BR102014018797A2 - fluido de tratamento do campo petrolífero, e método - Google Patents

Abstract

fluido de tratamento do campo petrolífero, e método. um método inclui prover um fluido de tratamento de campo petrolífero incluindo solução aquosa de hc1, tendo mais que 15% de hc1 em peso e um agente de fixação (fa) em uma relação molar de fa:hc1 de entre 0,5 e 2,5 inclusiva. o fa é ureia e/ou um derivado de ureia. o fluido de tratamento de campos petrolíferos mais inclui um agente viscosificante que não é uma goma de polissacarídeo vegetal. o método adicionalmente inclui prover o fluido de tratamento do campo petrolífero para uma bomba de alta pressão e operar a bomba de alta pressão para tratar uma formação fluidamente acoplada ao poço.

Description

FLUIDO DE TRATAMENTO DO CAMPO PETROLÍFERO, E MÉTODO

FUNDAMENTOS [0001] As declarações nesta seção apenas provêm informações de fundamentação relacionadas com a divulgação presente e não podem constituir estado da técnica. [0002] O campo técnico geralmente, mas não exclusivamente, refere-se a alta concentração de soluções ácido clorídrico (na sigla em inglês para hydrochloric acid, HC1) com ureia e usos das mesmas. Soluções previamente conhecidas de HC1 com ureia, por exemplo, como descrito na Patente Norte Americana U.S. 4,466,893, utilizam ureia com baixas concentrações de HC1 (a ou abaixo de 15%) e na presença de várias gomas de polissacarideo vegetal. HC1 acima de 15% foi determinado a ser deletério para as propriedades de soluções disponíveis previamente.

SUMÁRIO [0003] Modalidades pertencentes às soluções aquosas tendo uma concentração de HC1 excedendo 15% em peso, adicionalmente incluindo ureia e/ou um derivado de ureia e sendo substancialmente livre de polissacarídeos. Outras modalidades incluem métodos para preparar soluções de ácido-ureia e tratar de formações de campo petrolífero. Este sumário é fornecido para apresentar uma seleção de conceitos que são mais bem descritos abaixo nas modalidades ilustrativas. Este resumo não pretende identificar a características chave ou essenciais do objeto do assunto reivindicado, nem se destina a ser usado como um auxílio na limitação do escopo do objeto do assunto reivindicado. Modalidades adicionais, formam, objetos, características, vantagens, aspectos e benefícios que se tornarão evidentes a partir da seguinte descrição e figuras.

BREVE DESCRIÇÃO DAS FIGURAS [0004] FIG. 1 retrata equipamento exemplar para tratar um poço e/ou uma formação fluidamente acoplada ao poço com um fluido ácido viscosifiçado. [0005] FIG. 2 retrata dados ilustrativos mostrando dados PVBT comparativos entre uma solução de HC1 com e sem um Agente de Fixação.

