BR102014024638A2

BR102014024638A2 - composição aquosa, método para tratar uma formação em um poço subterrãneo, método para estimular uma formação em um poço subterrâneo, e método para manipular uma composição

Info

Publication number: BR102014024638A2
Application number: BR102014024638A
Authority: BR
Inventors: Bruno Lecerf; Jian He; Li Jiang; Murtaza Ziauddin; Richard D Hutchins; Timothy G J Jones
Original assignee: Schlumberger Technology Bv
Priority date: 2013-10-24
Filing date: 2014-10-02
Publication date: 2015-10-27
Also published as: RU2014139259A; RU2686210C2; EP2883932A2; CA2865855C; US20150114647A1; MX359204B; EP2883932A3; US9796490B2; SA114350799B1; US20180044042A1; CN104560004A; MX350752B; AU2014227472A1; AR098172A1; AU2014227472B2; CA2865855A1; CN104560004B; MX2014012153A

Abstract

composição aquosa, método para tratar uma formação em um poço subterrãneo, método para estimular uma formação em um poço subterrâneo, e método para manipular uma composição. composições aquosas contêm ácido clorídrico a uma concentração entre 8% em peso e 28% em peso inclusive. a razão molar aminoácido:ácido clorídrico pode estar entre água suficiente está presente para dissolver 0,2 e 1,5. o ácido clorídrico e o aminoácido. tais composições têm utilidade como retardadores para composições ácidas empregadas na estimulação de formações subterrâneas. retardar a reação entre o ácido e a formação ajuda a maximizar a produtividade e a permeabilidade da formação.

Description

COMPOSIÇÃO AQUOSA, MÉTODO PARA TRATAR UMA FORMAÇÃO EM UM POÇO SUBTERRÂNEO, MÉTODO PARA ESTIMULAR UMA FORMAÇÃO EM UM POÇO SUBTERRÂNEO, E MÉTODO PARA MANIPULAR UMA COMPOSIÇÃO

FUNDAMENTOS [0001] As declarações nesta seção meramente proveem informações de fundamentos relacionadas à presente divulgação e não podem constituir estado da técnica. O campo técnico geralmente, mas não exclusivamente, refere-se a alta concentração de soluções ácido clorídrico (HCl) com aminoácidos e usos das mesmas.

RESUMO [0002] Em um aspecto, modalidades se relacionam a composições compreendendo ácido clorídrico em uma concentração entre 8% em peso e 28% em peso inclusive e pelo menos um aminoácido. A razão molar aminoãcido/ácido clorídrico está entre 0,2 e 1,5 e água suficiente está presente para dissolver o ácido clorídrico e o aminoácido. O aminoácido pode compreender alanina, asparaginas, ácido aspártico, cisterna, ácido glutâmico, histidina, leucina, lisina, metonina, prolina, serina, treonina ou valina ou combinações dos mesmos. [0003] Em um aspecto adicional, modalidades se referem a métodos para tratar uma formação em um poço subterrâneo. Uma composição aquosa é preparada que compreende ácido clorídrico em uma concentração entre 8% em peso e 28% em peso inclusive e pelo menos um aminoácido. A razão molar aminoácido/ácido clorídrico está entre 0,2 e 1,5 e água suficiente está presente para dissolver o ácido clorídrico e o aminoácido. Um fluido de tratamento de campo petrolífero que contém a composição aquosa é provido para uma bomba de alta pressão. A bomba de alta pressão é então operada para tratar pelo menos uma de uma perfuração e a formação acoplada de forma fluida à perfuração. O aminoácido pode compreender alanina, asparaginas, ácido aspártico, cisterna, ácido glutâmico, histidina, leucina, lisina, metonina, prolina, serina, treonina ou valina ou combinações dos mesmos. [0004] Em ainda um aspecto adicional, modalidades se referem a métodos para estimular um poço subterrâneo com uma perfuração. Uma composição aquosa é preparada que compreende ácido clorídrico em uma concentração entre 8% em peso e 28% em peso inclusive e pelo menos um aminoácido, A razão molar aminoácido/ácido clorídrico está entre 0,2 e 1,5 e água suficiente está presente para dissolver o ácido clorídrico e o aminoácido. Um fluido de tratamento de campo petrolífero que contém a composição aquosa é provido para uma bomba de alta pressão. A bomba de alta pressão é então operada para estimular pelo menos uma de uma perfuração e a formação acoplada de forma fluida à perfuração, aumentando, dessa forma, a permeabilidade da formação. O aminoácido pode compreender alanina, asparaginas, ácido aspártico, cisteina, ácido glutâmico, histidina, leucina, lisina, metonina, prolina, serina, treonina ou valina ou combinações dos mesmos. [0005] Em ainda um aspecto adicional, modalidades se referem a métodos para manipular uma composição. Uma solução aquosa é provida que tem uma concentração de ácido clorídrico superior a 37% em peso. Um agente de fixação de aminoácido é adicionado à solução, em que a quantia de agente de fixação inclui uma razão molar de agente de fixação:ácido clorídrico entre 0,2 e 1,5. A solução é colocada em um vaso com pressão atmosférica e o vaso é transportado para um local de serviço ao longo de uma estrada pública, uma estrada de ferro ou ambas. [0006] Este resumo é provido para apresentar uma seleção de conceitos que são descritos adicionalmente abaixo nas modalidades ilustrativas. Este resumo não se destina a identificar características chave ou essenciais do objeto reivindicado nem se destina a ser usado como um auxílio na limitação do escopo do objeto reivindicado. Modalidades adicionais, formas, objetos, características, vantagens, aspectos e benefícios se tornarão aparentes a partir da seguinte descrição.

