BR112015019169B1 - Método de fraturamento de formações subterrâneas com fluido reticulado - Google Patents
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Abstract
método de fraturamento de formações subterrâneas com fluido reticulado. a presente invenção refere-se a formações subterrâneas, tais como formações estanques de gás, que podem ser submetidas a um fraturamento hidráulico pela introdução, na formação, de um fluido de fraturamento de um fluido aquoso, um polímero hidratável, um agente de reticulação e propelente. o fluido de fraturamento é preparado em um misturador e então bombeado do misturador para furo de poço que penetra na formação. o fluido entra no reservatório através de um local de entrada. a viscosidade aparente do fluido diminui distalmente a partir do local de entrada, de modo que pelo menos uma das seguintes condições prevalece na condição in situ: (a) a viscosidade aparente do fluido de fraturamento 30,48 m (100 pés) a partir do local de entrada é menor do que 10 porcento da viscosidade aparente do fluido de fraturamento no local de entrada; (b) a viscosidade aparente do fluido de fraturamento 15 minutos depois da introdução no local de entrada é menor do que 15% da viscosidade aparente do fluido de fraturamento no local de entrada; ou (c) a viscosidade aparente do fluido de fraturamento é menor do que 10 cp dentro de 15 minutos após ser introduzido no local de entrada.
Description
[001] A presente invenção refere-se a um método parafraturamento de uma formação subterrânea com um fluido aquoso que contém um polímero hidratável e um agente de reticulação em que a viscosidade aparente do fluido diminui distalmente a partir do local de entrada do reservatório.
[002] O fraturamento hidráulico frequentemente requer o uso demateriais para tratamento do poço que sejam capazes de intensificar a produção de fluidos e de gás natural das formações de baixa permeabilidade. Em um tratamento para fraturamento hidráulico típico, um fluido para tratamento do fraturamento que contém um propelente sólido é injetado na formação em uma pressão suficientemente alta o bastante para causar a formação ou a ampliação das fraturas no reservatório. As fraturas irradiam-se para fora a partir do furo do poço, normalmente de alguns metros até centenas de metros, e estendem- se a partir da área de superfície da qual o óleo ou o gás são drenados dentro do poço. O propelente é depositado na fratura, onde permanece depois que o tratamento tiver terminado. Após a deposição, o propelente serve para impedir o fechamento da fratura e para formar um canal condutor que se estende do furo do poço na formação que está sendo tratada. Dessa maneira, o propelente intensifica a capacidade dos fluidos ou do gás natural de migrar da formação para o furo do poço através da fratura.
[003] Muitos materiais diferentes têm sido usados comopropelentes, incluindo areia, grânulos de vidro, cascas de noz e granalhas de metal, assim como areias revestidas com resina, cerâmicas de resistência intermediária e bauxita sinterizada; cada um empregado por sua capacidade de custo e de suportar eficazmente o respectivo ambiente de stress do fechamento do reservatório. A gravidade específica aparente (ASG) desses materiais é indicativa da sua resistência relativa; a ASG da areia é de 2,65 e o ASG da bauxita sinterizada é de 3,4. Embora uma ASG aumentada represente uma resistência mais alta, ela também aumenta o grau de dificuldade do transporte de propelente e reduz o volume da fratura com propelente. A condutividade da fratura é, portanto, frequentemente reduzida pelo uso de materiais com alta ASG. Mais recentemente, foi dada atenção ao uso de materiais com peso ultraleve (ULW) como propelente. Tais materiais têm uma gravidade específica aparente (ASG) menor ou igual a 2,45.
[004] De modo geral, é desejável que o fluido de fraturamentoalcance a viscosidade máxima à medida que entra na fratura. A viscosidade da maioria dos fluidos de fraturamento pode ser atribuída à presença de um agente de viscosificação, tal como um tensoativo viscoelástico ou um polímero de viscosificação, no fluido. Os polímeros de viscosificação convencionais incluem os polissacarídeos solúveis em água como as galactomananas e os derivados de celulose. A presença de um agente de reticulação, tal como aquele que contém íons borato (ou gera borato), titanato, ou zircônio, no fluido de fraturamento, pode aumentar ainda mais a viscosidade. A viscosidade aumentada do fluido de fraturamento geleificado afeta tanto o comprimento quanto a largura da fratura, e serve para colocar o propelente dentro da fratura produzida.
[005] Recentemente, fluidos de viscosidade baixa (tais comoágua, salmoura e água de polimento) que não contêm um tensoativo viscoelástico ou polímero de viscosificação foram usados na estimulação de formações de baixas permeabilidade. Tais formações também são conhecidas como formações estanques (incluindo reservatórios estanques de gás de xisto que exibem redes de fraturas naturais complexas). Para alcançar eficazmente as formações estanques, os poços são frequentemente perfurados horizontalmente e então submetidos a um ou mais tratamentos de fratura para estimular a produção. As fraturas propagadas com fluidos de viscosidade baixa exibem larguras de fratura menores do que as experimentadas com fluidos de viscosidade relativamente mais alta, tendo por resultado o desenvolvimento de uma maior área de fratura criada, da qual os hidrocarbonetos podem fluir para as altas passagens das fraturas condutoras. Em reservatórios de permeabilidade baixa, a área da fratura de modo geral é considerada proporcional à eficácia da estimulação da fratura. Portanto, os fluidos de viscosidade baixa são geralmente os preferidos para a estimulação de reservatórios estanques de gás de xisto.