DESCRIÇÃO DETALHADA DE ALGUMAS MODALIDADES ILUSTRATIVAS [0006] Para fins de promover uma compreensão dos princípios da divulgação, referência agora será feita com às modalidades ilustradas nas figuras e linguagem especifica será usada para descrever as mesmas. Será, no entanto, entendido que nenhuma limitação do escopo da matéria reivindicada é, desse modo, desejada, quaisquer alterações e mais modificações em modalidades ilustradas, e aplicações adicionais dos princípios de aplicação conforme ilustrado nele, como normalmente ocorrem a uma pessoa versada na técnica que a divulgação se refere são contempladas neste documento. [0007] Desde o inicio, deve ser observado que, no desenvolvimento de qualquer tal modalidade real, numerosas decisões de implementação especifica devem ser feitas para atingir objetivos específicos do desenvolvedor, tais como a observância do sistema relacionado e negócios relacionados com restrições, que variarão de uma implementação para outra. Além disso, ele será apreciado que tal esforço de desenvolvimento pode ser complexo e demorado, mas, no entanto, seria um empreendimento de rotina para aqueles versados na técnica tendo a vantagem desta divulgação. Além disso, as composições usadas/divulgadas neste documento também podem incluir alguns componentes que não sejam os citados. No sumário e nesta descrição detalhada, cada valor numérico deve ser lido uma vez que alterado pelo termo "em torno de" (a não ser que já expressamente modificado) e e depois ler novamente como não tão modificado salvo indicado de outro modo no contexto. Além disso, no resumo e esta descrição detalhada, deve ser entendido que uma faixa de concentrações listada ou descrita como sendo útil, adequada ou semelhante, pretende-se que quaisquer e todas as concentrações na faixa, incluindo os pontos de extremidade, é para ser considerado como tendo sido declarado. Por exemplo, "uma faixa de 1 a 10" é para ser lida como um indicador de cada número possível ao longo do contínuo entre cerca de 1 e cerca de 10. Assim, mesmo se os pontos de dados específicos dentro da faixa ou mesmo sem pontos de dados dentro da faixa, são explicitamente identificados ou referem-se apenas alguns específicos, é de se compreender que requerentes apreciam e compreendem todos e quaisquer dados dentro da faixa a ser considerada para ter sido especificada e que requerentes possuíam conhecimento de toda a faixa e todos os pontos dentro da faixa. [0008] O termo "um agente viscosificante presente em uma quantidade efetiva" como utilizado neste documento deve ser entendido em termos gerais. Um exemplo de agente viscosificante inclui qualquer agente que desenvolve a viscosidade em um fluido, incluindo pelo menos polímeros e/ou surfactantes viscoelásticos (na sigla em inglês para viscoelastíc surfactants, VES). A quantidade que é uma quantidade eficaz é dependente da aplicação do fluido. Uma quantidade eficaz exemplar inclui uma quantidade suficiente para fornecer a desejada reologia de fluidos para bombearaento e posicionamento do fluido. Exemplos incluem uma viscosidade suficiente para fornecer um perfil de geração de geometria de fratura desejado (por exemplo, largura suficiente e/ou resposta de altura adequada), um montante que fornece controle de vazamento suficiente (por exemplo, através de controle de viscosidade do vazamento de fluido e/ou parede de construção pelo agente de viscosificante, e/ou uma quantidade de agente de viscosificante suficiente para fornecer uma viscosidade desejada depois de um tempo, a temperatura, depois de um perfil de cisalhamento fornecido ao fluido para entregar o fluido para uma formação com fluidez acoplado a um poço, depois de um tempo de exposição a um material de disjuntor fornecido no fluido, e/ou viscosidade desejada, a tesoura, fluxo e das condições de exposição de fluidos (por exemplo, fluido de formação e/ou fluido de outras fases de um tratamento) esperado ou observado para estar presente durante o tratamento. Outro exemplo inclui uma viscosidade suficiente para transportar e/ou entregar propante, controle de retorno de fluxo, desvio de fluidos e/ou outros componentes particulados de um fluido para a formação e/ou posições desejadas dentro da formação. Ά quantidade de um agente viscosificante que é uma quantidade efetiva pode variar entre estágios de um tratamento e/ou dentro de estágios de um tratamento. Δ seleção de um agente viscosificante e uma quantidade eficaz do agente viscosificante é uma etapa mecânica para um versado na técnica tendo o beneficio das divulgações aqui e ter informações sobre a formação e o tratamento planejado que geralmente seria prontamente disponível para um versado na técnica, tais como taxas de bomba e de cisalhamento, requerimentos de fluido requisitos de fluido de geração de fratura, temperaturas de fundo do poço e/ou trajetória de temperatura do fluido de tratamento. Alguns valores podem ser determinados através de teste ordinário (por exemplo, reologia fluida) do tipo realizado rotineiramente na técnica. [0009] O termo goma de polissacarideo vegetal inclui polímeros tendo uma base material proveniente de plantas, incluindo galactomanano tais como a goma guar, goma karaya, goma tragacanth, goma ghatti, goma acácia, goma konjak, shariz, locus, psyllium, tamarindo, goma de tara, carragenina, goma kauri e produtos modificados como guar hidroxi-propil, guar hidroxi-etil, guar hidroxi-etil carboxi-metil, e guar hidroxi-propil carboxi-metil. Em determinadas modalidades, uma goma de polissacarideo vegetal não inclui um polímero à base de celulose, incluindo pelo menos celulose, hidroxi -etil celulose (na sigla em inglês pára hydroxy-ethyl cellulose, HEC), e/ou carboxi-metil-hidroxi-etil celulose (na sigla em inglês para carboxy-methyl-hydroxy-ethyl cellulose, CMHEC). Em determinadas modalidades, uma goma de polissacarideo vegetal não inclui goma xantana. Em determinadas modalidades, uma goma de polissacarideo vegetal inclui materiais em que a base de polímeros exibe uma quebra de viscosidade na presença de HC1 e/ou HF de modo que a realização de um tratamento bem sucedido em altas frações de HC1 (por exemplo, excedendo 15% de HC1 por peso na fase aquosa do fluido) não é possível ou comercialmente viável, incluindo pelo menos galactomanano tais como a goma guar, goma karaya, goma tragacanth, goma ghatti, goma acácia, goma konjak, shariz, locus, psyllium, tamarindo, goma de tara, carragenina, goma kauri e produtos modificados como guar hidroxi-propil, guar hidroxi-etil, guar hidroxi-etil carboxi-metil, e guar hidroxi-propil carboxi-metil. Em determinadas modalidades, uma "goma de polissacarideo vegetal" não é originária de um material vegetal (por exemplo, um polímero produzido sinteticamente tendo uma composição molecular equivalente a guar, etc.) e, adicionalmente, ou alternativamente um polímero ou outro viscosificante que não é uma "goma de polissacarideo vegetal" é originária de um material vegetal (por exemplo, celulose e/ou um polímero produzido por uma planta geneticamente modificada). Uma modalidade exemplar inclui uma "goma de polissacarideo vegetal", incluindo especificamente os galactomananos, tais como goma de guar, goma de karaya, goma de tragacanto, goma de ghatti, goma de acácia, goma de konjak, shariz, locus, psyllium, tamarindo, goma de tara, carragena, goma kauri, e goma guar, como guar hidroxi-propilo, de guar hidroxi-etilo, carboxi-metilo de guar hidroxi-etilo, e carboxi-metil-hidroxi-propil guar, e excluindo especificamente polímeros de acrilamida com base, polímeros sulfonados, goma xantana, diutan, escleroglucano modificado, um VES, e/ou um polímero à base de celulose. [0010] O termo formação como utilizado neste documento, deve ser entendida em termos gerais. Uma formação inclui qualquer formação porosa com fluidez no subsolo e pode incluir, sem limitação qualquer óleo, gás, condensado, misturas de hidrocarbonetos, parafina, querogênio, água, e/ou C02, aceitando ou provendo formações. Uma formação pode ser fluidamente acoplada a um poço, que pode ser um poço de injeção, um poço de produtor e/ou um poço de armazenamento de fluidos. O poço pode penetrar a formação verticalmente, horizontalmente, em uma orientação desviada, ou combinações destas. A formação pode incluir qualquer geologia, incluindo pelo menos um arenito, calcário, dolomita, xisto, areia de piche e/ou formação não consolidada. O poço pode ser um poço individual e/ou uma parte de um conjunto de poços direcionalmente desviados de um número de poços de superfície em proximidade (por exemplo, fora de uma capa ou anel) ou poço de iniciação único que se divide em vários poços abaixo da superfície. [0011] O termo "fluido de tratamento de campo petrolífero" como utilizado neste documento, deve ser entendido em termos gerais. Em determinadas modalidades, um fluido de tratamento do campo petrolífero inclui qualquer fluido tendo utilidade em uma aplicação do tipo do campo petrolífero, incluindo um gás, petróleo, energia geotérmica, ou poço de injetor. Em determinadas modalidades, um fluido de tratamento do campo petrolífero inclui qualquer fluido tendo utilidade em qualquer formação ou poço aqui descritos. Em determinadas modalidades, um fluido de tratamento do campo petrolífero inclui um fluido acidificante de matriz, um fluido de limpeza do poço, um fluido de decapagem, um fluido de limpeza de danos perto do poço, um fluido de tratamento de surfactante, um fluido de fratura viscosifiçada e/ou qualquer outro fluido, consistente com os fluidos de outro modo descritos neste documento. Os fluidos viscosifiçados descritos neste documento podem ser utilizados em um tratamento de fraturamento e/ou da viscosidade gerada podem habilitar ou melhorar outros tipos de tratamentos. Um fluido de tratamento do campo petrolífero pode incluir qualquer tipo de aditivo conhecido na técnica, que não estão listados neste documento para fins de clareza da descrição do presente, mas que podem incluir pelo menos redutores de atrito, inibidores, surfactantes e/ou agentes umectantes, agentes desviando fluidos, partículas, ácidos retardadores (exceto em contrário neste documento), ácidos orgânicos, agentes, agentes (por exemplo, de C02 ou N2) de energização quelantes, gás gerando agentes, solventes, emulsionar agentes, agentes de controle de retorno de fluxo, resinas e/ou ancoretas. [0012] O termo "bomba de alta pressão" como utilizados neste documento, deve ser entendido em termos gerais- Em certas modalidades, uma bomba de alta pressão inclui uma bomba de deslocamento positivo que fornece uma taxa de bombeamento relevante do campo petrolífero - por exemplo, pelo menos 0,5 barris por minuto (bpm), embora o exemplo específico não seja limitante. Uma bomba de alta pressão inclui uma bomba capaz de bombear líquidos a pressões relevantes do campo petrolífero, incluindo pelo menos 500 psi, pelo menos 1.000 psi, pelo menos 2.000 psi, pelo menos 5.000 psi, pelo menos 10.000 psi, até 15.000 psi, e/ou a pressões ainda maiores. Bombas apropriadas para cimentação do campo petrolífero, acidificação da matriz, e/ou tratamentos de fraturamento hidráulicos estão disponíveis como bombas de alta pressão, embora possam ser utilizadas outras bombas. [0013] 0 termo "fluido de tratamento de campo petrolífero" como utilizado neste documento, deve ser entendido em termos gerais. Uma concentração de tratamento no contexto de uma concentração de HC1 é uma concentração final do fluido antes que o fluido está posicionado no poço e/ou a formação para o tratamento. A concentração de tratamento pode ser a concentração de mistura disponível a partir do HC1 contendo fluido no local do poço ou outro local de onde o fluido é fornecido. A concentração de tratamento pode ser modificada por diluição antes do tratamento e/ou durante o tratamento. Além disso, a concentração de tratamento pode ser modificada através do fornecimento de aditivos para o liquido.