BREVE DESCRIÇÃO DAS FIGURAS [0007] Fig. 1 retrata equipamento exemplar para tratar uma perfuração e/ou uma formação acoplada de forma fluida à perfuração.

DESCRIÇÃO DETALHADA DRE ALGUMAS MODALIDADES ILUSTRATIVAS [0008] Desde o inicio, deve ser observado que, no desenvolvimento de qualquer tal modalidade real, numerosas decisões específicas à implementação devem ser tomadas para atingir os objetivos específicos do desenvolvedor, tais como a observância de restrições relacionadas ao sistema e relacionadas aos negócios, as quais variarão de uma implementação para outra. Além disso, será apreciado que tal esforço de desenvolvimento pode ser complexo e demorado, mas, no entanto, seria um empreendimento de rotina para aqueles ordinariamente versados na técnica que têm o benefício desta divulgação. Além disso, as composições usadas/divulgadas neste documento também podem compreender alguns componentes diferentes daqueles citados. No resumo e nesta descrição detalhada, cada valor numérico deve ser lido uma vez que modificado pelo termo "cerca de" (a menos que já expressamente modificado dessa forma) e então lido novamente como não modificado dessa forma, a menos que indicado de outra forma no contexto. Além disso, no resumo e nesta descrição detalhada, deve-se entender que uma faixa de concentrações listada ou descrita como sendo útil, adequada ou semelhante é destinada a que quaisquer e todas as concentrações dentro da faixa, incluindo os pontos de extremidade, sejam consideradas como tendo sido declaradas. Por exemplo, "uma faixa de 1 a 10" deve ser lida como um indicador de cada e todos os números possíveis ao longo do intervalo entre cerca de 1 e cerca de 10. Assim, mesmo se pontos de dados específicos dentro da faixa ou mesmo nenhum ponto de dados dentro da faixa, forem explicitamente identificados ou se referirem somente a alguns específicos, deve-se entender que o Requerente aprecia e entende que todos e quaisquer pontos de dados dentro da faixa devem ser considerados como tendo sido especificados e que o Requerente possuía conhecimento da totalidade da faixa e de todos os pontos dentro da faixa. [0009] O termo formação como utilizado neste documento deve ser entendido em termos gerais. Uma formação inclui qualquer formação porosa de forma fluida no subsolo e pode incluir, sem limitação, qualquer formação que aceite ou proveja óleo, gás, condensado, misturas de hidrocarbonetos, parafina, querogênio, água, e/ou C02 · Uma formação pode ser acoplada de forma fluida a uma perfuração, a qual pode ser um poço injetor, um poço produtor e/ou um poço de armazenamento de fluidos. A perfuração pode penetrar na formação vertícalmente, horizontalmente, em uma orientação desviada, ou combinações das mesmas. A formação pode incluir qualquer geologia, incluindo pelo menos um arenito, calcário, dolomita, xisto, areia de piche e/ou formação não consolidada. A perfuração pode ser uma perfuração individual e/ou uma parte de um conjunto de perfurações direcionalmente desviadas de um número de perfurações de superfície nas proximidades (por exemplo, em uma plataforma) ou uma perfuração de iniciação única que se divide em múltiplas perfurações abaixo da superfície. [0010] O termo "fluído de tratamento de campo petrolífero", como utilizado neste documento, deve ser entendido em termos gerais. Em certas modalidades, um fluido de tratamento de campo petrolífero inclui qualquer fluido que tenha utilidade em uma aplicação do tipo de campo petrolífero, incluindo uma perfuração de gás, petróleo, geotérmica ou injetora. Em certas modalidades, um fluido de tratamento de campo petrolífero inclui qualquer fluido que tenha utilidade em qualquer formação ou perfuração aqui descrita. Em certas modalidades, um fluido de tratamento do campo petrolífero inclui um fluido acídificante de matriz, um fluido de limpeza de perfuração, um fluído de decapagem, um fluido de limpeza de danos próximos à perfuração, um fluido de tratamento surfactante, um fluido de fratura não viscosifiçada (por exemplo, fluido de fratura "slick water") e/ou qualquer outro fluido consistente com os fluidos de outra forma descritos neste documento. Ura fluido de tratamento de campo petrolífero pode incluir qualquer tipo de aditivo conhecido na técnica, o qual não esteja listado neste documento para fins de clareza da presente descrição, mas o qual pode incluir pelo menos redutores de atrito, inibidores, surfactantes e/ou agentes umectantes, agentes de desvio de fluido, particulados, retardadores ácidos (exceto onde provido de outra forma neste documento), ácidos orgânicos, agentes quelantes, agentes energizantes (por exemplo, CO2 ou N2), agentes de geração de gás, solventes, agentes emulsificantes, agentes de controle de retorno de fluxo, resinas e/ou quebradores e/ou agentes viscosificantes não baseados em polissacarideos. [0011] O termo "bomba de alta pressão", como utilizado neste documento, deve ser entendido em termos gerais. Em certas modalidades, uma bomba de alta pressão inclui uma bomba de deslocamento positivo que provê uma taxa de bombeamento relevante a campo petrolífero - por exemplo, pelo menos 80 L/min (0,5 bbl/min ou bpm), embora o exemplo especifico não seja limitante. Uma bomba de alta pressão inclui uma bomba capaz de bombear fluidos a uma pressão relevante a campo petrolífero, incluindo pelo menos 3, 5 MPa (500 psi), pelo menos 6,9 MPa (1.000 psi), pelo menos 13,8 MPa (2.000 psi), pelo menos 34,5 MPa (5.000 psi), pelo menos 68,9 MPa (10.000 psi), até 103,4 MPa (15.000 psi), e/ou a pressões ainda maiores. Bombas adequadas para cimentação de campo petrolífero, acidificação da matriz, e/ou tratamentos de fratura hidráulica estão disponíveis como bombas de alta pressão, embora possam ser utilizadas outras bombas. [0012] O termo "concentração de tratamento", 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 seja posicionado na perfuração e/ou na formação para o tratamento. A concentração de tratamento pode ser a concentração de mistura disponível a partir do fluido contendo HCl no local do poço ou outro local de onde o fluído é provido. A concentração de tratamento pode ser modificada por diluição antes do tratamento e/ou durante o tratamento. Adicionalmente, a concentração de tratamento pode ser modificada pela