivergente para uso no estágio de pré- tratamento de arenito deverá ser estável em condições de interior de poço durante pelo menos 2 horas mais deverá decompor-se no prazo de cerca de 1 até 3 horas após o fechamento do poço no final do trabalho. 0 fluido contém água, um agente tensoativo selecionado (tal como betaína BET-E-40), um ácido inorgânico, e um ácido orgânico selecionado. 0 fluido contém preferencialmente um agente inibidor de corrosão, e contém opcionalmente um álcool tal como metanol. De forma mais importante, o fluido é fortemente ácido, gelifica somente quando uma pequena quantidade do ácido foi consumida, é seguro para utilização em formações de arenito facilmente suscetíveis de danos, e é passível de uma pronta limpeza.

Era conhecido o fato de os arenitos poderem tipicamente conter somente pequenas quantidades de material passível de reação com ácido, ou seja, tendo capacidade para reduzir a acidez de um material injetado somente em pequena escala. Era igualmente conhecido que a viscosidade de certas misturas de fluidos precursores de gel tensoativo viscoelástico contendo grandes quantidades de ácidos inorgânicos aumentaria significativamente com a remoção de quantidades substanciais desse ácido (por exemplo mediante consumo em uma reação). Era igualmente conhecido que determinados agentes tensoativos gelificados podiam ser decompostos para limpeza se a acidez fosse suficientemente elevada. Foi agora descoberto que a viscosidade de certas misturas de fluidos precursores de gel tensoativo viscoelástico contendo quantidades intermediárias de ácidos inorgânicos aumenta significativamente quando a concentração do ácido inorgânico é reduzida apenas minimamente. Conseqüentemente, se forem incorporadas à mistura quantidades adequadas de ácidos orgânicos apropriados, a quantidade de ácido inorgânico pode ser mantida suficientemente baixa para se situar em uma faixa em que uma pequena alteração irá causar gelificação enquanto a acidez total da mistura pode ser mantida suficientemente alta para causar uma decomposição subseqüente do gel que seja adequadamente rápida.

Foi descoberto que certos ácidos orgânicos irão manter baixa a viscosidade destes fluidos de agente tensoativo/ácido inorgânico/ácido orgânico em concentrações de ácido inorgânico nas quais a viscosidade seria de outra forma elevada. Por exemplo, a Figura 1 ilustra esquematicamente a viscosidade de fluidos viscoelásticos preparados com 7,5 por cento por peso conforme-recebido de BET-E-40 e quantidades variadas de HC1 concentrada. Pode ser observado que a viscosidade é extremamente baixa em concentrações de HC1 acima de cerca de 20%; a viscosidade começa então a aumentar gradualmente quando a concentração de HC1 é reduzida para cerca de 12%; a viscosidade aumenta então mais rapidamente até a concentração de HC1 ser reduzida até cerca de 10%; e a viscosidade aumenta então rapidamente e permanece elevada em concentrações mais baixas de HC1. A forma exata desta curva está sujeita a uma certa variação dependendo de fatores tais como o agente tensoativo selecionado, e a presença e concentração de aditivos tais como inibidores de corrosão. A Figura 2 ilustra o efeito da adição de 6 por cento por peso de ácido fórmico ou de ácido cítrico a um fluido contendo 7,5 por cento por peso conforme-recebido de BET-E-40, 12 por cento por peso de HC1, e sem sal adicionado. Esta Figura ilustra dados experimentais sobre a viscosidade de cada um destes dois fluidos quando a concentração de HC1 é reduzida mediante adição de uma quantidade adequada de carbonato de cálcio para reagir com uma parte do HC1 e consumir o mesmo.

Pode ser observado que quando estes fluidos entram em contato com uma quantidade mesmo reduzida de carbonato, a viscosidade começa imediatamente a aumentar. Uma vez mais, a forma exata está sujeita à influência de muitos fatores, mas para cada fluído das Configurações da Presente Invenção existirá um ponto no qual a redução da concentração de ácido terá como resultado um aumento significativo de viscosidade. Outros experimentos demonstraram que estes efeitos são governados substancialmente pela concentração total de ácido, e não são sensíveis a temperatura. É conhecido o fato de muitos agentes tensoativos formarem gel viscoelástico em soluções aquosas. Alguns requerem adição de sais e/ou co-tensoativo e/ou álcoois para que o gel seja suficientemente viscoso e/ou estável para ser útil em condições de tratamento na indústria de exploração e produção de petróleo. Esses materiais de gel e seus usos são descritos, por exemplo, nas patentes norte- americanas n° 6.306.800; n° 6.035.936; n° 5.979.557 e outras. Muitos sistemas de gel viscoelástico são quebrados mediante perturbação da estrutura de micélios; isto ocorre quando o sistema é diluído, por água ou particularmente por hidrocarbonetos. Se as condições de utilização forem tais que isto não ocorra, são por vezes adicionados agentes de quebra ("breakers") para a molécula do agente tensoativo propriamente dito, tais como oxidantes. Esses agentes tensoativos são bem conhecidos. Entretanto, nem todos podem ser utilizados em Configurações da Presente Invenção devido ao fato de os agentes tensoativos e micélios de Configurações da Presente Invenção terem que ser estáveis durante um período de tempo suficiente em ácido inorgânico forte e terem que ser subseqüentemente quebrados por esse ácido.

Os agentes tensoativos úteis em Configurações da Presente Invenção possuem ligações químicas cliváveis, preferencialmente porém não limitadas a ligações de amida, que são estabilizadas por grupos funcionais químicos vizinhos. Em particular, estes agentes tensoativos possuem grupos catiônicos ou receptores de densidade eletrônica em uma faixa de cerca de 3 átomos do nitrogênio de amida. Δ primeira etapa da hidrólise ácida de amidas consiste na protonação da funcionalidade de amida. 0 grupo receptor de densidade eletrônica vizinho inibe esta protonação e retarda substancialmente a hidrólise ácida, ao passo que outros agentes tensoativos que não possuem este aspectos em sua estrutura são excessivamente estáveis ou excessivamente instáveis em ácidos fortes para serem úteis. Desta forma, os agentes tensoativos úteis em Configurações da Presente Invenção podem ser clivados, porém não com excessiva facilidade. A seleção de estrutura do agente tensoativo e da natureza e concentração de outros componentes do fluido pode ser ajustada para que a taxa de divagem do agente tensoativo nas condições de utilização seja adequada.

Determinados agentes tensoativos zwitteriônicos foram determinados como sendo particularmente úteis na formação do agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito. Os agentes tensoativos preferenciais possuem a seguinte estrutura de amida: em que Ri é um grupo hidrocarbila que pode ser de cadeia ramificada ou linear, aromático, alifático ou olefinico e que possui desde cerca de 14 até cerca de 26 átomos de carbono e pode conter uma amina; R2 é hidrogênio ou um grupo alquila que possui desde 1 até cerca de 4 átomos de carbono; R3 é um grupo hidrocarbila que possui desde 1 até cerca de 5 átomos de carbono; e Y é um grupo receptor de densidade eletrônica. Preferencialmente, o grupo receptor de densidade eletrônica consiste em uma amina quaternária, um sulfonato, um ácido carboxilico ou um óxido de amina.