Exemplares e não limitanto as concentrações de tratamento incluem a 7,5%, 15%, 20%, 28%, 36%, e/ou até 45,7% de concentração de HC1 no fluido. Em modalidades determinadas, uma concentração de tratamento é determinada a montante da entrega de aditivos (por exemplo, em um liquidificador, funil ou banheira misturadora) e a alteração da concentração da adição dos aditivos é ignorado. Em determinadas modalidades, a concentração de tratamento é uma fase liquida ou a concentração de ácido da fase de uma porção do liquido final -por exemplo, quando o fluido é um fluido energizado ou emulsionado. Em determinadas modalidades a concentração de tratamento excede 15%. Em determinadas modalidades, a concentração de fluido excede 36% ou excede 37%. [0014] O termo "partículas de área de alta pressão" como utilizados neste documento, deve ser entendida em termos gerais. Em determinadas modalidades, uma partícula de alta de área de superfície alta é uma partícula tendo uma superfície porosa ou complexa que fornece uma área de superfície maior do que uma simples partícula geométrica. Uma partícula de superfície alta exemplar é uma partícula porosa, uma estrutura de metal orgânico, uma partícula tendo mais que 100 m2/g, mas que 500 m2/g, mais que 1000 m2/g, e/ou mais que 10.000 m2/g. Zeólitos, argilas, e/ou materiais adequados para reações catalíticas também podem ser formulados para ser partículas de alta área de superfície. [0015] O termo "derivado de ureia" como usado neste documento deve ser entendido em termos gerais. Um derivado de ureia de exemplo inclui qualquer composto de ureia, tendo pelo menos um dos quatro nitrogênios ligados por hidrogênios substituídos. Os produtos de substituição podem ser qualquer, mas incluem pelo menos um grupo de hidrocarbonetos e podem incluir substituições em um ou ambos os nitrogênios de ureia. Além disso, ou alternativamente, substituições podem incluir grupos cíclicos (por exemplo, ureia de etileno), grupos aromáticos e/ou nitrogênio contendo grupos de hidrocarbonetos. A inclusão de um derivado de ureia na presente divulgação não deve ser lido como limitação de outros derivados de ureia, que podem ser utilizados como alternativa ou adição. [0016] Um fluido de tratamento do campo petrolífero de exemplo inclui HC1 presente em uma quantidade que é maior do que 15% e até 45,7%, em peso, inclusive. 0 fluido de tratamento de campos petrolíferos adicionalmente inclui um agente de fixação (na sigla em inglês para fixing agent, FA) que é uréia e/ou um derivado de ureia. O adicionalmente adicionalmente inclui um agente viscosificante presente em uma quantidade eficaz, em que o agente viscosificante não é uma goma de polissacarídeo vegetal. O FA no fluido de exemplo está presente em uma quantidade que é uma razão molar de FA:HC1 de entre 0,5 e 2,5 inclusive. A quantidade efetiva do agente viscosificante é dependente da finalidade do fluido tratamento do campo petrolífero, conforme descrito anterior e inclui pelo menos suficientes quantidades do agente viscosificante para apoiar o objectivo do fluido de tratamento de campos petrolíferos sob as condições esperadas incluindo taxas de bomba, exposição a cisalhamento, temperatura e fluidos no poço e formação. Exemplares o e não limitação de quantidades eficazes do agente viscosificante incluem quantidades suficientes para fornecer pelo menos 25 cP, pelo menos 30 cP, pelo menos 70 cP, pelo menos 100 cP, pelo menos 400 cP e/ou pelo menos 800 cP na porção de fase aquosa do fluido de tratamento do campo petrolífero não reticulado. O fluido de tratamento do campo petrolífero referenciando o fluido de tratamento do campo petrolífero não reticulado não limita a formulação do fluido de tratamento de campo petrolífero, que pode retículada ou não reticulada ligado a qualquer momento durante um tratamento utilizando o fluido de tratamento do campo petrolífero. Uma quantidade eficaz de exemplo do agente viscosificante inclui uma quantidade suficiente para fornecer um propante desejado, fixando-se tempo para um alvo e/ou para um propante selecionado (por exemplo, um propante padronizado), e/ou uma partícula desejada, fixando-se para um tipo de partícula selecionados (incluindo densidade, tamanho, e/ou formato). [0017] Agentes viscosificantes exemplares e não limitantes incluem uma acrilamida contendo polímero, um polímero sulfonado, goma xantana, diutan, scleroglucan, um VES, uma poliacrilamida catiônica, uma lama de polímero sintético sulfonado e uma emulsão de copolímero de acrilamida. Em determinadas modalidades, um agente viscosificante inclui um polímero à base de celulose, que pode incluir pelo menos celulose, HEC, e/ou CMHEC. [0018] Um fluido de tratamento do campo petrolífero de exemplo inclui o HC1 presente em uma quantidade de pelo menos 20% em peso, onde a relação molar FA:HC1 no fluido é pelo menos 1, e o fluido de tratamento do campo petrolífero apresenta uma viscosidade fluida linear pelo menos 2,5 vezes maior que uma viscosidade de fluido de linha de base. A viscosidade de fluido de linha de base é uma viscosidade fluida de um fluido equivalente, faltando a FA na solução. Um fluido de tratamento do campo petrolífero inclui o agente viscosificante sendo goma xantana, em que a relação molar FA:HC1 no fluido é pelo menos 1, e em que o fluido de tratamento do campo petrolífero apresenta uma viscosidade de gel linear que excede 400 cP. [0019] A número de formulações de fluido viscosifiçado de exemplo é descrito a seguir. A formulação específica criada demonstrar certos aspectos da divulgação presente, as formulações são exemplos não limitantes. As formulações retratadas foram criadas através da criação de uma solução de HC1 de 20% (em peso) para a "linha de base" exemplar e criando uma solução de HC1 a 10% para o "metade da linha de base" exemplar. As formulações de "20% com FA" incluíram 20% HC1 com uma relação molar de FA:HC1 de 1:1 e as formulações de "10% com FA" incluído 10% HC1 com uma relação molar de FA:HC1 de 1:1. O agente viscosificante nas soluções da tabela 1 estava presente em uma quantidade de 25 ppt (25 kg de agente viscosificante por cada mil litros de solução) para os agentes viscosificantes secos e presentes em quantidade para fornecer 25 ppt da espécie viscosificantes ativas para agentes viscosificantes líquidos. As soluções na Tabela 1 foram preparadas pela mistura de 100 mL de solução, incluindo o HC1, misturando a solução por 2 minutos à temperatura ambiente, proporcionando um propante padrão de 20/40 mesh para a solução no final do período de mistura e observando o tempo de assentamento do propante na solução dentro de um cilindro graduado de 100 mL. As viscosidades, indicadas na tabela 1 foram determinadas de acordo com a lei de Stokes a partir do tempo de assentamento do propante, conforme representado na Equação 1: [0020] Na equação 1, μ é a viscosidade do fluido em cP, g é a aceleração da gravidade (m/s2), d é o diâmetro de partícula, em metros, pp é a. densidade de partículas em kg/m3 de, pm é a densidade do fluido em kg/m3 de Vt é a velocidade de queda das partículas em m/s. Fazendo referência a Tabela 1, um número de formulações é retratado. [0021] Conforme mostrado na Tabela 1 a seguir, as soluções de HC1 a 20% mostraram significativamente melhoria de viscosidade total maior geral na maioria dos casos com FA presente, os resultados entre os 20% HC1 e soluções de exemplo de HC1 a 10% não são diretamente comparáveis para determinados fins, como as soluções de HC1 a 20% incluem duas vezes a quantidade de FA (devido a proporção molar de 1:1) em relação as soluções de HC1 a 10%. A quantidade de FA na solução pode ser significativamente maior ou significativamente menor do que a quantidade presente nas soluções descritas na Tabela 1 . Da mesma forma, a quantidade de agente de viscosificante presente na solução pode ser significativamente maior ou menor do que as soluções a 25 ppt providas na Tabela 1.