provisão de aditivos ao fluido. Concentrações de tratamento exemplares e não limitantes incluem HC1 a uma concentração de 7,5%, 15%, 20%, 28%, 36% e/ou até 45,7% no fluido. Em certas modalidades, uma concentração de tratamento é determinada a montante da entrega de aditivos (por exemplo, em um misturador, funil ou cesto misturador) e a mudança da concentração a partir da adição dos aditivos é ignorada. Em certas modalidades, a concentração de tratamento é uma concentração em fase liquida ou em fase ácida de uma porção do fluido final - por exemplo, quando o fluido é um fluido energizado ou emulsifiçado. Em certas modalidades a concentração de tratamento é superior a 15%. Em certas modalidades, a concentração de fluido é superior a 36% ou superior a 37%. [0013] O requerente determinou que um agente de fixação de aminoácido (FA) tem utilidade em retardar a taxa na qual soluções de ácido clorídrico reagem com superfícies de minerais de carbonato. Tal retardo é útil no contexto de estimular ou melhorar a produção a partir de formações subterrâneas que contêm hidrocarbonetos, vapor, salmouras geotérmicas e outros materiais valiosos como conhecido na arte. Diminuir a taxa de reação pode permitir penetração mais profunda do ácido nas formações subterrâneas, aumentando, dessa forma, a permeabilidade e produtividade da formação. [0014] Em um aspecto, modalidades se relacionam a composições compreendendo ácido clorídrico em uma concentração entre 8% em peso e 28% em peso inclusive e pelo menos um aminoácido. A razão molar aminoácido/ácido clorídrico pode estar entre 0,2 e 1,5 ou 0,5 e 1,5 ou 0,2 e 1,1 e água suficiente está presente para dissolver o ácido clorídrico e o aminoácido, O aminoácido pode compreender alanina, asparaginas, ácido aspártico, cisterna, ácido glutâmico, histidina, leucina, lisina, metonina, prolina, serina, treonina ou valina ou combinações dos mesmos. [00153 Em um aspecto adicional, modalidades se referem a métodos para tratar uma formação em um poço subterrâneo. Uma composição aquosa é preparada que compreende ácido clorídrico em uma concentração entre 8% em peso e 28% em peso inclusive e pelo menos um aminoácido. A razão molar aminoácido/ácido clorídrico pode estar entre 0,2 e 1,5 ou 0,5 e 1,5 ou 0,2 e 1,1 e água suficiente está presente para dissolver o ácido clorídrico e o aminoácido. Um fluido de tratamento de campo petrolífero que contém a composição aquosa é provido para uma bomba de alta pressão. A bomba de alta pressão é então operada para tratar pelo menos uma de uma perfuração e a formação acoplada de forma fluida à perfuração. O aminoácido pode compreender alanina, asparaginas, ácido aspártico, cisteina, ácido glutâmico, histidina, leucina, lisina, metonina, prolina, serina, treonina ou valina ou combinações dos mesmos. [0016] Em ainda um aspecto adicional, modalidades se referem a métodos para estimular um poço subterrâneo com uma perfuração. Uma composição aquosa é preparada que compreende ácido clorídrico em uma concentração entre 8% em peso e 28% em peso inclusive e pelo menos um aminoácido. A razão molar aminoácido/ácido clorídrico pode estar entre 0,2 e 1,5 ou 0,5 e 1,5 ou 0,2 e 1,1 e água suficiente está presente para dissolver o ácido clorídrico e o aminoácido. Um fluido de tratamento de campo petrolífero que contém a composição aquosa é provido para uma bomba de alta pressão. A bomba de alta pressão é então operada para estimular pelo menos uma de uma perfuração e a formação acoplada de forma fluida à perfuração, aumentando, dessa forma, a permeabilidade da formação. O aminoãcido pode compreender alanina, asparaginas, ácido aspártico, cisteina, ácido glutâmico, histidina, leucina, lisina, metonina, prolina, serina, treonina ou valina ou combinações dos mesmos. [0017] Para todos os aspectos, a seleção de uma razão molar de aminoácido:HC1 depende da modalidade especifica e é uma etapa mecânica para alguém versado na técnica que tenha o beneficio das divulgações neste documento. Será entendido que um limite superior de aminoácido está presente conforme a soiubiiidade do aminoácido e HC1 na solução aquosa é alcançada, e que materiais de FA de peso molecular maior proverão razões molares menores de aminoácido:HC1 nas maiores concentrações de HC1. Em certas modalidades, o aminoácido é selecionado com um peso molecular inferior a 100 g/mol. Adicionalmente ou alternativamente, o FA pode ter um peso molecular abaixo de 150 g/mol, abaixo de 175 g/mol, ou acima desses valores. [0018] Para todos os aspectos, a composição pode compreender adicionalmente ácido fluoridrico (HF) . HF exibr reações distintas de HC1 e é útil em certas aplicações para aprimorar a atividade da solução aquosa resultante. Por exemplo, HF é utilizado na limpeza de formações de arenito onde HC1 sozinho não é eficaz para remover certos tipos de danos de formação. Acredita-se que a presente solução aquosa formará um complexo com HF de forma semelhante aos efeitos observados com HC1. Consequentemente, soluções podem ser formuladas com uma quantia total de ácido que é muito maior do que formulações atualmente atingíveis. Em certas modalidades, o HF está presente em uma quantia de pelo menos 0,25% em peso. O HF pode estar presente em uma quantia de até 2%, até 6%, até 10%, até 15%, ou quantias maiores. O HF pode estar presente adicionalmente à quantia de HC1, e/ou como uma substituição para uma quantia do HC1. [0019] Para todos os aspectos, a composição pode exibir um fator de retardo ácido maior ou igual a 15 a 20°C. A 93°C, a composição pode exibir um fator de retardo ácido maior ou igual a 15. O fator de retardo indica a razão entre o tempo necessário para HC1 retardado consumir uma dada quantia de calcário, em comparação com o tempo necessário para uma solução de HC1 a uma concentração igual consumir a mesma quantia de calcário. Sem querer se prender a qualquer teoria, o Requerente acredita que o efeito de retardo exibido por aminoácidos resulta da formação de um aduto entre os átomos de nitrogênio no aminoácido e o próton ácido no ácido forte (por exemplo, HC1 ou HF). [0020] Com referência à Fig 1, um sistema 100 é retratado tendo equipamento exemplar para tratar uma perfuração 106 e/ou uma formação 108 acoplada de forma fluida à perfuração 106. A formação 108 pode ser qualquer