Dois exemplos particularmente preferenciais consistem em betainas designadas, respectivamente, como BET-0 e BET-E. Uma das mesmas é designada como BET-O-30 sendo obtida do fornecedor (Rhodia, Inc., Cranbury, New Jersey, E.U.A.) com a designação Mirataine BET-O-30 devida ao fato de conter um grupo amida ácido oleila (incluindo um grupo terminal C17H33) e contendo cerca de 30% de ingrediente ativo de agente tensoativo; o restante consistindo substancialmente em água, uma pequena quantidade de cloreto de sódio, e isopropanol. Um material análogo, BET-E-40, é igualmente disponibilizado pela empresa Rhodia e contém um grupo amida ácido erúcico (incluindo um grupo terminal C21H41) e consistindo em 40% de ingrediente ativo, com o restante sendo também neste caso substancialmente água, uma pequena quantidade de cloreto de sódio, e isopropanol. Estes agentes tensoativos serão aqui referidos como BET-0 e BET-E (e genericamente sendo referidos como "agentes tensoativos BET"); nos exemplos, foram sempre utilizados BET-O-30 e BET-E-40. Os agentes tensoativos são fornecidos nesta forma, com um álcool e um glicol, para auxiliarem a solubilização do agente tensoativo em água nestas elevadas concentrações, e para manterem o mesmo na forma de um fluido homogêneo sob baixas temperaturas. Entretanto, os agentes tensoativos podería ser obtidos e utilizados em outras formas..Na utilização em campo, após a diluição, as quantidades dos outros componentes dos materiais conforme-recebidos não são relevantes. Os agentes tensoativos BET, e outros, encontram-se descritos na patente norte-americana n° 6.258.859. A estrutura genérica é a seguinte: em que R é um grupo hidrocarbila que pode ser de cadeia ramificada ou linear, aromático, alifático ou olefinico e que possui desde cerca de 14 até cerca de 26 átomos de carbono e pode conter uma amina; n = cerca de 2 até cerca de 4; e p = 1 até cerca de 5, ou misturas destes compostos, mais preferencialmente, o agente tensoativo consiste na betaina na qual R é um grupo olefinico de cadeia linear C17H33 (BET-O-30) ou o grupo olefinico de cadeia linear C21H41 (BET-E-40), e n = 3 e p = 1.

Estes agentes tensoativos de betaina podem formar formas de gel degradável em ácido em alta temperatura em formas aquosas viscosas em qualquer concentração de eletrólito; formarão gel sem sal adicional ou até mesmo em salmouras pesadas. Os fluidos podem geralmente ser preparados, por exemplo, com água potável de qualquer rede municipal, água de lagos ou riachos, ou água do mar. Pode ser útil adicionar co-tensoativos para aumento da tolerância de salmoura, e para aumento da resistência de gel e redução da sensibilidade do fluido ao cisalhamento, particularmente para BET-O. Um exemplo de um tal co- tensoativo é o dodecilbenzeno sulfonato de sódio (SDBS).

Para um determinado agente tensoativo e condições (particularmente a temperatura e o tempo de manutenção de uma viscosidade adequada) a salinidade e a presença de natureza de co-tensoativos podem ser ajustados para assegurar que o gel tenha uma estabilidade desejada. 0 ácido inorgânico pode consistir em qualquer ácido inorgânico ou um ácido inorgânico com exceção do ácido fluoridrico (que causaria precipitação de fluoretos sólidos indesejáveis). Assim, o ácido consiste, a título de exemplo não limitativo, em ácido clorídrico, sulfúrico ou nítrico. A reologia é afetada principalmente pela força do ácido, e não por qualquer tipo de ânion. 0 ácido orgânico consiste preferencialmente em ácido fórmico, ácido acético, ou ácido cítrico. Podem ser utilizados outros ácidos tais como ácido acético, ácido bórico, ácido láctico, ácido metil sulfônico e ácido etil sulfônico, muito embora os produtos de gel formados com utilização de ácido fórmico, ácido acético ou ácido cítrico sejam mais estáveis. Em tratamentos de estimulação matricial de arenitos, a escolha do ácido utilizado como agente de pré-tratamento para um tratamento principal depende dos teores absolutos e relativos de silte e argila da formação, de sua permeabilidade, e da presença de minerais sensíveis ao HC1 tais como clorita, glauconita e zeólitos. Estes ácidos de pré-tratamento contêm normalmente HC1 e um ácido orgânico. 0 ácido orgânico substitui uma parte do HC1, devido ao fato de concentrações elevadas de HC1 poderem danificar as formações mediante mobilização de finos e/ou desagregação de areias. Para uma maior simplicidade operacional, será vantajoso, embora não seja necessário, utilizar a mesma opção e combinação de ácido orgânico/ácido inorgânico no agente de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito utilizada no agente de pré-tratamento de HC1 (que se seguirá na prática ao agente de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito). 0 álcool consiste preferencialmente em metanol.

Para aplicações de baixa temperatura podem ser utilizados etanol, propanol, isopropanol, etileno glicol e propileno glicol. 0 propósito do álcool consiste em impedir a formação de lodo quando a temperatura é baixa e um dos produtos de decomposição é um ácido graxo muito passível de derretimento tal como um ácido graxo C22 que pode ser um sólido. A quantidade de álcool necessária depende da temperatura e da estrutura química do terminal hidrofóbico de quaisquer ácidos graxos formados. Por exemplo, acima de cerca de 93° C, é tipicamente necessário somente cerca de 1% do metanol para impedir formação de lodo de BET-E. A concentração do agente tensoativo no agente de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré- tratamento de arenito é tipicamente de cerca de 1 até 6 por cento por peso (ingrediente ativo); a concentração preferencial é de cerca de 2 até cerca de 4%; a concentração mais preferencial é de cerca de 3%. A quantidade de agente tensoativo é selecionada de tal forma que o fluido adquira uma viscosidade suficiente para atuar de forma eficaz como desviador, mas a degradação do agente tensoativo irá reduzir esta viscosidade após o intervalo de tempo desejado. A concentração de ácido inorgânico, preferencialmente HC1, é de cerca de 6 até cerca de 20 por cento por peso, preferencialmente de cerca de 6 até cerca de 15%; mais preferencialmente cerca de 12%. A concentração de ácido orgânico, por exemplo ácido fórmico, é de cerca de 0 até cerca de 20 por cento por peso, preferencialmente desde cerca de 5 até cerca de 10%, mais preferencialmente cerca de 6%. A concentração de álcool, por exemplo metanol, é de cerca de 0 até cerca de 10 por cento por peso, preferencialmente desde cerca de 1 até cerca de 6%; mais preferencialmente cerca de 6%. A concentração de álcool é selecionada de forma a impedir a formação de lodo.