Tabela 1. Viscosidades observadas em HC1 a 20% (Linha de base) ou a 10% (metade da linha de base)(cP) [0022] Pode ser visto desde as formulações na Tabela 1 que todas as soluções mostraram melhorado de retenção de viscosidade em presença de FA. A melhoria de viscosidade de cerca de 120% para cerca de 4 90% relativa viscosidade retida em relação as formulações em que falta um FA. A maior quantidade de retenção no caso de FA a 20 % pode ser pelo menos parcialmente devido à quantidade de FA aumentada geral na solução. Acredita-se que modalidades tendo HC1 em quantidades inferiores a 20% teria maior retenção de viscosidade com proporções de FA:HC1 superiores a 1:1, embora em determinadas incorporações a relação de FA:HC1 pode ser inferior a 1:1 e acredita-se que alguns viscosidade maior retenção ainda estará presente. [0023] Referindo-se a Tabela 2 a seguir, uma série de formulações de fluido é retratada tendo várias relações molares de FA:HC1. Os fluidos representados na Tabela 2 são exemplos não limitantes e em determinadas modalidades incluem fluidos preparados antes da diluição em um fluido de tratamento do campo petrolífero. Os fluidos representados na Tabela 2 não incluem um agente viscosificante, mas os exemplos na Tabela 2, em uma condição de teste, um fator de retardo exibido por fluidos tendo HC1 e FA nele. Sem se limitar a uma determinada teoria, acredita-se que o retardo do ácido pelo FA seja pelo menos parcialmente responsável para a retenção de viscosidade de fluidos de HC1 e FA, no entanto, acredita- se que outros fatores sejam envolvidos e certos polissacarídeos como produtos na presença de concentrações ácidas altas, no entanto, irão degradar com o tempo e a temperatura no ácido. [0024] A seleção de uma razão molar de FA:HC1 depende da modalidade específica e é uma etapa mecânica para uma das habilidades na técnica tendo o benefício das divulgações neste documento. Será entendido que um limite superior de FA está presente como a solubilidade de FA e HC1 em solução aquosa é alcançada, e que matérias de FA de peso molecular maior fornecerão proporções molares inferiores de FA:HC1 nas maiores concentrações de HC1. Em determinadas modalidades, o FA é selecionado, tendo um peso molecular inferior a 100 g/mol. Além disso ou, alternativamente, a FA pode ter um peso molecular abaixo de 120 g/mol, abaixo de 150 g/mol, abaixo de 175 g/mol, ou maior que estes valores. [0025] Em determinadas modalidades, a solução aquosa inclui uma quantidade de ácido fluoridrico (na sigla em inglês para hydrofluoric acid, HF) . HF apresenta reações distintas de HC1 e é útil em certas aplicações para melhorar a atividade da solução aquosa. Por exemplo, HF é utilizado na limpeza de formações de arenito onde HC1 sozinho não é eficaz para a remoção de certos tipos de danos de formação. Acredita-se que a presente solução aquosa será complexo com HF da mesma forma que os efeitos observados com HC1. Nesse sentido, soluções podem ser formuladas com uma quantidade total de ácido que é muito maior do que formulações atualmente atingíveis. Em determinadas modalidades, o HF está presente em uma quantidade de pelo menos 0,25% em peso. O HF pode estar presente em uma quantidade de até 2%, até 6%, até 10%, até 15%, ou uma quantidade maior. O HF pode estar presente, além da quantidade de HC1, e/ou como uma substituição para uma quantidade de HC1. [0026] Em referência a tabela 2, os fatores de retardo observados para um número de soluções aquosas com HC1 e um FA são apresentados nele. Fator de retardo indica o tempo que demorou ao HC1 retardado de igual concentração eficaz para consumo na presença de certa amostra de calcário, em comparação com o caso do HC1 linear. Note-se que os montantes de HC1 foram entre 15% e 28% em peso. No entanto, dados comparativos acima de 37% não foram possíveis como tais formulações não foram anteriormente alcançadas e um ácido linear acima de 37% não foi possível. No entanto, acredita-se que o efeito de retardo da FA observado nas formulações da Tabela 2 é relevante para formulações tendo mais que 37% de HC1. Os fatores de retardo na Tabela 2 foram determinados a partir de taxas de reação com um carbonato em 68° F (20° C) .

Onde um fator de retardo muito grande é mostrado (ALTO) , que apenas indica que nenhuma reação observável (pelo peso da amostra) ocorreu na tempo da estrutura do teste. No entanto, o ácido retardado nas amostras tendo um (ALTO) mostrou indícios de reação, tais como pela formulação de bolha na superfície de carbonato de amostra utilizada, e o ácido nele foi ativo e não gasto.

Tabela 2 Fatores de retardo observados com certos Agentes de Fixação [0027] Como pode ser visto na Tabela 2, uma variedade de concentrações de FA e HC1 prevêm retardo significativo da atividade de HC1 sobre HC1 sem um FA presente. Acredita-se que o retardo de atividade de HC1 continua para as concentrações de HC1 superior a 37%, embora dados comparativos não sejam possíveis, como foi discutido antes. Em determinadas modalidades, o retardo é suficiente que o uso e manipulação da solução aquosa podem ser realizadas sem adicionais retardadores de ácido presentes na solução aquosa. Isto pode conseguir economias de custo e melhorias ambientais em relação ao retardantes ácidos que podem não ser tão fáceis de manipular e de dispor como uréia e derivados de ureia. A adição suficiente de todo o material vai diluir o ácido para uma concentração mais baixa e, assim, reduzir a capacidade do ácido. Um retardador de ácido, como usado neste documento, inclui qualquer material que reduz a intensidade de ácido através de um mecanismo que não seja mera diluição· Exemplos não limitantes incluem retardantes baseados em ligante quelante, emulsões de fase ácida interna, e/ou retardantes com base em surfactante. [0028] Algumas soluções de exemplo neste documento incluem soluções aquosas tendo uma fração de peso de HC1 superior a 37%, e certos procedimentos neste documento incluem fornecendo e/ou utilizando soluções tendo uma fração de peso de HC1 superior a 37%. Tais soluções não são atingíveis anteriormente. A seção a seguir descreve certos procedimentos não-limitantes para prover soluções aquosas tendo uma fração de peso de HC1 superior a 37%. Uma pessoa versada na técnica, tendo o benefício das divulgações neste documento será capaz de preparar uma solução com uma fração de peso de HC1 maior do que 37% usando o procedimento informado por esta divulgação, mas diferindo os procedimentos neste documento. É também de notar que determinadas modalidades da divulgação presente incluem soluções de HC1 a menos do que a 37% em peso. Tais soluções podem ser fornecidas por meios convencionais, com a adição da FA após o HC1, e/ou com o HC1 e FA adicionado em qualquer quantidade e ordem até que a composição de solução de alvo seja alcançada. [0029] Uma solução aquosa de exemplo inclui HC1 em uma fração de peso excedendo 37%. A solução aquosa inclui um agente de fixação (FA), visto que permite que a fração de HC1 ultrapassar os 37% normalmente entendido por ser o limite de solubilidade de HC1 à pressão atmosférica. Acima de 37%, normalmente, a evolução de gás HC1 da solução impede que a fração de HC1 ficando mais alto. Em determinadas modalidades, a fração de peso de HC1 da solução aquosa pode ser tão alta quanto 45,7%. Em determinadas modalidades, a FA é selecionada para ser 1,3-dimetil ureia e/ou ureia de etileno, e a fração de peso de HC1 da solução aquosa está presente em até 41,1%. [0030] A solução aquosa inclui HC1 e o FA, ambos em solução.