[006] Os fluidos presentes na água de polimento sãobasicamente a água fresca ou salmoura com agente de redução de fricção suficiente para minimizar as pressões de fricção tubulares. De modo geral, tais fluidos têm viscosidades somente um pouco mais altas do que a água fresca ou a salmoura puras; normalmente, os agentes de redução de fricção presentes na água de polimento não aumentam a viscosidade do fluido de fraturamento por mais do que 1 a 2 cP. Tais fluidos são muito mais baratos do que os fluidos de fraturamento convencionais que contêm um agente de viscosificação. Além disso, sua característica de viscosidade baixa facilita o crescimento da altura da fratura reduzida no reservatório durante a estimulação. Adicionalmente, tais fluidos causam menos danos na formação perante a ausência de um polímero de viscosificação e/ou de um tensoativo viscoelástico no fluido.
[007] Embora o uso de fluidos de baixa viscosidade seja desejável para uso na estimulação de formações de baixa permeabilidade, o bombeamento de fluidos de água de polimento carregados com propelente provou ser caro, uma vez que o propelente se deposita de modo consistente nas linhas de conjuntos de tubulações com válvulas antes que o fluido alcance a cabeça do poço. Isto é particularmente evidente quando o fluido de fraturamento contém uma concentração mais alta de propelente e/ou quando o propelente empregado tem um ASG maior do que 2,45. É muito provável que tais materiais se depositem nos conjuntos de tubulações com válvulas antes que o fluido alcance a cabeça do poço. Uma vez que a deposição do propelente é afetada pela viscosidade do fluido do tratamento, é necessária uma alta velocidade da bomba para impedir essa deposição. No entanto, sob determinadas condições, somente a taxa é insuficiente para impedir a deposição porque ela também depende do tamanho do propelente e da gravidade específica. Além disso, uma vez que os conjuntos de tubulações com válvulas têm dimensões diferentes, meras modificações da taxa da bomba de fluido em uma área não podem tratar o problema em outras.
[008] Além da deposição de propelente nas linhas dos conjuntosde tubulações com válvulas, há um perigo real de deposição de propelente dentro da extremidade de fluido da bomba. Dentro da bomba, os pistões se movem sob padrões de onda sinusoidal. Dessa maneira, os pistões se movem lentamente, em seguida mais rapidamente, então lentamente e depois param momentaneamente. O processo se repete para cada um dos pistões. A deposição de propelente no alojamento da bomba pode danificar os pistões enquanto eles tentam se mover ou comprimir o propelente. Isso é particularmente um problema quando os propelentes possuem uma tensão de compressão elevada, tais como as cerâmicas.
[009] A deposição de propelente dos fluidos de tratamento de viscosidade baixa dentro da seção horizontal do furo do poço também é uma preocupação. Tal deposição pode ocorrer em consequência da velocidade de fluxo insuficiente da pasta e/ou de uma viscosidade insuficiente para suspender o propelente. Uma deposição excessiva de propelente dentro de um furo de poço horizontal pode requerer a interrupção dos tratamentos de fraturamento antes da colocação dos volumes desejados. A fim de resolver essas questões de deposição, taxas de bombeamento altas normalmente são empregadas para suspender eficazmente o propelente para transporte dentro da seção do furo do poço horizontal. No entanto, as altas taxas de bombeamento podem resultar em pressões de tratamento mais altas do que o desejável e no crescimento excessivo da altura da fratura.
[0010] Portanto, são desejadas alternativas para os fluidos defraturamento carregados com propelente que proporcionem os benefícios da água de polimento nos reservatórios estanques de gás, mas que não causem danos ao equipamento de bombeamento nem permitam que o propelente se deposite nos furos de poço horizontais.
[0011] Um método de fraturamento com particular aplicabilidadeem reservatórios estanques de gás consiste em misturar água e um polímero de viscosificação, um agente de reticulação e o propelente e introduzir o fluido viscoso no cabeça do poço. A viscosidade do fluido de fraturamento quando bombeado na cabeça do poço estar entre cerca de 10 a cerca de 120 cP em uma faixa de temperatura entre cerca de 27°C a cerca de 52°C (80°F a cerca de 125°F). A viscosidade aumentada na superfície protege o equipamento de superfície quando do bombeamento do propelente suspenso na cabeça do poço. Além disso, a natureza viscosa do fluido de fraturamento permite que o fluido transporte o propelente para os locais de perfuração no furo do poço enquanto minimiza a deposição.
[0012] O carregamento de um polímero hidratável no fluido defraturamento é de cerca de 6 a cerca de 18 pptg, de preferência de cerca de 6 a cerca de 12 pptg. O baixo carregamento do polímero de viscosificação no fluido de fraturamento faz com que a viscosidade do fluido diminua rapidamente quando da entrada no local de perfuração.
[0013] Mesmo sem rompedores, o fluido é sensível ao calor edegrada rapidamente, de modo que a viscosidade do fluido dentro de 30,48 m (100 pés) na perfuração não é maior do que cerca de 5 cP, e normalmente não é maior do que cerca de 3 cP.
[0014] O polímero de viscosificação é de preferência um polímerohidratável que inclui as gomas de galactomanana, guar, derivados de guar, celulose e derivados de celulose, amido, derivados de amido, xantana, derivados de xantana e suas misturas. Os polímeros de viscosificação particularmente preferidos são os derivados e não derivados de guar que têm uma viscosidade intrínseca maior do que cerca de 14 dl/g, mais normalmente maior do que 16dl/g.