Para estimulação de formações de arenito, o fluido preferencial consiste em uma mistura de ácido clorídrico- fluorídrico ("mud acid"), e nesse caso o tratamento é normalmente designado como "acidificação matricial". As principais desvantagens dos ácidos "mud acid" consistem no fato de os mesmos reagirem com excessiva rapidez e dessa forma penetrarem (na forma de ácido não reagido) na formação de forma deficiente, e serem altamente corrosivos para os componentes tubulares do poço. Os ácidos orgânicos consistem em uma resposta parcial às limitações dos ácidos inorgânicos. Os principais benefícios dos ácidos orgânicos são sua menor corrosividade e menor taxa de reação (permitindo uma maior penetração radial de ácido não esgotado). Os ácidos orgânicos utilizados em tratamentos convencionais são o ácido fórmico e o ácido acético. Ambos estes ácidos apresentam numerosas desvantagens quando utilizados isoladamente. Em primeiro lugar, eles são muito mais dispendiosos que os ácidos inorgânicos. Em segundo lugar, muito embora tenham uma taxa de reação mais baixa, eles também têm uma reatividade muito menor - de fato, eles não reagem até exaurirem os materiais de partida, e ao invés disso permanecem em equilíbrio com a rocha da formação. Desta forma, um mol de HC1 produz um mol de ácido disponível (isto é, H+) , mas um mol de ácido acético produz substancialmente menos de um mol de ácido disponível. A expressão "acidificação matricial" significa o tratamento de uma formação de jazida com um fluido de estimulação contendo um ácido reativo. Em formações de arenito nas quais o ácido reage com substâncias solúveis que se encontravam alternativamente presentes na matriz de formação original (particularmente materiais que cimentam os grãos de areia entre si ou materiais soltos entre os grãos de areia, muito embora alguma areia possa também ser dissolvida) ou que foram introduzidos (invadiram a matriz) a partir dos fluidos utilizados durante as operações de perfuração ou completação de poço. Isto resulta em uma limpeza ou alargamento dos espaços de poros. 0 tratamento de acidificação matricial aumenta a permeabilidade da formação permitindo aumentar a produção de fluidos da jazida. As operações de acidificação matricial são idealmente realizadas em uma taxa de fluxo elevada, porém a pressões de tratamento inferiores à pressão de fratura da formação. Isto permite que o ácido penetre na formação e aumenta a profundidade de tratamento, simultaneamente evitando danos à formação da jazida. 0 termo "arenito" significa uma rocha sedimentária elástica cujos grãos possuem predominantemente uma dimensão semelhante à de uma areia comum. 0 termo é normalmente utilizado para designar areia consolidada ou uma rocha feita principalmente de areia, predominantemente areia de quartzo, muito embora os arenitos contenham freqüentemente feldspato, fragmentos de rocha, mica e numerosos grãos de minerais adicionais, consolidados com silica ou outro tipo de material aglutinante. As formações de arenito contêm normalmente pequenas quantidades de carbonatos, normalmente cerca de 1 até 2% como aglutinante entre os grãos de areia. 0 termo "carbonato" significa um material cujos principais minerais constituintes (tipicamente 95% ou mais) são calcita (calcário) e aragonita (ambos CaC03) e dolomita [CaMg(CO3) 2] , um mineral que pode substituir a calcita durante o processo de dolomitização. 0 HC1 reage essencialmente apenas com carbonatos; o HF reage também com silicatos e silica. É recomendável que a divergência seja realizada de tal forma que o agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito das Configurações da Presente Invenção penetre até uma distância radial de pelo menos 10% da profundidade de invasão do tratamento com "mud acid" para ser obtida uma divergência satisfatória. Entretanto, uma invasão mais profunda deverá ser evitada para que a eficiência da utilização do agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito seja maximizada e para minimização dos danos à formação. Em um tratamento adequadamente projetado, após a injeção do agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito, irá existir um longo tampão de agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito na(s) zona(s) de alta permeabilidade (e/ou em zona(s) não danificadas, e/ou contendo água) (que definiremos como zona ou zonas "não-alvo" para um fluido de estimulação matricial) e um curto tampão de gel de agente de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito na(s) zona(s) de baixa permeabilidade (e/ou em zona(s) danificadas, e/ou contendo óleo) (que definiremos como zona ou zonas "alvo" para um fluido de estimulação matricial). Deverá ser observado que o termo "tampão" não significa que a formação se torna impermeável; ao invés disso, este termo significa que o tampão consiste em uma região de permeabilidade reduzida devida à presença de um gel viscoso. 0 agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito é projetado para não se decompor até depois da injeção do fluido de estimulação matricial (de forma a poder bloquear o ingresso do fluido de estimulação matricial para a zona não-alvo), e assim o fluido de estimulação matricial de baixa viscosidade tem que achar um caminho através do tampão curto de agente aquoso de acidificação autodivergente de alta viscosidade para uso no estágio de pré-tratamento de arenito, para efetuar o tratamento da zona-alvo. Assim, para ser obtido êxito, deverá ser injetada uma quantidade adequada de agente aquoso de acidificação autodivergente de para uso no estágio de pré- tratamento de arenito e deverá existir um contraste de viscosidade adequado entre o agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito e o fluido de estimulação matricial.