No entanto, o FA e o HC1 podem ser adicionados em qualquer ordem, pelo menos parcialmente. Por exemplo, o FA pode ser dissolvido em água, e então o HC1 adicionado por qualquer método, como gás HC1 borbulhante através dele. Em outro exemplo, o HC1 é adicionado, pelo menos parcialmente, primeiro e depois o FA é adicionado posteriormente, com o HC1 restante adicionado com e/ou após a FA. Em outro exemplo, o FA é fornecido totalmente ou parcialmente como um sólido não dissolvido que se dissolve na solução aquosa, assim que o HC1 é adicionado. Em determinadas modalidades, a quantidade de água presente na solução aquosa está entre 0,3 e 1,3 vezes o valor de FA, inclusive, em massa. [0031] Em determinadas modalidades, a solução aquosa tem uma densidade fluida superior a 1,2 g/mL. Note-se que convencional 36% de HC1 à pressão atmosférica tem uma densidade fluida de cerca de 1,18 g/mL. Em determinadas modalidades, a densidade fluida da solução aquosa pode ter menos do que 1,2 g/mL. Densidades fluidas de várias soluções aquosas são descritas na Tabela 2, apesar de densidades fluida na Tabela 2 serem exemplos não limitantes. [0032] Primeiras soluções aquosas exemplares. Um primeiro conjunto de exemplo de soluções foi preparado em um frasco cônico de 250 nfL contendo 23 g de pó de NaCl, com 11 mL a 98% de H2SO4 adicionado ao recipiente, mas fisicamente separado do NaCl. O vasilhame foi vedado com uma tubulação de i.d. 0,25" ligado à parte inferior de um tubo contendo 3 mL de H20. Em seguida, 3,0 g de pó de ureia foi adicionado ao tubo. Uma solução de exemplo adicionado 1,0 g material de estrutura metal-orgânica (na sigla em inglês para metal-organic-framework, MOF), enquanto outro exemplo não adiciona o material MOF ao tubo. O balão cônico estava agitado, resultando em uma mistura controlada do NaCl e H2S04, levando a geração instantânea de quase 100%, seco a gás de HC1, que por sua vez foi fervido a uma taxa moderada através da solução de H20 no tubo. Este processo levou à dissolução da ureia, além de sua solubilidade normal na água. Sem se limitar a uma teoria de operação, acredita-se que a adução entre HC1 e ureia via ligação de hidrogênio permitido para dissolução da ureia para além do limite de solubilidade normal. No final do processo, 1,0 mL de HC1 contendo solução foi pesado para medir sua densidade. Além disso, a solução foi titulada contra a solução de NaOH a 15% na presença de uma gota indicador fenolsulfoftaleina, da qual foi determinada a concentração eficaz de HC1. [0033] Segunda solução aquosa exemplar. Uma segunda solução de exemplo foi preparada em um frasco cônico de 250 mL contendo 23 g de pó de NaCl, com 11 mL a 98% de H2S04 adicionado ao recipiente, mas separado fisicamente do NaCl. O vasilhame foi vedado herméticamente com uma tubulação de i.d. 0,25" ligada à parte inferior de um tubo contendo 3 ml de H20. Em seguida, 4,5 g de 1,3-dimetil ureia foi adicionado ao tubo. O balão cônico estava agitado, resultando em uma mistura controlada do NaCl e H2S04, levando a geração instantânea de quase 100%, seco a gás de HC1, que por sua vez foi fervido a uma taxa moderada através da solução de H20 no tubo. Este processo levou à dissolução de 1,3-dimetil ureia, além de sua solubilidade normal na água. No final do processo, 1,0 mL de solução contendo HC1 foi pesada para medir sua densidade. Além disso, a solução foi titulada contra a solução de NaOH a 15% na presença de uma gota indicador fenolsulfoftaleina, da qual foi determinada a concentração eficaz de HC1. [0034] Com referência a Tabela 3, um número de soluções experimentais são retratados. Cada uma das soluções descritas foram criadas de uma forma consistente com ou semelhante à descrita para o primeiro exemplo de conjunto de soluções e a segunda solução de exemplo descrita anteriormente.