[0015] O método descrito tem particular aplicabilidade emreservatórios de permeabilidade baixa, tais como aqueles que têm permeabilidade entre cerca de 10 nanodarcies a cerca de 1,0 mD, incluindo o xisto e a pedra calcária.
[0016] A fim de compreender melhor os desenhos indicados nadescrição detalhada da presente invenção, é apresentada uma breve descrição de cada desenho, em que:
[0017] a Figura 1 é uma representação esquemática da invençãoque ilustra o perfil de viscosidade de um fluido de fraturamento desde o momento em que o fluido é misturado até quando o fluido atravessa distalmente 304,8 m (1.000 pés) a partir do local de perfuração do reservatório.
[0018] as Figuras 2 a 6 são perfis de viscosidade e de temperatura no decorrer do tempo dos fluidos de fraturamento aquosos aqui definidos.
[0019] O método de fraturamento definido pela invenção utiliza umfluido de fraturamento que é preparado com a mistura de um fluido aquoso, um polímero hidratável, um agente de reticulação e o propelente (e o agente controlador, se necessário).
[0020] A mistura pode ocorrer em um misturador. Ela pode ocorrerem movimento. Alternativamente, um ou mais dentre o fluido aquoso, o polímero hidratável, o agente de reticulação e/ou o propelente podem ser misturados a jusante do misturador. Além disso, é possível que a mistura dos componentes ocorra no fundo do poço.
[0021] Em uma modalidade, a viscosidade suficiente do fluido édesenvolvida enquanto o fluido é bombeado para a cabeça do poço, de modo que o propelente pode ser transportado para a cabeça do poço e não se deposite no fluido. Assim, a deposição do propelente nas linhas dos conjuntos de tubulações com válvulas e no alojamento da bomba é minimizada (até ao ponto em que nenhuma deposição ocorre). Desse modo, ao contrário dos fluidos de água de polimento, os fluidos de fraturamento aqui descritos minimizam as falhas de bomba ou os danos aos pistões e/ou aos conjuntos de tubulações com válvulas da bomba.
[0022] Uma vez que o carregamento do polímero no fluido defraturamento é baixo, a viscosidade aparente do fluido diminui dramaticamente depois que ele entra no reservatório. Por exemplo, em condições in-situ, a viscosidade aparente do fluido de fraturamento a 30,48 m (100 pés) a partir do local de perfuração do reservatório (ou local de entrada) pode ser menor do que 10 porcento da viscosidade aparente do fluido de fraturamento no local de entrada do reservatório. De preferência, a viscosidade aparente do fluido de fraturamento a 30,48 m (100 pés) do local de entrada é menor do que 5 porcento da viscosidade do fluido de fraturamento no local de entrada. Com mais preferência, a viscosidade aparente do fluido a 60,96 m (200 pés) do local de entrada é menor do que 1 porcento da viscosidade do fluido de fraturamento no local de entrada.
[0023] Alternativamente, a viscosidade aparente do fluido defraturamento 15 minutos após a introdução no local de entrada pode ser menor do que 15% da viscosidade aparente do fluido de fraturamento no local de entrada do reservatório. Mais normalmente, a viscosidade aparente do fluido de fraturamento 15 minutos após a introdução no local de entrada é menor do que 10% da viscosidade aparente do fluido de fraturamento no local de entrada. Alternativamente, a viscosidade aparente do fluido de fraturamento 30 minutos após a introdução no local de entrada é menor do que 5% da viscosidade aparente do fluido de fraturamento no local de entrada.
[0024] Em outra modalidade, a viscosidade aparente do fluido defraturamento pode ser menor do que 10 cP em 15 minutos após ser introduzido no local de entrada do reservatório. Mais normalmente, a viscosidade aparente do fluido de fraturamento é menor do que 5 cP 15 minutos após ser introduzido no local de entrada. Alternativamente, a viscosidade aparente do fluido de fraturamento é menor do que 3 cP 30 minutos após ser introduzido no local de entrada.
[0025] A Figura 1 ilustra um perfil típico do fluido de fraturamentoaqui definido em comparação com os fluidos de fraturamento da técnica anterior. Tal como ilustrado, o fluido de fraturamento aqui definido é indicado como "Fluido de Fraturamento". O Fluido de Fraturamento é comparado com um gel reticulado convencional que não contém um agente de reticulação retardado e com um gel reticulado convencional que contém um agente de reticulação retardado. Além disso, o Fluido de Fraturamento é comparado à água de polimento. Para cada um dos quatro fluidos, supõe-se que uma quantidade equivalente de propelente esteja presente em cada fluido. A viscosidade aparente de cada um dos fluidos é então comparada no misturador (onde o agente de reticulação, o polímero hidratável, o propelente e opcionalmente um agente controlador de pH são misturados com o fluido aquoso), na bomba de alta pressão onde o fluido é bombeado para a cabeça do poço, na própria cabeça do poço e no furo do poço. A viscosidade aparente é então mostrada na perfuração, a 30,48 m (100 pés) da perfuração, a 60,96 m (200 pés) da perfuração, a 152,4 m (500 pés) da perfuração e a 304,8 m (1.000 pés) da perfuração. O Fluido de Fraturamento é mostrado como tendo a viscosidade aparente aproximada que aquela dos fluidos reticulados retardados e não retardados no misturador e na bomba de alta pressão. Além disso, o Fluido de Fraturamento é mostrado como tendo a viscosidade aparente aproximada daquela do fluido reticulado retardado na cabeça do poço. No furo do poço e no local de perfuração (entrada do reservatório); a viscosidade do Fluido de Fraturamento aproxima-se da viscosidade do fluido reticulado convencional que não contém um agente de reticulação retardado. À medida que o Fluido de Fraturamento se estende distalmente do local de perfuração, a viscosidade aparente do Fluido de Fraturamento diminui. Quando o Fluido de Fraturamento está a cerca de 60,96 m (200 pés) da entrada de perfuração, a viscosidade aparente do Fluido de Fraturamento aproxima-se da viscosidade aparente da água de polimento.