Devido ao fato de os arenitos conterem inevitavelmente pelo menos pequenas quantidades de carbonatos contendo cálcio, quando os tratamentos de estimulação matricial de arenitos envolvem HF para dissolução de silica, deverá ser prevista alguma forma de impedir a interação de Ca++ e F~, caso contrário ocorrerá uma precipitação de CaF2. Isto significa inevitavelmente a injeção de uma seqüência de diferentes fluidos. A seqüência preferencial de injeção de fluidos em acidificação de arenitos consiste em um produto mutuamente solvente de pré-tratamento opcional, seguido de um espaçador de salmoura opcional, seguido do agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré- tratamento de arenito, seguido de um pré-tratamento opcional de HC1 (que irá para a zona a ser estimulada), seguido de um fluido ácido principal ("mud acid") de HC1/HF que irá para a zona a ser estimulada, seguido de um produto de pós-tratamento. Poderá ser utilizado qualquer ácido com capacidade de dissolução de arenito, isto é, "mud acids" com diversas concentrações de quocientes de HC1 e HF, ácidos em que o HF é gerado de um precursor ao invés de ser adicionado diretamente, e ácidos contendo agentes quelantes para alumínio tais como ácidos policarboxílicos e ácidos aminopolicarboxílicos. 0 produto mutuamente solvente de pré-tratamento (tal como cerca de 10% de éter etileno glicol monobutil em água) é utilizado em poços de petróleo para remover óleo da rocha destinada a ser contatada pelo agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito; isto é feito para impedir um contato do agente tensoativo com o óleo, já que o óleo atuaria como agente de quebra de micélios. Se for utilizado um solvente mútuo, o mesmo será seguido por um espaçador de salmoura (tal como cerca de 3 até cerca de 5% de cloreto de amônia) para remover o solvente mútuo da rocha a ser contatada pelo agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito, já que o solvente mútuo também atuaria como agente de quebra de micélios. É comum que o HC1 ou HC1/HF também inclua um ácido orgânico tal como ácido acético ou ácido fórmico. Um solvente mútuo, tal como 10% de éter etileno glicol monobutílico em água, é utilizado como agente de pós-tratamento para remover qualquer agente tensoativo umedecedor de óleo da superfície e deixar a mesma umedecida com água. Na acidificação de arenito convencional de acordo com a técnica anterior, o agente de pré-tratamento de HC1 é normalmente uma solução de 5 até 15% de HC1 contendo um inibidor de corrosão. Ele remove Na+ e K+ e dissolve calcita (carbonato de cálcio). Isto impede uma precipitação subseqüente de fluorosilicato de potássio ou sódio ou de fluoreto de cálcio quando o HF é introduzido, e permite uma economia de HF, que é mais dispendioso. 0 agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré- tratamento de arenito de acordo com Configurações da Presente Invenção substitui uma parte ou a totalidade do agente convencional de pré-tratamento de HC1. Normalmente, um agente convencional de pré-tratamento de HCl será ainda utilizado após o agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito, devido ao fato de ser necessário realizar um pré- tratamento da zona que será estimulada. 0 agente de pós- tratamento (para poços de petróleo com um hidrocarboneto semelhante a óleo diesel, ou 15% de HCl; para poços de gás, ácido ou um gás como nitrogênio ou gás natural) também isola o HF reagido da salmoura que pode ser utilizada para lavar a tubagem, além de restaurar uma condição de umedecímento com água na formação de quaisquer precipitados que possam ter sido formados. Se o agente de pós-tratamento consistir em um gás, quaisquer aditivos de limpeza são adicionados no último estágio de HCl/HF. A seqüência de estágios pode ser repetida, por exemplo mediante tratamento seqüencial de seções de uma formação penetrada por um furo perfurado, por exemplo cerca de 15 até cerca de 25 pés de extensão de cada vez. Os agentes de pré-tratamento e/ou pós-tratamento também auxiliam a minimização de quaisquer incompatibilidades entre agentes químicos de divergência, fluidos de tratamento, e óleo. Dependendo da formulação do fluido, da duração do tratamento, e da temperatura, após a injeção do último fluido o poço poderá ser fechado durante um período de tempo curto, suficiente para a decomposição do agente tensoativo no agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito antes de o poço ser reaberto e a produção de fluido ser reiniciada. A concentração de ácido inorgânico no agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré- tratamento de arenito é selecionada com base na temperatura, no intervalo de tempo durante o qual o gel deverá permanecer estável e o intervalo de tempo após o qual o mesmo deverá se degradar, no volume de fluido aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré- tratamento de arenito que deverá contatar um determinado volume de rocha, no fato de a rocha conter ou não minerais inorgânicos sensíveis a ácido (particularmente minerais sensíveis a HC1) e na quantidade de ácido com a qual um determinado volume da rocha irá reagir. Todas as informações, com exceção da última, são determinadas a partir de informações geológicas e do projeto do trabalho; a última informação pode ser determinada por uma simples experiência em laboratório caso exista uma amostra de rocha disponível, ou pode ser calculada caso a composição da rocha seja conhecida. Com estas informações a concentração de ácido inorgânico pode ser prontamente determinada para que o fluido tenha uma baixa viscosidade quando é bombeado, para que a reação com a rocha reduza suficientemente a concentração de ácido para que a viscosidade aumente significativamente (por exemplo em pelo menos 50 cP) e para que uma quantidade suficiente de ácido permaneça no gel para degradar o agente tensoativo após um intervalo de tempo adequado. A concentração ideal de ácido inorgânico, a título de exemplo não limitativo, é de cerca de 12% de HC1. A tendência a ser observada consiste no fato de que quanto mais elevada for a concentração de ácido total no fluido inicial, mais baixa será sua viscosidade quando formulado. Isto é desejável devido ao fato de os fluidos de viscosidade mais baixa serem mais fáceis de injetar e porque existirá um maior contraste de viscosidade, e portanto uma melhor divergência, entre o fluido conforme bombeado e a viscosidade mais elevada obtida após uma parte do ácido ter sido consumida. Entretanto, por um lado, para muitas formações sensíveis a HC1, a concentração de HC1 deverá ser mantida tão baixa quanto possível e o ácido suplementar requerido deverá ser provido com um ácido orgânico, mas por outro lado, se a formação não for sensível a HC1 e contiver uma quantidade substancial de carbonato (que irá reduzir muito o teor de HC1 por reação), poderá nesse caso ser utilizada uma concentração mais elevada de HC1, opcionalmente sem nenhum ácido orgânico. Um outro equilíbrio deverá ser buscado entre a capacidade de aumento de viscosidade do fluido no momento e local adequados, e sua subseqüente tendência para se decompor. A geração do aumento de viscosidade do fluido das Configurações da Presente Invenção não depende de temperatura.mas depende da redução da concentração de ácido total; entretanto, a estabilidade do fluido depende tanto da temperatura quanto da concentração de ácido. 0 agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito das Configurações da Presente Invenção pode igualmente ser utilizado como desviador para uma outra forma de estimulação matricial, tratamento de arenito por agentes quelantes, um tratamento análogo à acidificação de arenito.

No tratamento de arenito por agentes quelantes, fluidos contendo altas concentrações desses agentes quelantes, tal como, a titulo de exemplo não limitativo, ácido etilenodiaminotetraacético, ácido hidróxietiletilenodiaminotriacético ou ácido hidróxietiliminodiacético ou seus diversos sais, ou misturas destes ácidos e/ou seus sais, são injetados para o interior de uma matriz de arenito para dissolverem danos consistindo em carbonatos. Estes tratamentos podem ser realizados através de uma faixa muito ampla de valores de pH, desde cerca de 2 até cerca de 10. Normalmente, os agentes quelantes ou seus sais encontram-se presentes no fluido de tratamento em seu limite superior de solubilidade para o pH utilizado. Um método preferencial de tratamento de arenitos por agentes quelantes consiste na utilização desses agentes quelantes na presença de ácidos inorgânicos fortes tais como HC1. O tratamento de arenitos por agentes quelantes deve ser distinguido de outros tratamentos de estimulação utilizados na indústria de petróleo e gás, tais como fraturamento ou acidificação, nos quais quantidades muito menores destes agentes quelantes podem encontrar-se presentes como estabilizadores ou agentes de controle de metais.

Os fluidos e métodos das Configurações da Presente Invenção são utilizados a temperaturas acima das quais o agente tensoativo se decompõe em ácido forte após um período de tempo suficientemente longo para completar o tratamento de acidificação matricial com "mud acid" porém suficientemente curto para permitir o retorno de fluxo e reinicio de produção em um prazo curto subseqüente. Para cada combinação de agente tensoativo/ácido existe uma temperatura acima da qual o gel não permanecerá suficientemente estável durante um tempo suficientemente longo para permitir a realização de um tratamento de acidificação matricial com "mud acid". Para cada agente tensoativo existe uma temperatura abaixo da qual a decomposição é excessivamente lenta para que o tratamento seja prático, já que até mesmo concentrações muito altas de ácido inorgânico não destruiríam o agente tensoativo em um período suficientemente curto. Por exemplo, o agente tensoativo BET-E-40 é estável para 15% de HC1 durante mais de 34 horas a 21° C; decompõe-se em 2 horas a 66° C em 4% de HC1; e decompõe-se em 1 hora a 88° C em 7% de HC1. Um fluido gelificado contendo 7,5 por cento por peso de BET-E- 40 conforme-recebido, cerca de 7,5 por cento por peso de HC1, 6 por cento por peso de ácido fórmico, e 2,6 por cento por peso de uma mistura de agentes inibidores de corrosão, permanece estável durante mais de 100 minutos a 66° C. Como é evidente, deverá ser entendido que a concentração de ácido de um agente de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito após o mesmo ter sido injetado em uma formação será muito menor que a concentração de ácido do fluido inicial, devido à reação do ácido com a formação. Portanto a decomposição do agente tensoativo em uma formação (ou em um testemunho no âmbito de uma experiência realizada em laboratório) será muito mais lenta. Por outro lado, se o subseqüentemente injetado fluido de estimulação matricial consistir em um ácido forte, o mesmo irá acelerar a taxa de decomposição do agente tensoativo quando o mesmo estiver realizando um percurso de digitação hidráulica através do agente gelificado viscoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito, e quando um fluido de estimulação fresco contatar o gel. Isto auxiliará a limpeza do agente de divergência, e na medida em que passa a existir uma menor quantidade de agente de divergência na zona ou zonas contendo óleo e/ou danificada(s) e/ou de baixa permeabilidade, e uma maior quantidade de fluido de estimulação sendo injetado para essa(s) zona ou zonas, essa(s) zona ou zonas terão uma limpeza mais rápida.