Tabela 3. Soluções aquosas exemplares [0035] Pode ser visto na Tabela 3 que um número de soluções tendo uma FA e HC1 foram desenvolvidos que tem mais de 37% HC1 em peso. As soluções foram criadas, fornecendo uma solução aquosa inicial e dissolvendo o gás de HC1 na solução. Em certas formulações, ureia estava presente na solução inicial e/ou adicionado e dissolvido com processo de dissolução de HC1 As formulações na tabela 3 têm mais altas concentrações de HC1 que formulações aquosas de HC1 anteriormente conhecidas em condições ambiente. A quinta solução foi formulada com partículas de estrutura de metal orgânico (MOF) na solução. As partículas do MOF podem ser removidas após a dissolução do HC1, ou eles podem ser deixados na solução. [0036] Sem limitar a divulgação de uma teoria particular de operação, acredita-se que os complexos de FA com as moléculas de HC1 para mantê-los em solução em concentrações mais elevadas do que o anteriormente conhecido. Em determinadas modalidades, a FA inclui uma amina primária na molécula (por exemplo, como a uréia), e em determinadas modalidades, a FA inclui um nitrogênio secundário na molécula (por exemplo, como em 1,3-dimetil uréia). Sem limitar a revelação de uma teoria particular de operação, acredita-se que as partículas MOF, ou outras partículas de alta área superficial, temporariamente armazenam o suficiente de borbulhante de HC1 através da solução para dar tempo para o FA de complexos com as moléculas de HC1 e mantê-los em solução a concentrações mais elevadas do que anteriormente possíveis. [0037] Subjetivamente, as exposições de solução formulado um muito baixo perfil de fumo e não é irritante para um operador na presença da solução de vapor. Isto contrasta agudamente com soluções de HC1 padrão, que são irritantes, mesmo em baixas concentrações, e que são significativamente mais irritantes e/ou perigosas em altas concentrações. Sem se limitar a uma teoria de operação, acredita-se que o perfil inferior de emanações é devido à pressão de vapor muito reduzida de HC1 quando complexado com o FA. [0038] As formulações e dados na Tabela 3 ilustram determinados princípios da divulgação presente. No entanto, uma modalidades determinada da divulgação presente pode ter uma formulação diferente do que as apresentadas na Tabela 3, e determinadas modalidades da presente divulgação não podem incluir uma fórmula apresentada na Tabela 3. Solução aquosa pode incluir um ou mais agentes de fixação, incluindo uma mistura de agentes de fixação. Onde mais de um FA está presente na solução aquosa, a razão molar entre o FA:HC1 pode ser avaliada a soma total dos agentes de fixação presentes na solução. [0039] Com referência Fig 2, dado é retratado por uma solução aquosa de HC1 e uma FA em relação a uma solução de HC1 idêntica tendo retardador com base em ligante quelante típico do que é usado em sistemas atualmente conhecidos . O dado da Fig. 2 indica o volume de poros de avanço (na sigla em inglês para pore-volume to breakthrough, PVBT) para dois fluidos em diferentes taxas de bombeamento, que é o número de volumes de poros de solução que é bombeado para um núcleo antes de avanço é observado na extremidade oposta do núcleo. Alguma indicação de taxas de reação ácida retardada pode ser mostrada onde uma taxa de bombeamento menor fornece o PVBT mais baixo. Pode ser visto que a solução aquosa de HC1 e um FA (pontos quadrados 204) exibido taxas de reação significativamente retardado relativo ao sistema de ácido normalmente retardado (pontos do triângulo 202) a temperatura (300 ° C) e concentração de HC1 do teste. A concentração de HC1 no dado tomado pela Fig. 2 foi de 15%, em peso, inferior a um montante superior a 37% em peso, no entanto acredita-se que retardo ácido iria ser exibido acima de 37%, também. Dados comparativos acima de 37% não são possíveis, como foi discutido antes. [0040] Com referência a Fig 1, um sistema de 100 é retratado tendo equipamento exemplar para tratar uma formação 108 fluidamente acoplada a um poço, 106. O poço 106 é retratado como um poço vertical, encaixotado e cimentado 106, tendo a perfurações provendo comunicação fluida entre a formação 108 e o interior do poço 106. No entanto, nenhum das características particulares do poço 106 são limitantes, e o exemplo é fornecido apenas para prover um contexto exemplar 100 para um procedimento. [0041] O sistema 100 inclui uma bomba de alta pressão 102 tendo uma fonte de um fluido de tratamento do campo petrolífero 104. Um fluido de tratamento de campo petrolífero exemplar 104 inclui uma solução aquosa de HC1, tendo mais que 15% de HC1 em peso, e um FA de HCL presente em uma relação molar de FA:HC1 de entre 0,5 e 2,5 inclusive. O FA inclui ureia e/ou um derivado de ureia. O sistema 100 adicionalmente inclui a bomba de alta pressão 102 fluidamente acoplada ao poço 106, por exemplo, através de linhas de tratamento de alta pressão 116. O sistema do exemplo 100 inclui a formação 108 fluidamente acoplada ao poço, 106, e a bomba de alta pressão 102 acoplado à uma tubulação 118 posicionada no poço 106. No entanto, a bomba de alta pressão 102 pode fluidamente ser acoplada ao poço 106 e/ou formação 108 através de tubulação 118,invólucro, uma unidade de tubo enrolada (não mostrada), ou um anel de um ou mais conduites de fluido. [0042] Determinados aditivos (não mostrados) podem ser adicionados ao fluido de tratamento do campo petrolífero 104 antes ou durante o tratamento. Aditivos podem ser adicionados em um liquidificador 110 e/ou por qualquer outro método. Em determinadas modalidades, um dispositivo de entrega de propante 112 adiciona propante a um ou mais fases do fluido durante um tratamento. Um sistema de exemplo 100 adicionalmente inclui um segundo fluido 114. O segundo fluido pode ser um fluido dissolvente (por exemplo, concentração de HC1 menor do que o fluido de tratamento do campo petrolífero 104, e/ou um fluido concentrado (por exemplo, concentrações mais elevadas de HC1 que o fluido de tratamento do campo petrolífero 104). [0043] Um fluido concentrado, onde presente, inclui HC1 em uma quantidade superior a 28% em peso e mais pode incluir um segundo FA (2FA) presente em uma relação molar 2FA:HC1 de entre 0,25 e 2,0 inclusive. O segundo FA pode incluir o mesmo ou um FA diferente da solução aquosa 102 e/ou pode incluir FA em concentrações distintas da solução aquosa. Em determinadas modalidades, o fluido concentrado adicionalmente inclui HC1 em montantes superiores a 37% em peso. Em determinadas modalidades, um fluido de diluição é adicionado ao fluido de tratamento do campo petrolífero 104, e o fluido combinado é fornecido como o fluido de tratamento ao liquidificador 110 ou outro dispositivo. O fluido de diluição pode conter nenhum HC1, e/ou HC1 em uma concentração mais baixa do que o fluido de tratamento do campo petrolífero 104. O segundo fluido 114 pode incluir adicionalmente ou, alternativamente, outros materiais a serem adicionados ao fluido de tratamento do campo petrolífero, incluindo as quantidades adicionais da FA, ou de outra FA (por exemplo, um tendo um peso molecular mais elevado). Em determinadas modalidades, o fluido secundário 114 não inclui qualquer FA. [0044] A bomba de alta pressão 102 pode tratar o poço 106 e/ou a formação 108, por exemplo, posicionando o fluido nele, injetando o fluido no poço 106, e/ou injetando o fluido na formação 108. Um fluxo fluido de exemplo inclui fluir o fluido de tratamento do campo petrolífero para a formação de uma taxa de matriz (por exemplo, uma taxa na qual a formação é capaz de aceitar o fluxo do fluido através do fluxo poroso normal), e/ou a uma taxa que produz uma pressão superior a uma pressão de fraturamento hidráulica. 0 fluxo de fluido na formação pode ser tanto fluído para fora da formação, e/ou descarregado longe da área do poço próxima com um acompanhamento de fluido. O fluido fluído para a formação pode ser fluido para um fosso ou compartimento (não mostrado), de volta em um tanque de fluido, preparado para o tratamento, e/ou geridos de forma conhecida na técnica. Remanescente ácido no fluido de retorno pode ser recuperado ou neutralizado. [0045] Um sistema de exemplo 100 inclui um terceiro fluido 122 fornecido para uma segunda bomba de alta pressão 120 - de uma bomba de impulso 124 no exemplo. Um terceiro fluido de exemplo 122 é um fluido de tratamento de campo petrolífero tendo substancialmente nenhum HC1 e incluindo um terceiro agente de fixação de HC1 (3FA) . O 3FA é ureia e/ou um derivado de ureia presente em quantidade entre 10% e 55% em peso, inclusive. O 3FA pode ser o mesmo ou de um material distinto do FA no fluido de tratamento 104 de campos petrolíferos, e / ou a partir do 2FA onde presente. Um exemplo inclui o fluido de tratamento do campo petrolífero 104, sendo utilizado em uma primeira fase de um tratamento e o segundo fluido de tratamento do campo petrolífero utilizado em uma segunda fase do tratamento. 