[0026] O polímero de viscosificação do fluido de fraturamento aquidefinido pode ser um polímero espessante tal como um polímero hidratável como, por exemplo, um ou mais polissacarídeos capazes de formar um gel reticulado. Estes incluem as gomas de galactomanana, de guar, derivadas de guar, de celulose e derivadas de celulose, de amido, derivadas de amido, de xantana, derivadas de xantana e suas misturas. Os exemplos específicos incluem, mas sem ser a eles limitados, a goma guar, derivadas da goma guar, goma de alfarroba, goma welana, goma de karaya, goma de xantana, escleroglucana, diutana, celulose e derivados da celulose, etc. Mais polímeros ou agentes gelificantes típicos incluem a goma guar, hidroxipropil guar (HPG), hidroxipropil carboximetil guar(CMHPG), hidroxietilcelulose(HEC), hidroxietil carboximetil celulose (CMHEC), carboximetil celulose (CMC), dialquil carboximetil celulose, etc.. Outros exemplos de polímeros incluem, mas sem ser a eles limitados, fosfomanas, escleroglucanas e dextranas. Em uma modalidade preferida, é empregado guar não derivatizado.
[0027] Especialmente preferidas são aquelas de guar derivatizadae não derivatizada indicadas na Publicação de Patente US n° 20050272612, publicada em 8 de dezembro de .2005, aqui incorporada a título de referência. Tais guars derivatizadas e não derivatizadas são caracterizadas por uma viscosidade intrínseca maior do que cerca de 14 dl/g, normalmente maior do que 16dl/g. Essa viscosidade é indicativa de um peso molecular mais alto do que aquele normalmente visto nas derivadas e não derivadas da guar. As guars são obtidas por melhorias nas condições de processamento usadas para converter a guar dividida (endosperma da semente) em um pó fino.
[0028] A causa do peso molecular aumentado deve-se àscondições de processamento melhoradas usadas para converter a guar dividida em um pó fino. Mais frequentemente, a guar dividida, que tem cerca de 0,3 cm de diâmetro, é parcialmente hidratada e cisalhada através de um moinho de rolos para produção de um floco. O floco, sendo mais frágil, pode então ser seco e pulverizado por um moinho de alto impacto. Durante todo esse processo, há ocasiões em que o polímero de guar será submetido a um alto cisalhamento mecânico. Um meio para obtenção de um polímero de peso molecular mais alto ocorre nesses locais de alto cisalhamento mecânico no processo. O processo de cisalhamento é modificado de modo que a quantidade final de cisalhamento seja a mesma, mas a taxa de cisalhamento é reduzida para permitir que as cadeias do polímero na divisão relaxem em vez de se romper. Portanto, ao reduzir a taxa de cisalhamento, o grau de ruptura é reduzido e o peso molecular do polímero é mais alto.
[0029] O agente de reticulação usado no fluido de fraturamentoaquoso aqui definido pode ser qualquer agente de reticulação apropriado para a reticulação do polímero hidratável. Os exemplos de agentes de reticulação apropriados incluem íons de metal tais como compostos contendo alumínio, antimônio, zircônio e titânio, incluindo organotitanatos. Os exemplos de reticuladores apropriados podem também ser encontrados na Patente US n°. 5.201.370; Patente US n°. 5.514.309, Patente US n°. 5.247.995, Patente US n°. 5.562.160, e Patente US n° 6.110.875, aqui incorporadas a título de referência.
[0030] Em uma modalidade preferida, o agente de reticulação éuma fonte de íons borato tais como um íon borato do material doador. Os exemplos de agentes de reticulação à base de borato incluem, mas sem ser a eles limitados, os organoboratos, os monoboratos, os poliboratos, os boratos minerais, etc..
[0031] Para obter um valor de pH desejado, um material paraajuste do pH é adicionado de preferência ao fluido aquoso após a adição do polímero ao fluido aquoso. Materiais típicos para ajustar o pH são os ácidos normalmente usados, os ácidos controladores e as misturas dos ácidos e bases. Normalmente, um pH entre cerca de 9,5 e cerca de 11,5 é desejado. Desse modo, normalmente é desejado o uso de um agente controlador que seja eficaz em conferir o pH para que o fluido seja usado. Materiais controladores apropriados incluem o carbonato de potássio ou as misturas de carbonato de potássio e hidróxido de potássio.
[0032] Em uma modalidade, o fluido aquoso pode ser a salmoura,a água fresca ou a água com sal. Em outra modalidade, o fluido aquoso pode ser água produzida, água reciclada (tal como a recuperada de um frac anterior), água residual industrial ou água residual associada com a produção de óleo.