tipo de formação. A perfuração 106 é retratada como uma perfuração vertical coberta e cimentada 106 com furos que proveem comunicação fluida entre a formação 108 e o interior da perfuração 106. No entanto, nenhuma das características particulares da perfuração 106 são limitantes e o exemplo é provido somente para prover um contexto exemplar 100 para um procedimento. [0021] O sistema 100 inclui uma bomba de alta pressão 104 com uma fonte de uma solução aquosa 102. Em um primeiro exemplo, a solução aquosa 102 inclui um agente de fixação de aminoácido FA e HC1, o HC1 em uma quantia entre 8% e 28% inclusive, e o FA presente em uma razão molar entre 0,2 e 1,5 inclusive. A solução aquosa 102 inclui adicionalmente água em uma quantia suficiente para dissolver o HC1 e o FA. A bomba de alta pressão 104 é acoplada de forma fluida à perfuração 106 através de linhas de alta pressão 120 no exemplo. O sistema exemplar 100 inclui uma tubulação 126 na perfuração 106. A tubulação 126 é opcional e não limitante. Em certos exemplos, a tubulação 106 pode ser omitida, uma unidade de tubulação em espiral {não mostrada) pode estar presente, e/ou a bomba de alta pressão 104 pode ser acoplada de forma fluida ao invólucro ou anel 128. [0022] Certos aditivos (não mostrados) podem ser adicionados à solução aquosa 102 para prover um fluido de tratamento de campo petrolífero. Aditivos podem ser adicionados em um misturador (não mostrado), em um cesto de mistura da bomba de alta pressão 104, e/ou por qualquer outro método. Em certas modalidades, um segundo fluido 110 pode ser um liquido diluente e a solução aquosa 102 combinada com uma certa quantidade do segundo fluido 110 pode compor o fluido de tratamento de campo petrolífero. O fluido diluente pode não conter nenhum HC1, e/ou HC1 em uma concentração mais baixa do que a solução aquosa 102. O segundo fluido 110 pode incluir adicionalmente ou alternativamente quaisquer outros materiais a serem adicionados ao fluido de tratamento de campo petrolífero, incluindo quantias adicionais de um FA. Em certas modalidades, uma solução de FA 112 adicional está presente e pode ser adicionada à solução aquosa 102 durante uma porção ou todas as vezes em que a solução aquosa 102 estiver sendo utilizada. A solução de FA 112 adicional pode incluir o mesmo FA ou um FA diferente da solução aquosa 102, pode incluir todo o FA para o fluido de tratamento de campo petrolífero, e/ou pode incluir FA em uma concentração distinta da solução aquosa. [0023] A bomba de alta pressão 104 pode tratar a perfuração 106 e/ou a formação 108, por exemplo, através de posicionamento do fluido ali, injeção do fluido na perfuração 106, e/ou injeção do fluido na formação 108. Operações exemplares e não limitantes incluem qualquer tratamento de campo petrolífero sem limitação. Fluxos de fluido em potencial incluem fluir da bomba de alta pressão 104 para a tubulação 126, para a formação 108, e/ou para o anel 128. O fluido pode ser recirculado fora do poço antes de entrar na formação 108, por exemplo, utilizando uma bomba de lado traseiro 114. No exemplo, o anel 128 é mostrado em comunicação fluida com a tubulação 126, embora em certas modalidades o anel 128 e a tubulação 126 possam ser isolados (por exemplo, com um empacotador). Outro exemplo de fluxo de fluido inclui fluir o fluido de tratamento de campo petrolífero para a formação de uma taxa matriz (por exemplo, uma taxa na qual a formação é capaz de aceitar fluxo do fluido através de fluxo poroso normal), e/ou a uma taxa que produz uma pressão superior a uma pressão de fratura hidráulica. O fluxo de fluido na formação pode ser tanto fluido de volta para fora da formação, e/ou descarregado para longe da área próxima da perfuração com um fluido de acompanhamento. O fluido fluído para a formação pode ser fluído para um fosso ou compartimento (não mostrado) , de volta para um tanque de fluido, preparado para o tratamento, e/ou gerenciado de qualquer outra forma conhecida na técnica. Ácido restante no fluido de retorno pode ser recuperado ou neutralizado. [0024] Em outro exemplo, o fluxo de fluido inclui a solução aquosa 102 incluindo HC1, com FA sendo opcional e, em certas modalidades, não presente na solução aquosa 102. O fluxo de fluido exemplar inclui uma segunda solução aquosa 116 incluindo FA. O fluxo de fluido inclui, sequencialmente, uma primeira bomba de alta pressão 104 e uma segunda bomba de alta pressão 118 tratando a formação 108. A segunda bomba de alta pressão 118 no exemplo é acoplada de forma fluida à tubulação 126 através de uma segunda linha de alta pressão 122. O arranjo de entrega de fluido é opcional e não limitante. Em certas modalidades, uma única bomba pode entregar tanto a solução aquosa 102 quanto a segunda solução aquosa 116. No exemplo, a primeira solução aquosa 102 ou a segunda solução aquosa 116 podem ser entregues primeiro, e uma ou mais das soluções 102, 116 podem ser entregues em múltiplos estágios, incluindo potencialmente alguns estágios onde as soluções 102, 116 são misturadas. [0025] As descrições de fluxo esquemáticas a seguir proveem modalidades ilustrativas de procedimentos de desempenho para tratar formações e/ou perfurações. Operações ilustradas são entendidas como sendo exemplos somente, e operações podem ser combinadas ou divididas e adicionadas ou removidas, assim como reordenadas no todo ou em parte, a menos que explicitamente declarado em contrário neste documento. Certas operações ilustradas podem ser implementadas por um computador que execute um produto de programa de computador em um meio legível por computador, onde o produto de programa de computador compreende instruções que fazem com que o computador execute uma ou mais das operações, ou emita comandos para que outros dispositivos executem uma ou mais das operações. [0026] Em ainda um aspecto adicional, modalidades se referem a métodos para manipular uma composição. [0027] Um procedimento exemplar inclui combinar uma quantia de água com um agente de fixação (FA), onde a quantia de água está presente em quantia entre 0,3 e 1,3 vezes a massa do FA. O procedimento inclui adicionalmente dissolver uma quantia de HC1 na quantia combinada de água e FA. A dissolução do gás HC1 pode ocorrer após a dissolução do FA, simultânea à dissolução do