0 arranjo de entrega de fluido utilizando o fluido de tratamento do campo petrolífero 104 e o fluido terceiro 122 é opcional e não límitante. Em vertas modalidades, uma bomba única pode entregar tanto o fluido de tratamento do campo petrolífero 104 e o fluido terceiro 122. No exemplo, o fluido de tratamento do campo petrolífero 104 ou o fluido terceiro 122 podem ser entregues primeiro, e uma ou mais das soluções 104, 122 podem ser entregues em vários estágios, incluindo potencialmente alguns estágios onde as soluções 104, 122 são misturadas. [0046] Outro exemplo de sistema de 100 inclui o terceiro fluido 122 tendo HC1 num montante entre 7,5% e 28%, em peso, inclusive. O terceiro fluido 122 no exemplo inclui substancialmente não FA presente no terceiro fluido 122 . A bomba de alta pressão 102 e/ou a segunda bomba de alta pressão 120 entregam o fluido de tratamento do campo petrolífero 104 e o terceiro fluido 122 em estágios separados, com o fluido de tratamento do campo petrolífero 104 ou o fluido terceiro 122 sendo primeiro. 0 arranjo de entrega de fluido utilizando o fluido de tratamento do campo petrolífero 104 e o fluido terceiro 122 é opcional e não límitante. Em vertas modalidades, uma bomba única pode entregar tanto o fluido de tratamento do campo petrolífero 104 e o fluido terceiro 122 . No exemplo, o fluido de tratamento do campo petrolífero 104 ou o fluido terceiro 122 podem ser entregues primeiro, e uma ou mais das soluções 104, 122 podem ser entregues em vários estágios, incluindo potencialmente alguns estágios onde as soluções 104, 122 são misturadas. [0047] A número de não-limitação exemplos de uma quantidade de HC1 que é "substancialmente não HC1" são descritos. Um exemplo de substancialmente sem HC1 inclui um fluido tendo HC1 não detectável, e/ou tendo nenhum HC1 intencionalmente adicionada ao fluido. Um exemplo de substancialmente sem HC1 inclui somente uma quantidade incidental de HC1 fornecida, por exemplo, com um aditivo incluindo HC1. Um exemplo de substancialmente nenhum HC1 inclui HC1 em quantidade inferior a 1%, em peso, inferior a 0,1% em peso, e/ou inferior a 0,01% em peso. [0048] Um número de exemplos não-limitantes de uma quantidade de FA que é "substancialmente nenhum FA" são descritos. Um exemplo de substancialmente nenhum FA inclui um fluido tendo nenhum FA detectável, e/ou tendo nenhum FA intencionalmente adicionado ao fluido. Um exemplo de substancialmente nenhum FA inclui somente uma quantidade incidental de FA fornecida, por exemplo, com um aditivo incluindo um ou mais materiais de FA. Exemplo e quantidades não limitantes de um FA que estão sem quantidades substanciais de um FA incluem uma taxa de FA:HC1 em um fluido que é abaixo de 0,1 e/ou abaixo de 0,01. [0049] As descrições de fluxo esquemáticas a seguir fornecem modalidades ilustrativas da realização de procedimentos para o tratamento de uma formação. Operações ilustradas são compreendidas para serem exemplos apenas, e operações podem ser combinadas ou divididas e adicionadas ou removidas, bem como reordenadas no todo ou em parte, a menos que explicitamente declarado de outro modo neste documento. Determinadas operações ilustradas podem ser implementadas por um computador executando um produto de programa de computador num meio legível de computador, onde o produto de programa de computador compreende instruções, fazendo com que o computador execute uma ou mais das operações, ou emita comandos para outros dispositivos para executar uma ou mais das operações. [0050] Um procedimento de exemplo inclui uma operação para fornecer um fluido de tratamento do campo petrolífero tendo uma solução aquosa de HC1 na maior que 15% de HC1 em peso e um agente (FA) que inclui ureia e/ou um derivado de ureia de fixação de HC1. O FA no fluido de exemplo está presente tendo uma razão molar de FA:HC1 de entre 0,5 e 2,5 inclusive. 0 fluído de tratamento de campo petrolífero adicionalmente inclui um agente viscosificante presente em uma quantidade eficaz, em que o agente viscosif icante não é uma goma de polissacarídeo vegetal. O procesimento adicionalmente inclui uma operação para prover o fluido de tratamento do campo petrolífero para uma bomba de alta pressão, e operar a bomba de alta pressão para tratar uma formação fluidamente acoplada ao poço. Certas modalidades adicionais do procedimento de exemplo são descritas a seguir. [0051] Um procedimento de exemplo inclui operar a bomba de alta pressão para fraturar hidraulicamente a formação. Mais um procedimento de exemplo inclui uma operação para fornecer o fluido de tratamento do campo petrolífero, adicionando a adição de uma quantidade de propante ao fluido de tratamento do campo petrolífero durante uma ou mais fases do tratamento. Um procedimento de exemplo inclui a solução aquosa de HC1 com uma concentração de tratamento do HC1, onde a concentração de tratamento é entre uma quantidade excedendo a 15% HC1 em peso e 28% de HC1 em peso, inclusive, e onde a operação para fornecer o fluido de tratamento de campos petrolíferos adicionalmente inclui diluir uma solução concentrada de HC1 na concentração de tratamento do HC1. A solução de HC1 concentrada inclui HC1 em quantidade excedendo 28% em peso e um segunda agente de fixação de HC1 (2FA) presente em uma relação molar de 2FA:HC1 entre 0,25 e 2,0 inclusive, onde o 2FA inclui ureia e/ou um derivado de ureia. A solução de HC1 concentrada adicionalmente inclui água presente em quantidade suficiente para dissolver o HC1 e o 2FA. Um procedimento de exemplo adicionalmente inclui a solução de HC1 concentrada tendo HC1 em uma quantidade excedendo 37% em peso. [0052] Ura procedimento de exemplo inclui o funcionamento da bomba de alta pressão adicionalmente ao tratara formação com um número de fases de fluidos, onde pelo menos uma das fases liquidas inclui o fluido de tratamento do campo petrolífero. Um segundo estágio de fluido inclui um segundo de fluido de tratamento de campo petrolífero incluindo substancialmente nenhum HC1 e incluindo um terceiro agente de fixação de HC1 (3FA) tendo pelo menos uma ureia e um derivado de ureia presente em quantidade entre 10% e 55% em peso, inclusive. O procedimento inclui realizar o estágio do segundo fluido tanto antes ou após o um dos estágios incluindo o fluido de tratamento de campo petrolífero. Além disso, ele é contemplado que estágios múltiplos do tratamento podem ser realizadas, estágios os quais podem ser iguais ou desiguais em tamanho ou número, e/ou que podem incluir fluidos espaçadores ou não entre um ou mais dos estágios. [0053] Um procedimento de exemplo inclui operar a bomba de alta pressão ao tratar a formação com um número de fases de estágios de fluido, onde pelo menos uma dos estágios de fluido inclui o fluido de tratamento do campo petrolífero, e onde uma segunda fase fluida inclui um segundo campo petrolífero tratamento fluido ter substancialmente não FA e tendo HC1 presentes em uma quantidade entre 7,5% e 28% em peso, inclusive. O procedimento inclui realizar o estágio do segundo fluido tanto antes ou após o um dos estágios incluindo o fluido de tratamento de campo petrolífero. Além disso, ele é contemplado que estágios múltiplos do tratamento podem ser realizadas, estágios os quais podem ser iguais ou desiguais em tamanho ou número, e/ou que podem incluir fluidos espaçadores ou não entre um ou mais dos estágios. [0054] Como é evidente, as figuras e o texto apresentado acima, uma variedade de modalidades de acordo com a presente divulgação são contempladas. [0055] Enquanto a divulgação forneceu descrições detalhadas e específicas para várias modalidades, a mesma é considerada como ilustrativa e não restritivo em característca. Embora apenas algumas modalidades de exemplo tenham sido descritas em detalhes acima, aqueles versados na técnica apreciarão prontamente que muitas modificações são possíveis nas modalidades de exemplo sem se afastar materialmente dessa invenção. Nesse sentido, todas essas modificações se destinam a estar incluídas no escopo desta divulgação, conforme definido nas seguintes reivindicações. Nas reivindicações, as cláusulas meios-maís-funções se destinam a cobrir as estruturas descritas neste documento conforme desempenha a função citada e não apenas equivalentes estruturais, mas também estruturas equivalentes. Assim, embora um prego e um parafuso possam não ser equivalentes estruturais naquilo que um prego emprega uma superfície cilíndrica para fixar as peças de madeira, enquanto um parafuso emprega uma superfície helicoidal, no ambiente de fixação de partes de madeira, um prego e um parafuso podem ser estruturas equivalentes. [0056] Além disso, ao ler as reivindicações, pretende-se que quando palavras tais como "a", "um", "pelo menos um", ou "pelo menos uma porção" é usada não há nenhuma intenção de limitar a reivindicação a somente um item a menos que especificamente indicado de outro modo no pedido. Quando a linguagem "pelo menos uma porção" e/ou "uma porção" é usado o item pode incluir uma porção e/ou o item inteiro a menos que especificamente indicado de outro modo. É a intenção expressa do requerente não invocar 35 U.S.C §112, parágrafo 6 para quaisquer limitações de qualquer uma das reivindicações neste documento, exceto para aquelas em que a reivindicação usa expressamente as palavras "significa para" juntamente com uma função associada. - REIVINDICAÇÕES -