Adicionalmente, na (s) zona ou zonas em que existir um tampão desviador mais curto, o fluido de estimulação matricial irá atravessar mais prontamente e irá contatar a formação de forma mais eficiente.

As composições e métodos das Configurações da Presente Invenção são particularmente vantajosas na medida em que não são causados danos à formação subterrânea nem ao ambiente. Também não são necessários equipamentos localizados na superfície para manuseio de materiais sólidos. Muitos materiais utilizados como agentes de divergência, tais como sais inorgânicos, amido, e polímeros reticulados, podem causar danos ao formarem resíduos de filtração ("filter calces") sobre superfícies do furo de poço ou ao obstruírem os poros da formação. Estes danos podem ser difíceis ou impossíveis de remover. Alguns componentes dos agentes desviadores podem ser tóxicos para seres humanos ou para o meio ambiente. Até mesmo certos agentes desviadores baseados em agentes tensoativos viscoelásticos podem ser prejudiciais. Alguns agentes tensoativos são tóxicos para certos organismos marinhos; alguns agentes tensoativos podem causar alterações indesejáveis de propriedades de humidificação em superfícies minerais; e certos agentes tensoativos podem causar formação de emulsões quando água e óleo se misturam na formação ou na superfície. Entretanto, os agentes tensoativos dos fluidos das Configurações da Presente Invenção, quando utilizados da forma descrita, decompõem - se em pequenos produtos não tóxicos que não são agentes tensoativos. Eles não interferem no fluxo de fluido na formação ou nos equipamentos localizados na superfície, desde que em certas circunstâncias um álcool seja incluído para impedir a formação de lodo conforme foi descrito mais acima.

As composições das Configurações da Presente Invenção menos danosas ao meio ambiente que as composições utilizadas anteriormente, na medida em que os fluidos injetados que retornam para a superfície não contêm agentes tensoativos e os produtos de decomposição não incluem quaisquer materiais que não sejam solúveis alternativamente em água ou em óleo. Além disso, acredita-se que os produtos de decomposição (por exemplo o ácido erúcico e a amina formada pela hidrólise do agente tensoativo de BET-E-40) não sejam tóxicos para os seres humanos. Não existem restrições quanto à ordem de adição dos componentes quando os agentes aquosos de acidificação autodivergentes para uso no estágio de pré-tratamento de arenito estão sendo preparados. A mistura de agente tensoativo conforme-recebido; água; ácido inorgânico; e ácido orgânico; e materiais opcionais tais como álcoois; co-tensoativos; agentes quelantes; e sal, podem ser misturados em qualquer ordem seja em campo ou em um local separado. Alternativamente, qualquer combinação de alguns dos componentes poderá ser previamente misturada no local de operação ou em um local separado, podendo ser posteriormente adicionado(s) um outro componente ou componentes. Os fluidos podem ser misturados em lotes ou misturados no momento de serem utilizados. Podem ser utilizados equipamentos e métodos convencionais de mistura; aquecimento e agitação especial não são normalmente necessários mas podem ser utilizados. 0 aquecimento pode ser empregado em condições ambientais extremamente frias.

As quantidades exatas de componentes e o agente tensoativo ou mistura de agentes tensoativos especificamente utilizado(s) dependerão da viscosidade desejada, da temperatura de utilização, do intervalo de tempo pretendido até a viscosidade cair abaixo de um valor previamente determinado, e de outros fatores similares.

Conforme ocorre habitualmente nos tratamentos de acidificação, a formulação compreenderá tipicamente agentes inibidores de corrosão, mais preferencialmente pequenas quantidades de agentes inibidores de corrosão baseados em aminas quaternárias, por exemplo em uma concentração desde cerca de 0,2 por cento até cerca de 1,5% por peso, preferencialmente desde cerca de 0,4 até cerca de 1,0%, e mais preferencialmente ainda desde cerca de 0,2% até cerca de 0,6%. O ácido fórmico pode igualmente ser utilizado como agente inibidor de corrosão, tipicamente em uma concentração desde cerca de 0,1 até cerca de 2,0 por cento por peso. Todos os outros aditivos normalmente utilizados em fluidos de tratamento em operações de exploração e produção de petróleo e gás, tais como, sem limitação, auxiliares de prevenção de corrosão; inibidores de formação de crosta; agentes biocidas; agentes de controle de vazamento; agentes estabilizadores de folhelho tais como cloreto de amônia, tetrametil cloreto de amônia, ou polímeros catiônicos; sais monovalentes e polivalentes e polieletrólitos; outros agentes tensoativos; agentes de tamponamento ("buffers"); agentes de prevenção de emulsionamento; agentes depressores de ponto de congelamento; agentes de redução de ferro; agentes quelantes para controle de certos cátions multivalentes, e outros, podem igualmente ser incluídos na formulação de agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito conforme forem julgados necessários, desde que nenhum dos mesmos perturbe a estrutura, estabilidade ou subseqüente degradabilidade dos materiais de gel de agente tensoativo. Similarmente, outros fluidos utilizados em conjunto com o fluido das Configurações da Presente Invenção, tais como agentes de espaçamento, agentes de tratamento ("flushes"), e similares, poderão conter esses aditivos, também neste caso desde que não interfiram na função do agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré- tratamento de arenito. Será previsível, e irá situar-se dentro do escopo das Configurações da Presente Invenção, a realização de testes em laboratório ou a realização de simulações em computador para assegurar o caráter adequado de todos os aditivos.