FA, ou pelo menos parcialmente antes da dissolução do FA. A quantia de gás HC1 está em uma razão molar entre 4,0 e 0,5 vezes a quantia do FA. A quantia total de gás HC1 dissolvida na solução aquosa é superior a 37% em peso. [0028] Em um exemplo adicional, o procedimento inclui a dissolução de pelo menos uma porção do FA na água durante a dissolução do gás HCl na água e FA combinados. Operações exemplares incluem começar a dissolução do HCl e adicionar o FA como um sólido ou uma solução, provendo um pouco do FA em solução com a água e um pouco do FA como um sólido, e/ou provendo o FA como um sólido na água e dissolvendo o HCl na água enquanto se dissolve o FA. [0029] Outro procedimento exemplar inclui prover uma solução aquosa com uma quantia de HCl superior a 37% em peso. O procedimento inclui adicionalmente uma operação para suprimir vapores de HCl gasoso da solução aquosa. A operação para suprimir os vapores de HCl gasoso inclui uma operação para adicionar um agente de fixação de HC1 (FA) à solução, onde a quantia de FA inclui uma razão molar de FA:HC1 entre 0,2 e 1,5 inclusive. O FA inclui um ou mais aminoãcidos. A operação de adicionar o agente de fixação pode ser desempenhada antes, simultaneamente, e/ou parcialmente após a adição do HC1 na solução. [0030] Um procedimento exemplar inclui adicionalmente uma operação para transportar a solução de HC1 ao longo de uma estrada pública e/ou uma estrada de ferro. Em certas modalidades, a operação de transportar a solução de HC1 inclui colocar a solução de HC1 em um vaso em pressão atmosférica, e/ou um vaso de fluido padrão que não provê um ambiente pressurizado. Outro procedimento exemplar inclui transportar a solução de HC1 com mais de 37% em peso de HC1 para um local e diluir a solução de HC1 a uma concentração de HC1 desejada após o transporte. Concentrações de diluição exemplares incluem, sem limitação, diluir a solução para 7,5%, para 15%, e/ou para 28% em peso de HC1. Quaisquer outras concentrações também são contempladas neste documento. O transporte e diluição permitem custos de transporte e risco reduzidos (por exemplo, menos embarcações de transporte), ao mesmo tempo em que proveem a quantia total desejada de HC1 no local de uso. [0031] Um procedimento exemplar inclui adicionalmente deixar a solução de HCl ern um vaso em pressão atmosférica por um período de tempo, o qual pode ser um período de pelo menos uma hora. A operação de deixar a solução de HCl em um vaso em pressão atmosférica inclui deixar a solução sem adicionar um retardador ácido adicional à solução de HCl. Qualquer retardador ácido é contemplado neste documento, e a exclusão de outros retardadores ácidos em certas modalidades é opcional. [0032] Outro procedimento exemplar inclui posicionar um operador em uma comunicação de espaço de vapor com a solução de HCl e desempenhar uma operação de utilidade de fluido após o posicionamento. Operações de utilidade de fluido exemplares e não limitantes que podem colocar um operador em uma comunicação de espaço de vapor com a solução de HCl incluem verificar um nível de fluido da solução de HCl {por exemplo, uma verificação de profundidade visual e/ou uma verificação de profundidade de fluido com um dispositivo); desempenhar um teste de fluido na solução de HCl (por exemplo, teste de propriedade de fluido, leitura de pH, tomar uma amostra de fluido para teste); adicionar uma quantia de um aditivo à solução aquosa (por exemplo, adicionar o aditivo através de uma abertura em um tanque de fluido ou contêiner químico); fechar uma tampa em um vaso em pressão atmosférica contendo a solução de HCl; transferir pelo menos uma porção da solução de HCl fora de um vaso em pressão atmosférica contendo a solução de HCl (por exemplo, transferir entre tanques ou contêineres, mover-se em uma instalação em massa, transferir para um fluido de tratamento); desempenhar uma verificação visual na solução de HCl; acoplar operacionalmente um dispositivo de transferência de fluidos a um dentre a solução de HCi e/ou um vaso em pressão atmosférica contendo a solução de HCl (por exemplo, conectar uma linha de transferência de fluidos, inserir uma linha de transferência na parte superior de um vaso); e/ou agitar a solução de HCl (por exemplo, com um agitador, agitação gasosa, e/ou recirculação do fluido). [0033] Sem limitação, contempla-se que o procedimento inclui qualquer uma de uma série de modalidades especificas. Um exemplo inclui tratar com o primeiro fluido de tratamento de campo petrolífero e, então, com o segundo fluido de tratamento de campo petrolífero, ou tratar com o segundo fluido de tratamento de campo petrolífero e, então, com o primeiro fluido de tratamento de campo petrolífero. Um exemplo inclui o primeiro fluido de tratamento de campo petrolífero não incluindo nenhum FA, incluindo FA em quantia distinta da quantia de FA1 no segundo fluido de tratamento de campo petrolífero, e/ou incluindo FAl em uma quantia que é a mesma ou semelhante à quantia de FAl no segundo fluido de tratamento de campo petrolífero. Um exemplo inclui o segundo fluido de tratamento de campo petrolífero não incluindo nenhum HC1, incluindo HC1 em uma quantia distinta da quantia de HC1 no primeiro fluido de tratamento de campo petrolífero, e/ou incluindo FAl em uma quantia que é a mesma ou semelhante à quantia de FAl no primeiro fluido de tratamento de campo petrolífero. O primeiro e o segundo fluidos de tratamento de campo petrolífero não incluem a quantia de HC1 e a quantia de FAl presentes em quantias idênticas um ao outro, embora nem a quantia de HC1 nem a quantia de FAl possam estar presentes em quantias idênticas um ao outro. Adicionalmente, contempla-se que estágios múltiplos do primeiro tratamento de campo petrolífero e/ou do segundo tratamento de campo petrolífero podem ser desempenhados, estágios os quais podem ser iguais ou desiguais em tamanho ou número, e/ou os quais podem incluir fluidos espaçadores ou não entre qualquer um ou mais dos estágios. [0034] Como é evidente a partir das figuras e do texto apresentado acima, uma variedade de modalidades de acordo com a presente divulgação são contempladas. [0035] A presente divulgação pode ser ilustrada adicionalmente pelos seguintes exemplos. Esses exemplos não limitam o escopo da divulgação.