[0033] O propelente para uso no fluido de fraturamento aquosopode ser qualquer propelente apropriado para fraturamento hidráulico conhecido no estado da técnica. Os exemplos incluem, mas sem ser a eles limitados, sílica, grãos de areia de quartzo, grânulos de vidro e cerâmicos, fragmentos de casca de noz, pelotas de alumínio, pelotas de nylon, areia revestida com resina, partículas orgânicas sintéticas, microesferas de vidro, bauxita sinterizada, suas misturas e similares. Alternativamente, o propelente pode ser um propelente ULW. Os propelentes de resistência intermediária a alta que têm um ASG maior do que 2,45 são normalmente preferidos, no entanto, em relação aos propelentes ULW.
[0034] A viscosidade do fluido de fraturamento aqui descrito,quando do bombeamento do misturador para o furo do poço, normalmente é de cerca de 10 a cerca de 120 cP em uma faixa de temperatura entre cerca de 26,66 °C a cerca de 48,88 °C (80°F e cerca de 120°F), embora uma viscosidade entre cerca de 10 e cerca de 50 cP seja mais preferida.
[0035] O carregamento do polímero hidratável no fluido defraturamento é de cerca de 6 a cerca de 18 pptg, de preferência de cerca de 6 a cerca de 12 pptg. Em uma outra modalidade preferida, o carregamento do polímero no fluido de fraturamento é de cerca de 6 a cerca de 10 pptg. Um carregamento baixo significa menos danos de formação. Uma vez que o uso do fluido permite a colocação de propelente mais cedo no trabalho de fraturamento, o volume total do fluido requerido para um trabalho é diminuído (em comparação com um trabalho similar utilizando fluidos convencionais). Dessa maneira, o fluido de fraturamento aqui definido apresenta uma eficiência de fluido melhorada em relação aos fluidos convencionais.
[0036] Quando o polímero hidratável do fluido de fraturamentoaquoso é aquele apresentado na Patente US n° 20050272612, foi descoberto que menos carregamento de polímero é necessário para conferir ao fluido a viscosidade desejada. Particularmente, foi observado que os fluidos de fraturamento contendo guars não derivatizadas ou derivatizadas da Publicação de Patente US n°. 20050272612 precisavam de um carregamento de polímero muito mais baixo do que um fluido de fraturamento substancialmente similar (que contém um polímero hidratável diferente do indicado na Publicação de Patente US n° 20050272612); e que os dois fluidos de fraturamento têm viscosidade equivalente.
[0037] Em carregamentos de polímero com mais do que cerca de12 pptg, normalmente é desejável incluir um rompedor no fluido para ajudar na degradação do polímero hidratável, uma vez que o fluido de fraturamento entra na fratura. Qualquer rompedor apropriado pode ser utilizado, incluindo, mas sem ser a eles limitado, os precursores de ácidos sólidos, por exemplo, o ácido poliglicólico (PGA) ou as partículas de ácido poliláctico (PLA), tais como grânulos, placas ou fibras, outros ácidos retardados, oxidantes retardados ou bases retardadas. Além disso, os rompedores enzimáticos conhecidos no estado da técnica podem ser utilizados.
[0038] A necessidade de redutores de fricção no fluido é diminuídaou eliminada. Uma vez que o carregamento do polímero de viscosificação é baixo, a quantidade de polímero residual na formação é diminuída. Na maioria dos casos, o fluido de fraturamento aqui definido (que tem um mínimo de um redutor de fricção, se algum) é menos prejudicial do que aqueles fluidos convencionais que contêm redutores de fricção geralmente utilizados, tais como as poliacrilamidas.
[0039] O método aqui descrito tem particular aplicabilidade nofraturamento de formações estanques de gás, especialmente naquelas que têm uma permeabilidade menor do que 1 milidarcy. O método tem aplicabilidade nas formações que têm uma permeabilidade menor do que 100 microdarcies, e mesmo menos de 1 microdarcy. O método tem aplicabilidade também nas formações que têm uma permeabilidade de menos de 1 microdarcy e mesmo menos de 500 nanodarcies.
[0040] O método aqui descrito tem particular aplicabilidade nofraturamento de qualquer formação que puder ser fraturada hidraulicamente com água de polimento. Em uma modalidade preferida, o método aqui descrito é aplicado nas formações estanques de xisto e areias de gás, bem como de pedra calcária.
[0041] Embora o método aqui descrito possa normalmente serusado em poços horizontais, o método pode ser usado em poços verticais.
[0042] Os seguintes exemplos ilustram algumas das modalidadesda presente invenção. Outras modalidades dentro do âmbito das reivindicações ficarão evidentes ao elemento versado na técnica a partir da consideração da descrição aqui apresentada. É pretendido que o relatório descritivo, junto com os exemplos, seja considerado somente a título de exemplo, com o âmbito e caráter da invenção que são indicados pelas reivindicações a seguir.
[0043] Todas as porcentagens indicadas nos exemplos sãofornecidas em termos de unidades de peso, a menos que indicado de outro modo.