Claims (20)

1. FLUIDO DE TRATAMENTO DO CAMPO PETROLÍFERO, caracterizado pelo fato de que compreende: uma solução de HC1 aquosa compreendendo entre mais que 15% e 45,7% HC1 em peso, inclusive; um agente de fixação de HC1 (FA), compreendendo pelo menos uma ureia e um derivado de ureia, em que a FA está presente em uma quantidade compreendendo uma razão molar de FA:HC1 entre 0,5 e 2,5 inclusive; e um agente viscosificante presente em uma quantidade eficaz, em que o agente viscosif icante não é uma goma de polissacarideo vegetal.

2. Fluido de tratamento do campo petrolífero, de apnrdn h nm r 1 rrirf pti 73(in npl o f afo H rri ] p» o agente viscosificante compreende pelo menos um agente viscosificante selecionado a partir da lista que consiste de: uma acrilamida contendo polímero, um polímero sulfonado, goma xantana, diutan, scleroglucan e um surfactante visco-elástico.

3. Fluido de tratamento do campo petrolífero, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o agente viscosificante compreende um polímero com base em celulose.

4. Fluido de tratamento do campo petrolífero, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o agente viscosificante compreende pelo menos um polímero selecionado a partir do grupo constituído por: uma poliacrilamida catiônica, uma suspensão de polímeros sintéticos sulfonados, CMHEC, goma xantana e uma emulsão de copolímero de acrilamida.

5. Fluido de tratamento do campo petrolífero, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que o HC1 é adicinalmente presente em uma quantidade de pelo menos 20% em peso, em que a FA está adicionalmente presente em uma relação molar de FA:HC1 de pelo menos 1, e no qual o fluido de tratamento do campo petrolífero apresenta uma viscosidade fluida linear de pelo menos 2,5 vezes uma viscosidade de fluido de linha de base, em que a viscosidade de fluido de linha de base compreende um fluido de linha de base, tendo a mesma formulação que o fluido de tratamento do campo petrolífero, exceto que a quantidade de FA não está presente no fluido de linha de base.

6. Fluido de tratamento do campo petrolífero, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de que a viscosidade de fluido linear é determinada de acordo com a Lei de Stokes, observando um tempo de assentamento de partícula.

7. Fluido de tratamento do campo petrolífero, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o agente viscosificante compreende a goma xantana, em que a FA é adicionalmente mais presente em uma relação molar de FA:HC1 de pelo menos 1, e no qual o fluido de tratamento do campo petrolífero apresenta uma viscosidade de gel linear que excede 400 cp.

8. MÉTODO, caracterizado pelo fato de que compreende: prover um fluido de tratamento do campo petrolífero incluindo solução de HC1 aquosa, compreendendo mais de 15% de HC1 por peso, um agente de fixação de HC1 (FA) compreendendo pelo menos uma ureia e um derivado de ureia, em que a FA está presente em uma quantidade compreendendo uma razão molar de FA:HC1 entre 0,5 e 2,5 inclusive, um agente viscosificante presente em uma quantidade eficaz, em que o agente viscosificante não é uma goma de polissacarideo vegetal; prover o fluido de tratamento do campo petrolífero para uma bomba de alta pressão; e operar a bomba de alta pressão para tratar uma formação fluidamente acoplada a um poço.

9. Método, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o funcionamento da bomba de alta pressão adicionalmente compreende hidraulicamente fraturamento da formação.

10. Método, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que o fornecimento de fluido de tratamento de campo petrolífero adicionalmente compreende adicionar uma quantidade de propante ao fluido de tratamento do campo petrolífero.

11. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado por: em que a solução de HC1 aquosa compreendendo uma concentração de tratamento do HC1, a concentração de tratamento compreendendo um valor entre mais de 15% de HC1 em peso e 28% de HC1 em peso, inclusive; em que o fornecimento de fluido de tratamento do campo petrolífero adicionalmente compreende diluir uma solução concentrada de HC1 na concentração de tratamento do HC1; e em que a solução de HC1 concentrada compreende: HC1 em uma quantidade excedendo a 28% em peso, um segundo agente de fixação HC1 (2FA) presente em uma relação molar de 2FA:HC1 entre 0,25 e 2,0 inclusive, no qual o 2FA compreende pelo menos uma ureia e um derivado de ureia e água presentes em quantidade suficiente para dissolver o HC1 e o 2FA.

12. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que a solução de HC1 concentrada adicionalmente compreende HC1 em uma quantidade excedendo 37% em peso.

13. Método, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado por: em que o funcionamento da bomba de alta pressão adicionalmente compreende tratar a formação com uma pluralidade de estágios de fluido; em que pelo menos uma da pluralidade dos estágios de fluido inclui o fluido de tratamento de campos petrolíferos; em que um segundo estágio de fluido compreendendo um segundo de fluido de tratamento de campo petrolífero não incluindo substancialmente nenhum HC1 e incluindo um terceiro agente de fixação de HC1 (3FA) compreendendo pelo menos uma ureia e um derivado de uréia presente em quantidade entre 10% e 55% em peso, inclusive; e em que o segundo estágio de fluido é executado tanto anteriormente ou posteriormente a pelo menos uma da pluralidade de estágios de fluido que inclui o fluido de tratamento de campo petrolífero.

14. Método, de acordo com a reivindicação 8 caracterizado por: em que o funcionamento da bomba de alta pressão adicionalmente compreende tratar a formação com uma pluralidade de estágios de fluido; em que pelo menos uma da pluralidade dos estágios de fluido inclui o fluido de tratamento de campos petrolíferos; em que um segundo estágio de fluido compreende um segundo fluido de tratamento de campo petrolífero não incluindo substancialmente nenhum FA e incluindo HC1 presente na quantidade entre 7,5% e 28% em peso, inclusive; e em que p segundo estágio de fluido é executado tanto anteriormente ou posteriormente a pelo menos uma da pluralidade de estágios de fluido que inclui o fluido de tratamento de campo petrolífero.

15. FLUIDO DE TRATAMENTO DO CAMPO PETROLÍFERO, caracterizado pelo fato de que compreendendo uma solução de HC1 aquosa compreendendo mais que 15% de HC1 em peso; um agente de fixação de HC1 (FA), compreendendo pelo menos uma ureia e um derivado de ureia, em que o FA está presente em uma quantidade compreendendo uma razão molar de FA:HC1 entre 0,5 e 2,5 inclusive; e um agente viscosificante presente em uma quantidade efetiva, em que o agente viscosificante compreende pelo menos um agente viscosificante selecionado a partir da lista que consiste de: uma acrilamida contendo polímero, um polímero sulfonado, goma xantana, diutan, scleroglucan, um polímero com base em celulose e um surfactante viscoelástico.

16. Fluido de tratamento de campo petrolífero, de acordo com reivindicação 15, adicionalmente compreendendo uma quantidade de HF compreendendo mais que 0,25% em peso.

17. Fluido de tratamento de campo petrolífero, de acordo com reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que FA compreende pelo menos um constituinte selecionado a partir dos constituintes que consistem de: ureia, 1,3 dimetilureia, e etileno ureia.

18. Fluido de tratamento de campo petrolífero, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que o fluido de tratamento de campo petrolífero adicionalmente não inclui um retardante ácido separado.

19. Fluido de tratamento de campo petrolífero, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que o fluido de tratamento de campo petrolífero apresenta um fator retardante ácido de pelo menos 8 a 20° C (68° F).

20. Fluido de tratamento de campo petrolífero, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que o HC1 é adícionalmente presente em uma quantidade de pelo menos 20% em peso, caracterizado pelo fato de que o FA está adicionalmente presente em uma relação molar de FA:HC1 de pelo menos 1, e no qual o fluido de tratamento do campo petrolífero apresenta uma viscosidade fluida linear de pelo menos 2,5 vezes uma viscosidade de fluído de linha de base, em que a viscosidade de fluido de linha de base compreende um fluido de linha de base, tendo a mesma formulação que o fluido de tratamento do campo petrolífero, exceto que a quantidade de FA não está presente no fluido de linha de base.