EXEMPLOS EXEMPLO 1 [0036] Nos seguintes experimentos, soluções de teste foram preparadas dissolvendo-se um aminoácido em HC1 a 37%. A concentração de HC1 a 37% foi obtida borbulhando-se gás HC1 dentro do vaso de teste. Por exemplo, 15,8 g de L-Asparagina foram dissolvidos em 10 mL de HC1 a 37% por agitação, resultando em uma mistura de razão molar de 1:1 das duas espécies. [0037] Durante os testes de retardo, 0,2 mL de solução de teste foram aplicados a um núcleo de 25 g de calcário de Indiana a 20°C ou 93°C. Permitiu-se que a reação prosseguisse até que o ácido fosse completamente gasto. [0038] A tabela 1 apresenta resultados de testes de retardo ácido desempenhados com vários aminoácidos (FA) e várias razões molares de aminoácido:HC1. O aduto de Asparagina demonstrou taxas de reação significativamente retardadas mas mensuráveis. Em comparação, aquelas de Glutamina, Histidina e Glicina exibiram niveis moderados a mais baixos de retardo. No entanto, os adutos de metil éster de Serina, Lisina e Arginina preveniram a dissolução do calcário (pelo menos dentro do periodo de teste) a 20°C. Logo, o fator de retardo foi alto demais para se medir (THTM). A 93°C, observou-se evolução de bolhas de gás a partir da superfície do calcário, mas, novamente, o fator de retardo foi alto demais para se medir (THTM*} dentro do periodo de teste.