Deverá ser observado que muito embora não tenham sido realizados testes, é previsto que a formulação das Configurações da Presente Invenção seja sensível ao ferro, em particular a íons ferrosos em uma concentração de cerca de 2000 ppm (partes por milhão) ou mais. Um pré-tratamento com um agente redutor de ferro e um agente quelante é portanto recomendado antes do tratamento ácido. Muito embora as formulações das Configurações da Presente Invenção sejam compatíveis com pequenas concentrações de agentes inibidores de emulsionamento, para impedir a ocorrência de emulsões e lodo, é igualmente boa prática realizar um pré-tratamento no poço com um solvente mútuo, preferencialmente éteres, álcoois ou ésteres de baixo peso molecular, e mais preferencialmente com éter etileno glicol monobutílico. É importante observar que, diferentemente de muitos outros tipos de gel baseados em agentes tensoativos viscoelásticos, as formulações da Configurações da Presente Invenção não requerem que óleo, água da formação ou solvente mútuo flua(m) retornando da formação para quebrar o gel, já que o ácido inorgânico age como agente de quebra ("breaker") . Dessa forma a quebra do gel na(s) zona(s) de baixa permeabilidade irá ocorrer na mesma taxa que a quebra do gel na(s) zona(s) de alta permeabilidade. A quebra do gel por diluição é um processo muito menos eficiente que a destruição do agente tensoativo por ácido, e dessa forma o fluxo de água da formação para o gel na(s) zona (s) de alta permeabilidade poderia retardar a quebra do agente tensoativo na zona da água pelo ácido (devido à diluição do ácido) e dessa forma prolongar ao invés de reduzir a ação de divergência. Muito embora as formulações das Configurações da Presente Invenção não requeiram adição de agentes de quebra ("breakers") para os micélios ou para os agentes tensoativos, podem ser adicionados às mesmas agentes de quebra ("breakers") suplementares, particularmente sob baixas temperaturas. 0 sistema é ajustado de tal forma que o tempo de quebra seja mais longo que o tempo de bombeamento de "mud acid". A duração de quebra será uma função do agente tensoativo selecionado e da concentração do mesmo; da temperatura; do ácido selecionado e da concentração do mesmo; da concentração iônica e da natureza tanto de íons quanto de cátions, incluindo formas ionizadas de outros aditivos tais como agentes quelantes, caso estejam presentes; e da natureza e quantidade de álcool presente.

Entretanto, para cada determinado tipo de agente tensoativo é previsto que os valores de estabilidade sejam aproximadamente idênticos (por exemplo para BET-0 em comparação com BET-E como função de tempo, temperatura e concentração de ácido) devido ao fato de terem o mesmo grupo receptor de densidade eletrônica na funcionalidade de produto químico degradável. (A distância entre o grupo receptor de densidade eletrônica e a ligação que é quebrada faria diferença). Os agentes tensoativos possuindo diferentes grupos receptores de densidade eletrônica terão com o resultado diferentes faixas de valores de estabilidade. As variações na quantidade de ácido que atua como agente de quebra de tensoativos podem ser utilizadas para controle do momento em que o gel é quebrado a uma determinada temperatura. Existirá uma certa faixa de concentrações de ácido remanescente após os agentes aquosos de acidificação autodivergentes para uso no estágio de pré- tratamento de arenito terem reagido com o carbonato existente no arenito e terem formado um gel desviador, por exemplo desde cerca de 4% até cerca de 7%, para BET-E, em cujas concentrações a resistência do gel será aproximadamente a mesma a uma determinada temperatura, porém o tempo até a quebra diminuirá proporcionalmente a um aumento de concentração de ácido.

Os fluidos podem ser espumados ou energizados caso isso seja pretendido, por exemplo com nitrogênio, dióxido de carbono, ou misturas destes gases. Os próprios agentes tensoativos de BET são formadores de espuma, mas podem ser adicionalmente providos agentes suplementares de formação de espuma desde que estes não interfiram na função do agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito. Outros importantes usos para estes fluidos incluem usos como pastilhas para situações de perda de fluido, pastilhas para fechamento de poço ou para operações temporárias de impedimento seletivo de fluxo de água. Para estes usos são preferenciais valores de viscosidade de pelo menos cerca de 30 até cerca de 50 cP medidos a uma taxa de cisalhamento de 100 seg-1. Muito embora os usos sejam descritos em termos de poços de produção de petróleo e/ou gás, os fluidos e métodos podem igualmente ser utilizados para poços de injeção (tal como para aperfeiçoamento de recuperação ou para armazenagem e descarte) ou para poços de produção de outros fluidos tais como dióxido de carbono ou água.

Exemplo 1. Foram realizados experimentos nos quais foram bombeados fluidos para o interior de testemunhos de arenito Berea, e em que foram determinadas as permeabilidades à água antes e depois dos tratamentos. Os testemunhos, que tinham 1 polegada (2,54 cm) de diâmetro e 12 polegadas (30,5 cm) de comprimento, foram aquecidos até alcançarem a temperatura desejada mediante aquecimento com uma fita de aquecimento externa em duas células Hassler. Os dados do primeiro experimento encontram-se ilustrados na Tabela 1. O agente aquoso de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito ("Self- Diverting flush Sandstone Acid" - SDSA) em cada caso consistia em uma solução aquosa de 7,5% de BET-E-40 conforme-recebida, 12% de HC1 concentrado, 5% de ácido fórmico, 1% de metanol, 2% de Agente Inibidor de Corrosão "A" (85% de ácido fórmico em água) e 0,6% de Agente Inibidor de Corrosão "B" (um conjunto de aditivos contendo agentes inibidores de corrosão baseados em aminas quaternárias). Este fluido será designado como SDSA-1. O "fluido de estimulação matricial" (Matrix Stimulation Fluid - MSF) era em cada um dos casos uma solução aquosa de 15% de HC1 concentrado, 6% de metanol, e 0,6% de Agente Inibidor de Corrosão "B", exceto no Experimento 4, em que não existia metanol no MSF. (O HF foi deixado fora deste "fluido de estimulação matricial" para evitar complexidades experimentais). O fluido com 6% de metanol será designado como MSF-1. Cada fluido foi injetado a 2,5 ml/minuto. O confinamento foi feito à temperatura ambiente com o MSF no testemunho.

Tabela 1. Experimentos com Testemunhos Individuais A tendência observável nos testes 1-3 foi devida à hidrólise do agente tensoativo; quanto mais longo foi o tempo de confinamento, mais substancial foi a hidrólise do agente tensoativo, o grau de limpeza, e portanto a permeabilidade recuperada. No Experimento 4, sem pretender limitar a questão teoricamente, acredita-se que foi injetada uma quantidade insuficiente de MSF, e dessa forma o sistema provavelmente não manteve uma concentração suficientemente elevada de ácido para uma hidrólise suficiente. No Experimento 5, sem pretender limitar a questão teoricamente, acredita-se que o melhor resultado foi devido tanto à hidrólise mais substancial quanto a uma estimulação mais substancial (maior dissolução de CaC03) resultante do tempo mais longo de confinamento e da maior quantidade de MSF em comparação com o Experimento 4. Estes resultados demonstram a importância de projetar uma operação que permita obter os três efeitos pretendidos de divergência, estimulação e limpeza. A Figura 3 ilustra a queda de pressão através do testemunho durante a injeção de fluido no Experimento 5.

Pode ser observado que durante a injeção do agente de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré- tratamento de arenito, a queda de pressão através do testemunho aumentou de forma consistente, à medida que a viscosidade do gel aumentava no interior do testemunho devido ao consumo de HC1 por dissolução de carbonato.

Quando o fluido de baixa viscosidade de estimulação matricial foi introduzido, a queda de pressão permaneceu com um valor elevado, indicando uma grande resistência ao fluxo deste fluido. Sem pretender limitar a questão teoricamente, acredita-se entretanto que em uma formação subterrânea o fluido seria desviado para uma zona diferente; neste caso, não existindo tal alternativa, o fluido de baixa viscosidade realizou um percurso de digitação hidráulica através do desviador. 0 fluido aparentemente terminou de atravessar o desviador após cerca de 40 minutos e posteriormente a queda de pressão permaneceu bastante significativa e constante, indicando que ainda havia presença de desviador nos poros do testemunho. A queda de pressão durante a medição de permeabilidade à água no inicio do experimento tinha sido de 14 psi (0,097 MPa ou 0, 9842 kgf/cm2) . De fato, é este processo de digitação hidráulica (devido ao contraste de viscosidade) que contribui para o êxito do método das Configurações da Presente Invenção. Em um tratamento adequadamente projetado, após a injeção de SDSA, existirá um tampão de gel SDSA mais longo na zona de alta permeabilidade (e/ou na zona não danificada, e/ou na zona que contém água) e um tampão de gel SDSA curto na zona de baixa permeabilidade (e/ou na zona danificada e/ou na zona que contém óleo). O SDSA é projetado para não se decompor até um momento posterior à injeção de MSF (para poder bloquear o ingresso de MSF na zona não-alvo), portanto o MSF de baixa viscosidade é obrigado a realizar um percurso de digitação hidráulica através do SDSA de alta viscosidade para ir tratar a zona alvo.