[0044] Foi formulado um fluido pela mistura, em temperaturaambiente e em um misturador, de guars não derivatizadas que têm uma viscosidade intrínseca maior do que 16 dl/g, disponíveis comercialmente junto à Baker Hughes Incorporated como GW-2, e um reticulador de borato, disponível comercialmente junto à Baker Hughes como XLW-10. O carregamento do polímero no fluido variou entre 6 e 10 pptg (libras por mil galões). A quantidade de reticulador no fluido variou entre 1,0 e 3,0 gptg (galões por mil galões). O fluido foi controlado para um pH de 9,0. Cerca de 30 ml de fluido foram então colocados em um copo de viscômetro Fann 50 que tem um conjunto de prumo (BX5) e copo de rotor (R1). O copo foi então colocado em um viscômetro Fann 50. A amostra foi cisalhada por uma taxa de varredura de 100 seg-1 por cerca de 1 minuto. A Figura 2 mostra os resultados em que 10 pptg do fluido com 1 e 2 gptg de XLW-10 tiveram viscosidades iniciais de 500 cP e 350 cP, respectivamente, declinando após 5 minutos para cerca de 400 cP e 200 cP, respectivamente, e após 10 minutos para cerca de 250 cP e 150cP, respectivamente. Após 45 minutos, esses fluidos tinham viscosidades entre 80 e 90 cP. Além disso, 8 pptg de fluido que tem 1,5 e 2 gptg de reticulador XLW-10 tinham viscosidades iniciais de 220 e 250 cP, respectivamente. Após 10 minutos, os fluidos de 8 pptg exibiam de 35 a 60 cP. Após 45 minutos, os fluidos tinham viscosidades de 30 e 35 cP. Um fluido de 6 pptg que tem 2-3 gptg de XLW-10 tinha viscosidades iniciais de 80 cP, declinando entre 10 e 30 cP após 10 minutos. Após 45 minutos, os fluidos tinham viscosidades entre 10 e 15 cP.
[0045] Um fluido foi formulado pela adição de GW-2 à água em ummisturador em temperatura ambiente e então pela adição ao fluido de um reticulador de borato, disponível comercialmente junto à Baker Hughes Incorporated como XLW-32. Uma solução cáustica a 10% (hidróxido de sódio) foi então adicionada até que o pH do fluido ficasse em cerca de 9 e o fluido reticulado formado em cerca de 5 segundos. O carregamento de polímero no fluido ficou entre 0,5 gptg a 2,0 gptg. A quantidade de reticulador no fluido variou entre 1,25 gptg e 1,75 gptg. Cerca de 30 ml de 10 pptg de fluido foram então colocados em um copo do viscômetro Fann 50 que tem um conjunto de prumo (BX5) e copo de rotor (R1). O copo foi então colocado em um viscômetro Fann 50. A amostra foi cisalhada a uma taxa de varredura de 100 seg-1 por cerca de 1 minuto. O stress associado a cada taxa foi utilizado para calcular os índices de lei de potência n e K; n refere-se ao índice de comportamento do fluxo e K refere-se ao índice de consistência indicado no American Petroleum Institute's Bulletin RP-39. A viscosidade do fluido foi então calculada utilizando os valores n' e K' A Figura 3 demonstra que 10 pptg do fluido foram aceitáveis em carregamentos de polímero baixos a 100°F e 120°F. Em particular, a Figura 3 mostra que 10 pptg de fluido com 1,5 gpt de XLW-32 e 1,5 gptg em solução cáustica a 10% em 100°F tinham uma viscosidade inicial máxima de 225 cP em 100 seg-1 e uma viscosidade de 130 cP em 100 seg-1 após 60 minutos. O teste com 10 pptg de fluido com 1,25 gptg de XLW-32 e 0,5 gptg em solução cáustica a 10% mostrou viscosidades iniciais mais baixas entre 160 e 175 cP e uma viscosidade mantida entre 80 e 100 cP em 100 seg-1 após 60 minutos. EXEMPLO 3.
[0046] Um fluido foi formulado pela mistura, em uma faixa detemperatura de 75°F a 150°F em misturador, de água, 2,0 a 3,0 de guars não derivatizadas com uma viscosidade intrínseca maior do que 16 dl/g, comercialmente disponível junto à Baker Hughes Incorporated como GW-2LDF e 3 gpt de um reticulador de borato de autotamponamento, disponível comercialmente junto à TBC-Brinadd como PfP BXL 0,2. O pH do fluido foi controlado em 9,0. Cerca de 30 ml do fluido foram então colocados em um copo de viscômetro Fann 50 que tem um conjunto de prumo (BX5) e copo de rotor (R1). O copo foi então colocado em um viscômetro Fann 50. A amostra foi submetida a uma taxa de cisalhamento de 511 seg-1. A Figura 4 mostra os perfis de viscosidade dos fluidos com 8, 10 e 12 pptg. Tal como ilustrado, as viscosidades do fluido reticulado de cada uma das formulações de exemplo foram reduzidas em torno de 40% a 60% devido ao aumento da temperatura do fluido de 23,88 °C para 65,55 °C (75°F para 150°F).
[0047] Um fluido foi formulado pela adição de GW-2 à água em ummisturador em temperatura ambiente e então pela adição ao fluido de um reticulador de borato de autotamponamento, comercialmente disponível junto à Baker Hughes Incorporated como XLW-10. O fluido reticulado foi formado em cerca de 5 segundos. O carregamento de polímero no fluido ficou entre 6 pptg a 10 gptg. A quantidade de reticulador no fluido variou entre 1,5 gptg e 3,0 gptg. Cerca de 30 ml de 10 pptg de fluido foram então colocados em um copo de viscômetro Fann 50 com um conjunto de prumo (BX5) e copo de rotor (R1). O copo foi então colocado em um viscômetro Fann 50. A amostra foi cisalhada a uma taxa de varredura de 100 seg-1 por cerca de 1 minuto. O stress associado a cada taxa foi utilizado para calcular os índices de lei de potência n e K; n refere-se ao índice de comportamento de fluxo e K refere-se ao índice de consistência determinado no American Petroleum Institute's Bulletin RP-39. A viscosidade do fluido foi então calculada utilizando os valores n' e k'. A Figura 5 mostra os perfis de viscosidade de cada um dos fluidos à medida que as temperaturas foram aumentadas da temperatura ambiente para 120°F. As viscosidades iniciais para os fluidos de exemplo em 75°F variaram de 70 cP para a formulação de 6 pptg de GW-2/1,5 gpt de XLW-10, para 500 cP no exemplo de 10 pptg de GW-2/2,0 gpt de XLW-10. As temperaturas do fluido foram observadas para aproximar-se da temperatura de teste desejada de 48,88 °C (120°F) após 20 minutos, tempo em que 8 pptg das formulações de polímero exibiram viscosidades entre 20 cP e 30 cP. As viscosidades das formulações de 6 pptg após 20 minutos foram de cerca de 10 cP.