Aminoácido Peso Estrutura FA:HC1 % de Fator Fator (FA) Mol. (razão HC1 de de molar) efetiva retardo retardo (2 0 ° C) (93 °C) L-Asparagina 132 HN j 1,1 15 90 7 0 • j ΌΗ ° NM'' 0,6 21 75 40 0,2 28 40 18 L-Glutamina ÍM6 ~f ! ÕTs 21 ~ 33 24 H.N' { OM NH? L-Histidina 155 t »,-7 072 28 ' 18 15 ;X 7- ΜΗΝ H

Glicina " 7β~ " jT~ Ϊ 15 ~ 25 20 h2n OH 1 21 21 16 Metíl éster 120 Ϊ ~ Γ" 15 THTM THTM* HO" "OC H:i de D-Serina L-Lisina 147 7Γ~ ~ Ϊ 8~Γ3 THTM THTM* J I ' VUH MH-· L-Arginina Ϊ75 ΜΝΓ... I 074 THTM THTM* Tabela 1. Fatores de retardo ácido observados com certos agentes de fixação de aminoácidos. THTM = alto demais para se medir; THTM * - reação detectada por formação de bolhas de gás, mas fator de retardo alto demais para se medir. [0039] Como é evidente a partir das figuras e do texto apresentado acima, uma variedade de modalidades de acordo com a presente divulgação são contempladas. [0040] Enquanto a divulgação proveu descrições detalhadas e específicas para várias modalidades, as mesmas devem ser consideradas como ilustrativas e não restritivas em caráter. Embora somente algumas modalidades exemplares tenham sido descritas em detalhes acima, aqueles versados na técnica apreciarão prontamente que muitas modificações são possíveis nas modalidades exemplares sem se afastar materialmente desta invenção. Consequentemente, todas as modificações tais se destinam a estar incluídas dentro do escopo desta divulgação, conforme definido nas seguintes reivindicações.. Nas reivindicações, as cláusulas de meios-mais-funções se destinam a cobrir as estruturas descritas neste documento como desempenhando a função citada e não somente equivalentes estruturais, mas também estruturas equivalentes. Assim, embora um prego e um parafuso possam não ser equivalentes estruturais em 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. [0041] Além disso, ao ler as reivindicações, pretende-se que, quando palavras tais como "a", "um", "pelo menos um", ou "pelo menos uma porção" forem usadas, não há nenhuma intenção de limitar a reivindicação a somente um item, a menos que especificamente indicado ao contrário na reivindicação. Quando a linguagem "pelo menos uma porção" e/ou "uma porção" for usada, o item pode incluir uma porção e/ou o item inteiro, a menos que especificamente indicado ao contrário. É a intenção expressa do requerente não invocar a 35 Ü.S.C §112, parágrafo 5 para quaisquer limitações de qualquer uma das reivindicações neste documento, exceto para aquelas em que a reivindicação use expressamente as palavras "meios para" juntaxnente com uma função associada.