Exemplo 2. Foram realizados muitos experimentos com dois testemunhos, nos quais foram utilizados os mesmos métodos que no Exemplo 1, exceto no fato de o fluido ter sido injetado através de um dispositivo separador de saida para ter acesso igual a cada um dos dois testemunhos. Os fluidos foram bombeados para os dois testemunhos a uma taxa de fluxo total constante. Entretanto, a taxa de fluxo em cada testemunho dependia da permeabilidade relativa dos testemunhos, das alterações de viscosidade de fluido nos testemunhos durante os experimentos (com a formação de tampões de gel de diferentes extensões), e da limpeza conforme os tampões de gel eram destruídos. Foi efetuada a medição da quantidade de fluido quer ingressou em cada testemunho (e da queda de pressão através do testemunho).

Os dados básicos de cada experimento encontram-se ilustrados na Tabela 2.

Tabela 2. Experimentos com Dois Testemunhos * Ambos os testemunhos foram injetados com mais de dois volumes de poro de um fluido consistindo em 12% de HC1; 6% de ácido fórmico; 2% de agente A; 0,6% de agente B; e 6% de metanol anteriormente à injeção de SDSA. SDSA-1: 12% de HC1; 6% de ácido fórmico; 2% de agente A; 0,6% de agente B; 1% de metanol; 7,5% de BET-E-40 SDSA-2: 12% de HC1; 6% de ácido fórmico; 2% de agente A; 0,6% de agente B; 6% de metanol; 7,5% de BET-E-40 MSF-1: 15% de HC1; 0,6% de agente B; 6% de metanol MSF-2: 3% de NH4C1 MSF-3: 12% de HCl; 0,6% de agente B; 6% de metanol MSF-4: 12% de HCl; 2% de agente A; 0,6% de agente B; 6% de metanol; 6% de ácido fórmico MSF-5: 12% de HC1; 3% de HF

Os resultados destes experimentos encontram-se ilustrados nas Figuras 4-12. Nestas figuras, o valor instantâneo de porcentagem por peso do fluido sendo injetado que se encaminhava para cada testemunho é ilustrada em função do tempo. Cada figura ilustra a injeção de SDSA, seguida por um breve intervalo de alguns minutos durante os quais foi feita a troca do fluido injetado, sendo em seguida injetado o MSF. Por exemplo, no Experimento 6 (Figura 4), o SDSA-l foi injetado durante os primeiros 25 minutos, e em seguida, após um intervalo de cerca de 2 minutos para troca do fluido, o MSF-1 foi injetado durante cerca de 18 minutos. Inicialmente, quase 80% do SDSA-l foram para o testemunho que continha água, e após cerca de 11 minutos, quantidades iguais de DSDS-1 ingressavam em cada testemunho; ao final da injeção de agente de divergência, 60% do fluido ingressava no testemunho que continha óleo. No começo da injeção de MSF, quase 80% do fluido estava seguindo para o testemunho que continha água, e à medida que a injeção de MSF prosseguiu, a quantidade de fluido que se dirigiu para o testemunho que continha água aumentou.

As Figuras 4 e 5 ilustram dois experimentos (6 e 7) nos quais em cada um dos casos um testemunho foi em primeiro lugar injetado com mais de um volume de poro de óleo diesel após as permeabilidades iniciais terem sido medidas com água. Desta forma, no inicio dos experimentos de divergência, um testemunho continha óleo diesel como fase continua e encontrava-se com uma saturação de água baixa; o outro testemunho continha somente água. Em cada um destes experimentos, as permeabilidades iniciais dos dois testemunhos eram aproximadamente idênticas. Pode ser observado que em cada um dos casos, inicialmente 80-90% do SDSA seguiram para o testemunho que continha água, porém à medida que a injeção prosseguiu, uma quantidade sempre crescente do SDSA seguiu para o testemunho que continha água. Não pretendendo uma limitação teórica, acredita-se que isto ocorreu porque inicialmente o fluido aquoso injetado seguiría para o testemunho que continha água, mas com o tempo estava se formando um tampão de gel de alta viscosidade no testemunho que continha água. A injeção de SDSA foi interrompida no Experimento 7 mais ou menos no momento em que quantidades iguais de SDSA estavam ingressando em cada testemunho. Quando o fluido injetado foi substituído por um MSF nesse experimento, a maior parte do MSF prosseguiu para o testemunho que continha óleo, o que é exatamente aquilo que seria desejado para uma divergência adequada em condições de campo. Entretanto, no Experimento 6, a injeção de SDSA continuou substancialmente além do, ponto em que quantidades iguais de SDSA estavam ingressando em cada testemunho; muito embora isso não se encontre ilustrado, a pressão em ambos os testemunhos tinha se tornado muito elevada à medida que o bombeamento prosseguia. Neste caso, quando o fluido injetado foi substituído por um MSF, a maior parte do MSF seguiu para o testemunho que continha água. Muito embora não seja pretendida uma limitação teórica, acredita-se que uma quantidade excessiva de agente de divergência tinha sido injetada no testemunho que continha óleo, de tal forma que quando foi dado início ao MSF aquoso, este ingressou preferencialmente no testemunho que continha água. Estes resultados demonstram que deverá ser selecionada uma quantidade correta de SDSA, sendo que se a operação não for adequadamente projetada poderá ocorrer um consumo excessivo do mesmo.

Os Experimentos 8 e 9 (Figuras 6 e 7) constituem excelentes exemplos de tratamentos realizados com êxito. Em cada um dos casos, os testemunhos foram saturados com salmoura, sendo em seguida realizada a injeção de cerca de um volume de poro de SDSA, e sendo subseqüentemente injetado MSF. No Experimento 8, o "MSF" consistiu em NH4C1; no Experimento 9, consistiu principalmente em HC1. Em cada um dos casos, o SDSA ingressou primariamente no testemunho de alta permeabilidade, conforme seria previsível.