[0048] Um fluido foi formulado pela adição de 10 pptg de GW-2 àágua em um misturador em temperatura ambiente e então pela adição de 3 ppt de ácido bórico como um reticulador, 2 gptg de solução cáustica a 10% para deixar o pH em cerca de 9,5, e de 0,125 ppt a 0,5 ppt de rompedor de persulfato de amônio, disponível junto à Baker Hughes Incorporated como GBW-5. O fluido reticulado começou a se formar em cerca de 5 segundos. Cerca de 30 ml de 10 pptg de fluido foram então colocados em um copo de viscômetro Fann 50 com um conjunto de prumo (BX5) e copo de rotor (R1). O copo foi então colocado em um viscômetro Fann 50. A amostra foi cisalhada a uma taxa de varredura de 100 seg-1 por cerca de 1 minuto. O stress associado a cada taxa foi utilizado para calcular os índices de lei de potência n e K; n refere-se ao índice de comportamento de fluxo e K refere-se ao índice de consistência determinado no American Petroleum Institute's Bulletin RP-39. A viscosidade do fluido foi então calculada utilizando os valores n' e k'. A Figura 6 mostra os perfis de viscosidade de cada um dos fluidos à medida que as temperaturas foram aumentadas da temperatura ambiente para 65,55 °C (150°F). As viscosidades para os fluidos de exemplo eram de cerca de 40 cP após cerca de 30 segundos, e o pico ocorreu em mais de 60 cP entre 2 minutos e 5 minutos. Após cerca de 10 minutos, a temperatura tinha aumentado para cerca de 120°F, e as viscosidades de cada um dos fluidos declinaram entre 10 e 15 cP. Após 20 minutos, a temperatura estava no alvo de 65,5 (150°F) e as viscosidades dos fluidos foram observadas como sendo menores do que 10 cP para cada uma das formulações de fluidos, incluindo o rompedor.
[0049] Tendo em vista o anteriormente exposto, deve serobservado que numerosas variações e modificações podem ser feitas sem desviar do verdadeiro caráter e do âmbito dos conceitos novos da invenção.
Claims (9)
1. Método de fraturamento de uma formação subterrâneas penetrada por um furo de poço, caracterizado pelo fato de compreende as etapas de:formulação de um fluido de fraturamento viscoso pela mistura de um fluido aquoso, um polímero hidratável, um agente de reticulação e um propelente;bombeamento do fluido de fraturamento viscoso através um local de entrada no furo do poço no reservatório; epropagação das fraturas dentro do reservatório enquanto se diminui a viscosidade do fluido de fraturamento viscoso distalmente a partir do local de entrada,sendo que pelo menos uma das condições a seguir prevalece nas condições in situ durante a propagação das fraturas:(a) a viscosidade aparente do fluido de fraturamento a 30,48 m (100 pés) a partir do local de entrada é menor do que 10 por cento da viscosidade aparente do fluido de fraturamento no local de entrada;(b) a viscosidade aparente do fluido de fraturamento 15 minutos após a introdução no local de entrada é menor do que 15% da viscosidade aparente do fluido de fraturamento no local de entrada; ou(c) a viscosidade aparente do fluido de fraturamento é menor do que 10 cP dentro de 15 minutos após ser introduzido através do local de entrada.
2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que:a viscosidade aparente do fluido de fraturamento a 30,48 m (100 pés) a partir do local de entrada seja menor do que 10 por cento da viscosidade aparente do fluido de fraturamento no local de entrada;em que a viscosidade aparente do fluido a 60,96 m (200 pés) do local de entrada é inferior a 1% da viscosidade do fluido de fraturamento no local de entrada;em que a formação subterrânea é xisto;em que a formação subterrânea é uma formação de gás estanque;em que a viscosidade intrínseca do polímero hidratável no fluido aquoso é maior que cerca de 14 g/dl;em que a carga do polímero hidratável no fluido de fraturamento é de cerca de 6 a cerca de 18 pptg;em que o polímero hidratável é guar, guar derivatizado ou celulose derivatizada;em que o agente de reticulação é uma fonte de íons borato;em que o fluido contém ainda um agente tampão eficaz para fornecer um pH para o fluido na faixa de cerca de 9,5 a 11,5;em que a viscosidade do fluido aquoso quando bombeadapara a cabeça do poço está entre cerca de 10 e cerca de 120 cP;em que a viscosidade aparente do fluido de fraturamento 15 minutos após a introdução no local de entrada é inferior a 15% da viscosidade aparente do fluido de fraturamento no local de entrada;em que a viscosidade aparente do fluido de fraturamento é inferior a 10 cP dentro de 15 minutos após a introdução pelo local de entrada;em que a carga do polímero hidratável no fluido defraturamento é de cerca de 8 a cerca de 12 pptg; ouem que a carga do polímero hidratável no fluido defraturamento é de cerca de 6 a cerca de 10 pptg.
3. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que:a viscosidade aparente do fluido de fraturamento a 30,48 m (100 pés) do local de entrada é inferior a 5% da viscosidade do fluido de fraturamento no local de entrada;em que a viscosidade intrínseca do polímero hidratável no fluido aquoso é maior que cerca de 16 g/dl;em que o fluido aquoso compreende ainda pelo menos um disjuntor;em que a viscosidade do fluido aquoso quando bombeada para a cabeça do poço está entre cerca de 10 e cerca de 50 cP;em que a viscosidade aparente do fluido de fraturamento 15 minutos após a introdução no local de entrada é inferior a 10% da viscosidade aparente do fluido de fraturamento no local de entrada; ouem que a viscosidade aparente do fluido de fraturamento é inferior a 5 cP dentro de 15 minutos após a introdução no local de entrada.
4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que:o polímero hidratável é guar subivatizado;em que a viscosidade aparente do fluido de fraturamento 30 minutos após a introdução no local de entrada é inferior a 5% da viscosidade aparente do fluido de fraturamento no local de entrada; ouem que a viscosidade aparente do fluido de fraturamento é inferior a 3 cP dentro de 30 minutos após a introdução pelo local de entrada.
5. Método de fraturamento de uma formação subterrâneas penetrada por um furo de poço, caracterizado pelo fato de compreende as etapas de:(a) bombear um fluido de fratura viscoso compreendendo um fluido aquoso, um polímero hidratável, um agente de reticulação e propelente de um misturador para a cabeça do poço e através de um local de entrada no poço no reservatório;(b) propagação de fraturas dentro da formação; e (c) diminuir a viscosidade aparente do fluido distalmente do local de entrada durante a propagação das fraturas, de modo que a viscosidade do fluido de fraturamento a 30,48 m (100 pés) do local de entrada seja inferior a 10% da viscosidade do fluido de fraturamento no local de entrada.
6. Método de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que:a viscosidade do fluido aquoso quando bombeado para a cabeça do poço está entre cerca de 10 e cerca de 120 cP;em que a formação subterrânea é xisto; ouem que a carga do polímero hidratável no fluido de fraturamento é de cerca de 6 a cerca de 18 pptg.
7. Método de fraturamento de uma formação subterrânea penetrada por um furo de poço, caracterizado por compreender:(a) bombear através de uma cabeça de poço do poço um fluido de fratura viscoso compreendendo água, um polímero hidratável, um agente de reticulação e propelente;(b) transportar o fluido de fratura viscoso através de um local de entrada no furo de poço para o reservatório; e(c) propagação das fraturas na formação enquanto diminui a viscosidade do fluido de fratura viscoso, de modo que pelo menos uma das seguintes condição prevaleça:(i) a viscosidade aparente do fluido de fraturamento 30,48 m (100 pés) a partir do local de entrada seja menor do que 10 por cento da viscosidade aparente do fluido de fraturamento no local de entrada;(ii) a viscosidade aparente do fluido de fraturamento 15 minutos após a introdução no local de entrada seja menor do que 15% da viscosidade aparente do fluido de fraturamento no local de entrada; ou (iii) a viscosidade aparente do fluido de fraturamento seja menor do que 10 cP dentro de 15 minutos após ser introduzido no local de entrada.
8. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que a viscosidade do fluido aquoso quando bombeado na cabeça do poço é de cerca de 10 a cerca de 120 cP; em que a formação subterrânea é xisto; ou em que o carregamento do polímero hidratável no fluido de fraturamento é de cerca de 6 a cerca de 18 pptg.
9. Método de fraturamento de uma formação subterrâneas penetrada por um furo de poço, em que a permeabilidade da formação subterrânea é de cerca de 10 nanodarcies a cerca de 1,0 mD, e o método caracterizado por compreender:(a) a formação de um fluido de fraturamento viscoso pela mistura de água, polímero de viscosificação, agente de reticulação e propelente, em que o fluido de fraturamento viscoso tem uma viscosidade entre cerca de 10 e cerca de 120 cP em uma faixa de temperatura entre cerca de 26,66°C a cerca 51,66 °C (80°F a cerca de 125°F);(b) o bombeamento do fluido de fraturamento viscoso na cabeça de poço do furo de poço enquanto é minimizada a deposição de propelente do fluido durante o bombeamento;(c) o transporte do fluido de fraturamento viscoso através de um local de entrada no furo de poço;(d) a propagação das fraturas na formação; e(e) a diminuição da viscosidade do fluido de fraturamento viscoso quando da entrada do fluido local de entrada de modo que pelo menos uma das seguintes condições prevaleça:(i) a viscosidade aparente do fluido de fraturamento 30,48 m (100 pés) a partir do local de entrada seja menor do que 10 porcento da viscosidade aparente do fluido de fraturamento no local de entrada;(ii) a viscosidade aparente do fluido de fraturamento 15 minutos após a introdução no local de entrada seja menor do que 15% da viscosidade aparente do fluido de fraturamento no local de entrada; ou(iii) a viscosidade aparente do fluido de fraturamento seja menor do que 10 cP dentro de 15 minutos após ser introduzido no local de entrada.
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