Claims

1. COMPOSIÇÃO AQUOSA, caracterizada pelo fato de que compreende: (i) ácido clorídrico em uma concentração entre 8% em peso e 28% em peso, inclusive; e (ii) pelo menos um aminoácido, em que a razão molar aminoácido:ácido clorídrico está entre 0,2 e 1,5 e água suficiente está presente para dissolver o ácido clorídrico e o aminoácido e em que o aminoácido compreende alanina, asparaginas, ácido aspártico, cisteina, ácido glutâmico, histidina, leucina, lisina, metonina, prolina, serina, treonina ou valina ou combinações dos mesmos.

2. Composição, de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que compreende adicionalmente ácido fluoridrico a uma concentração maior ou igual a 0,25% em peso.

3. Composição, de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que a composição exibe um fator de retardo ácido maior ou igual a 15 a 20°C.

4. Composição, de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que a composição exibe um fator de retardo ácido maior ou igual a 15 a 93°C.

5. MÉTODO PARA TRATAR UMA FORMAÇÃO EM UM POÇO SUBTERRÂNEO, caracterizado pelo fato de que compreende: (i) preparar uma composição aquosa compreendendo ácido clorídrico a uma concentração entre 8% em peso e 28% em peso, inclusive; e pelo menos um aminoácido, em que a razão molar de aminoácido:ácido clorídrico está entre 0,2 e 1,5 e água suficiente está presente para dissolver o ácido clorídrico e o aminoácido; (ii) prover um fluido de tratamento de campo petrolífero incluindo a composição aquosa para uma bomba de alta pressão; e (iii) operar a bomba de alta pressão para tratar pelo menos uma de uma perfuração e a formação acoplada de forma fluida à perfuração. em que o aminoácido compreende alanina, asparaginas, ácido aspártico, cisterna, ácido glutâmíco, histidina, leucina, lisina, metonina, prolina, serina, treonina ou valina ou combinações dos mesmos.

6. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que o ácido clorídrico é transportado para um local de poço, o ácido tendo uma concentração entre 28% em peso e 45,7% em peso e o tratamento compreende adicionalmente diluir o ácido clorídrico a uma concentração de tratamento antes de prover o fluido de tratamento de campo petrolífero à bomba de alta pressão.

7. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que a composição aquosa compreende adicionalmente ácido fluorídrico a uma concentração maior ou igual a 0,25% em peso.

8. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que a composição exibe um fator de retardo ácido maior ou igual a 15 a 20°C.

9. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que a composição exibe um fator de retardo ácido maior ou igual a 15 a 93°C.

10. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que operar a bomba compreende injetar o fluido de tratamento na formação em taxas matriz e contatar pelo menos uma da perfuração e a formação com o fluido de tratamento de campo petrolífero.

11. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que operar a bomba compreende injetar o fluido de tratamento na formação a uma pressão maior ou igual à pressão de fratura da formação e contatar pelo menos uma da perfuração e a formação com o fluido de tratamento de campo petrolífero.

12. MÉTODO PARA ESTIMULAR UMA FORMAÇÃO EM UM POÇO SUBTERRÂNEO, caracterizado pelo fato de que compreende (i) preparar uma composição aquosa compreendendo ácido clorídrico a uma concentração entre 8% em peso e 28% em peso, inclusive; e pelo menos um aminoácido, em que a razão molar de aminoácido:ácido clorídrico está entre 0,2 e 1,5 e água suficiente está presente para dissolver o ácido clorídrico e o aminoácido; (ii) prover um fluido de tratamento de campo petrolífero incluindo a composição aquosa para uma bomba de alta pressão; e (iii) operar a bomba de alta pressão para estimular pelo menos uma de uma perfuração e a formação acoplada de forma fluida à perfuração, aumentando, dessa forma, a permeabilidade da formação, em que o aminoácido compreende alanina, asparaginas, ácido aspártico, cisteína, ácido glutâmico, histidina, leucina, lisina, metonina, prolina, serina, treonina ou valina ou combinações dos mesmos.

13. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que o ácido clorídrico é transportado para um local de poço, o ácido tendo uma concentração entre 28% em peso e 45,7% em peso e o tratamento compreende adicionalmente diluir o ácido clorídrico a uma concentração de tratamento antes de prover o fluido de tratamento de campo petrolífero à bomba de alta pressão.

14. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que a composição aquosa compreende adicionalmente ácido fluorídrico a uma concentração maior ou igual a 0,25% em peso.

15. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que a composição exibe um fator de retardo ácido maior ou igual a 15 a 20°C.

16. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que a composição exibe um fator de retardo ácido maior ou igual a. 15 a 93 °C.

17. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que operar a bomba compreende pelo menos um de: (i) injetar o fluido de tratamento na formação a taxas matriz; (ii) injetar o fluido de tratamento na formação a uma pressão maior ou igual à pressão de fratura de formação; e (iii) contatar pelo menos uma da perfuração e a formação com o fluido de tratamento de campo petrolífero.

18. MÉTODO PARA MANIPULAR UMA COMPOSIÇÃO, caracterizado pelo fato de que compreende: (i) prover uma solução aquosa com uma quantia de ácido clorídrico superior a 37% em peso; (ii) adicionar um agente de fixação de aminoácido à solução, em que a quantia de agente de fixação inclui uma razão molar de agente de fixação:ácido clorídrico entre 0,2 e 1,5 inclusive; (iii) colocar a solução em um vaso em pressão atmosférica; e (iv) transportar o vaso a um local de serviço ao longo de uma estrada pública, uma estrada de ferro, ou ambas.

19. Método, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que o aminoácido compreende alanina, asparaginas, ácido aspártico, cisterna, ácido glutâmico, histidina, leucina, lisina, metonina, prolina, serina, treonina ou valina ou combinações dos mesmos.

20. Método, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que a solução é diluida com água no local de serviço.

21. Método, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente permitir que a solução descanse no vaso por pelo menos uma hora.

22. Método, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que o vaso é equipado para permitir que um operador desempenhe uma operação de utilidade de fluido com a solução.

23. Método, de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de que a operação de utilidade de fluido compreende medir um nivel da solução no vaso, retirar uma amostra de solução, medir um pH da solução, introduzir materiais adicionais à solução, agitar a solução ou transferir a solução do vaso para outro recipiente ou uma bomba de alta pressão ou uma combinação dos mesmos.

24. Método, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que a bomba de alta pressão é usada para colocar a solução em um poço subterrâneo.