Entretanto, sem pretender uma limitação teórica, na medida em que em cada experimento a quantidade total de SDSA injetado foi igual ao volume total de poro de ambos os testemunhos, e ingressou no testemunho de alta permeabilidade cerca do dobro do fluido que ingressou no testemunho de baixa permeabilidade no Experimento 8, e ingressou no testemunho de alta permeabilidade cerca do quádruplo do fluido que ingressou no testemunho de baixa permeabilidade no Experimento 9, acredita-se que em cada um dos casos, o testemunho de alta permeabilidade se encontrava preenchido com um gel de SDSA viscoso, enquanto o testemunho de baixa permeabilidade continha algum gel somente na extremidade frontal. Em seguida, quando o MSF foi injetado, seguiu inicialmente para o testemunho de alta permeabilidade, mas com o tempo realizou um percurso de digitação hidráulica através da quantidade menor de gel no testemunho de baixa permeabilidade, erao fim de um certo tempo uma maior quantidade de MSF estava ingressando no testemunho de baixa permeabilidade, o que é exatamente aquilo que seria necessário para uma divergência realizada com êxito. Os sistemas foram então confinados à temperatura ambiente durante 12 horas e as permeabilidades de cada um dos testemunhos foram novamente medidas com água. 0 testemunho inicialmente de baixa permeabilidade em cada um dos casos recuperou uma fração muito maior de sua permeabilidade que o testemunho inicialmente de alta permeabilidade. Na realidade, o testemunho de baixa permeabilidade, que se acredita que estivesse preenchido com ácido quando foi confinado por 12 horas (muito embora o ácido fosse HC1, e não contivesse HF), tinha uma maior permeabilidade após o experimento que antes do experimento.

Isto é provavelmente devido à dissolução de pelo menos uma parte do carbonato do testemunho. Isto não ocorreu quando o "MSF" não continha ácido. 0 Experimento 10 (não representado em figura) ilustra que o arenito deverá ter alguma capacidade para consumir ácido no SDSA. Nesse experimento, os testemunhos foram inundados com mais de dois volumes de poro de 12% de HC1 anteriormente à injeção de SDSA. Acredita-se que desta forma foi consumido todo o carbonato. O SDSA não causou nenhuma divergência. Quando o MSF foi iniciado, uma maior quantidade do mesmo seguiu para o testemunho de alta permeabilidade, e à medida que a injeção de MSF prosseguiu, uma quantidade sempre crescente do mesmo seguiu para o testemunho de alta permeabilidade. Ao final do experimento, estava ingressando no testemunho de alta permeabilidade uma proporção do MSF ligeiramente maior que aquela que seria previsível com base nas permeabilidades iniciais. Após o experimento, cada um dos testemunhos apresentava uma permeabilidade à água ligeiramente superior à permeabilidade verificada anteriormente ao experimento.

Os Experimentos 11-15 (Figuras 8-12) ilustram em todos os casos inundações de testemunhos que demonstram a ocorrência de divergência causada com êxito pelo SDSA. (Cada uma destas figuras ilustra, durante os primeiros minutos, a injeção de um total de menos de cerca de 0,2 volumes de poro de salmoura utilizada para determinação da permeabilidade inicial.) Estes experimentos ilustram uma variedade de temperaturas, permeabilidades, contrastes de permeabilidade, e tempos de confinamento. Em cada um dos casos, a maior parte do SDSA ingressou inicialmente no testemunho de alta permeabilidade, mas a maior parte do MSF ingressou eventualmente no testemunho de baixa permeabilidade e o valor de permeabilidade recuperada do testemunho de baixa permeabilidade após a realização do experimento foi maior devido à maior eficiência de limpeza e de estimulação.

Muito embora os métodos tenham sido aqui descritos e sejam mais tipicamente utilizados relativamente à produção de hidrocarbonetos, estes métodos podem igualmente ser utilizados em poços de injeção e para produção de outros fluidos, tais como água ou salmoura. - REIVINDICAÇÕES -

Claims (7)

1. AGENTE DE ACIDIFICAÇÃO AUTODIVERGENTE PARA USO NO ESTÁGIO DE PRÉ-TRATAMENTO DE ARENITO, caracterizado por compreender água, um agente tensoativo hidrolisável em ácido presente em uma quantidade de cerca de 1 a cerca de 6 porcento em peso, um ácido inorgânico em uma quantidade de a partir de cerca de 6 a cerca de 20 porcento em peso não incluindo ácido hidrofluorico, e um ácido orgânico selecionado de ácido fórmico, ácido cítrico, ácido acético, ácido láctico, ácido metil sulfônico e ácido etil sulfônico em uma quantidade de a partir de cerca de 1 a cerca de 20 por cento em peso, a água sendo remanescente em porcento em peso, o agente tensoativo tendo a seguinte estrutura de amida: em que Ri é um grupo hidrocarbila que pode ser de cadeia ramificada ou linear, aromático, alifático ou olefínico e que possui desde cerca de 14 até cerca de 26 átomos de carbono e pode conter uma amina; R2 é hidrogênio ou um grupo alquila que possui desde 1 até cerca de 4 átomos de carbono; R3 é um grupo hidrocarbila que possui desde 1 até cerca de 10 átomos de carbono; e Y é um grupo receptor de densidade eletrônica, preferencialmente um grupo funcional selecionado do grupo que consiste em uma amina quaternária, um óxido de amina, um sulfonato e um ácido carboxílico. tornando o grupo amida difícil de hidrolisar.

2. AGENTE, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por o agente tensoativo consistir em uma betaína com a seguinte estrutura: em que R é um grupo hidrocarbila que pode ser de cadeia ramificada ou linear, aromático, alifático ou olefínico e que possui desde cerca de 14 até cerca de 26 átomos de carbono, preferencialmente desde cerca de 17 até cerca de 22 átomos de carbono, e pode conter uma amina; n = cerca de 2 até cerca de 10, preferencialmente cerca de 3 até cerca de 5; e p = 1 até cerca de 5, preferencialmente 1 até cerca de 3, e misturas destes compostos.

3. AGENTE, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado por o agente tensoativo consistir em uma betaína com a seguinte estrutura: ou a estrutura: em que n = 3 e p = 1.

4. AGENTE, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado por o ácido inorgânico ser selecionado do grupo que consiste em ácido clorídrico, ácido sulfúrico, e ácido nítrico.

5. AGENTE, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado por compreender adicionalmente um álcool, selecionado do grupo que consiste em metanol, etanol, propanol, isopropanol, etileno glicol e propileno glicol.

6. MÉTODO DE TRATAMENTO DE UMA FORMAÇÃO DE ARENITO, que possui uma zona ou zonas que não é/são alvo(s) do tratamento e uma zona ou zonas que é/são alvo(s) do tratamento, penetrada(s) por um furo de poço, caracterizado por compreender a injeção de um agente de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré-tratamento de arenito, de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, para o interior do furo de poço, para bloquear seletivamente a estrutura de poros na zona ou zonas que não constitui ou não constituem alvo(s) do tratamento, no qual hidrólise do agente tensoativo a uma dada temperatura e PH toma mais de pelo menos uma hora a mais do que o tratamento de acidificação, conforme determinado mediante a redução de viscosidade do fluido para menos de 50 cP a uma taxa de cisalhamento de 100 seg'1.

7. Método, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado por compreender a injeção do agente de acidificação autodivergente para uso no estágio de pré- tratamento de arenito, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 até 5, para o interior do furo de poço pata bloquear seletivamente a estrutura de poros na zona ou zonas que não constitui ou não constituem alvo(s) do tratamento e para permitir o ingresso de fluido de fluido na zona ou zonas que é/são alvo(s) do tratamento; com subseqüente injeção de um fluido de estimulação matricial para o interior da formação, em que o fluido de estimulação matricial é desviado da(s) zona ou zonas que não é/são alvo(s) do tratamento e dirigido para a(s) zona ou zonas que é/são alvos do tratamento.