BR112017019466B1

BR112017019466B1 - Composição para o tratamento de óleo e gás compreendendo hidroxietil celulose e polivinilpirrolidona reticulada

Info

Publication number: BR112017019466B1
Application number: BR112017019466-0A
Authority: BR
Inventors: Mohand Melbouci; Janice Jianzhao Wang
Original assignee: Hercules Llc
Priority date: 2015-03-12
Filing date: 2016-03-09
Publication date: 2022-11-22
Also published as: US20160264836A1; BR112017019466A2; CA2979338C; MX2017011640A; RU2017135502A; EP3268445A1; EP3268445A4; CN107532075A; WO2016145020A1; US9969921B2; CN107532075B; CA2979338A1

Abstract

COMPOSIÇÃO PARA O TRATAMENTO DE ÓLEO E GÁS COMPREENDENDO HIDROXIETIL CELULOSE E POLIVINILPIRROLIDONA RETICULADA. A presente invenção refere-se a uma composição para o tratamento de óleo e gás compreendendo (i) uma mistura de hidroxietil celulose (HEC) e polivinilpirrolidona reticulada, (ii) uma fase contínua de base aquosa, (iii) uma argila reativa ou material de xisto e (iv) pelo menos um aditivo de fluido de perfuração. C presente pedido também se refere a um método para a inibição de hidratação de argilas ou materiais de xisto na perfuração de um poço subterrâneo usando a composição. Uma modalidade diferente do pedido revela que a composição compreende adicionalmente argila organofílica, um estabilizador e óleo medicinal branco.

Description

CAMPO DA INVENÇÃO

[001] A presente invenção refere-se a uma composição para o tratamento de óleo e gás compreendendo uma mistura de hidroxietil celulose (HEC) e polivinilpirrolidona reticulada (PVP), um processo para a preparação da mesma e um método de inibição de hidratação de argilas aplicando a composição.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO

[002] As operações de perfuração subterrânea são procedimentos conduzidos abaixo da superfície da terra a partir de uma formação tal como um curso da recuperação do óleo, gás e outras substâncias. Tipicamente, operações rotativas de perfuração subterrânea envolvem a fixação de uma broca de perfuração em uma extremidade inferior de uma coluna de perfuração para formar uma ferramenta de perfuração e a rotação da broca de perfuração com a coluna de perfuração em uma formação subterrânea para criar um furo do poço através do qual os fluidos da formação de subsuperfície podem ser recuperados. Durante as operações de perfuração subterrânea, furos de poço subterrâneos podem encontrar com xistos, os quais constituem mais de 75% da formação de perfuração. A instabilidade do xisto resulta em problemas de poço significativos incluindo colapso do poço, poço apertado, tubo preso, limpeza pobre do poço, etc.

[003] Xistos reativos são materiais como argilas (por exemplo, bentonita) e outros materiais subterrâneos que intumescem quando expostos à água. Os xistos reativos podem causar problemas de instabilidade ao xisto durante a perfuração devido à sua tendência a degradar e reagir com a água quando exposto a fluidos de perfuração com base aquosa. Esta degradação pode resultar em condições de perfuração indesejáveis visto que a degradação do xisto pode interferir nas tentativas de manter a integridade de detritos de perfuração percorrendo o furo do poço até que os detritos de perfuração possam ser removidos por equipamento de controle de sólidos localizado na superfície. A degradação de detritos de perfuração antes de sua remoção na superfície prolonga muito o tempo de perfuração porque as partículas de xisto que percorrem o furo do poço se decompõem em partículas menores. Estas partículas menores expõem crescentemente a nova área de superfície do xisto ao fluido de perfuração, o que leva ainda mais à absorção de água e degradação adicional.

[004] Consequentemente, as operações de perfuração subterrânea empregam geralmente fluidos de perfuração para inibir o intumescimento do xisto e melhorar o desempenho ambiental. Os fluidos de perfuração, usados em tais operações, podem ser fluidos (gasosos ou líquidos), misturas de fluidos e sólidos (suspensões de sólido, emulsões, gases e sólidos). Os fluidos de perfuração também são usados para resfriar a broca de perfuração, lubrificar a broca rotativa, prevenir explosões e remover detritos de perfuração do furo do poço.

[005] Numerosas patentes e pedidos de patente publicados descrevem as técnicas ou produtos que podem ser usados para inibir o intumescimento de argilas e xistos. As composições de inibição de intumescimento descritas incluem fosfatos inorgânicos (Patente Norte-Americana No. 4.605.068); polialcóxi diaminas e seus sais (Patentes Norte-Americanas Nos. 6.484.821; 6.609.578; e 6.247.543 e Publicação Norte-Americana No. 2003/0106718); derivados de colina (Patente Norte-Americana No. 5.908.814); oligometileno diaminas e seus sais (Patente Norte-Americana No. 5.771.971 e Publicação Norte-Americana No. 2002/0155956); o produto de adição de carboximetil celulose e uma amina orgânica (WO 2006/013595); 1,2-ciclo- hexanodiamina e/ou seus sais (WO 2006/013597); sais de ésteres de ácido fosfórico de polióis oxialquilados, (WO 2006/013596); a combinação de um copolímero acrílico parcialmente hidrolisado, cloreto de potássio e celulose polianiônica (Patente Norte-Americana No. 4.664.818); compostos de amônio quaternário (Patente Norte-Americana No. 5.197.544); polímeros à base de dialquil aminoalquil metacrilato, (Patente Norte-Americana No. 7.091.159); soluções aquosas contendo um polímero com grupos hidrofílicos e hidrofóbicos, (Patente Norte-Americana No. 5.728.653); o produto de reação de um poli-hidroxialcano e um óxido de alquileno (Patente Norte-Americana No. 6.544.933). Os inibidores de intumescimento de xisto também são descritos nas Patentes Norte-Americanas Nos. 8.258.085; 7.087.554; 7.549.474; 7.833.945; e 6.620.769. Informações anteriores adicionais podem ser encontradas em A. V. Reis, et al, J. Org. Chem., 2009, 74, 3750-3757; Patente Norte- Americana No. 5.037.930; S. H. Kim, et al, Carbohydrate Polymers 40 (1993) 180-190; e Fhilype J., et al, International Journal of Pharmaceutics, 355 (2008) 184-194.

[006] Os métodos convencionais para inibir o intumescimento de xisto durante a perfuração adotaram amplamente os fluidos de perfuração de base sintética e oleosa. No entanto, os inibidores de perfuração e intumescimento de xisto à base de água são agora crescentemente empregados visto que eles são mais favoráveis ao meio ambiente. Muitos de tais inibidores de intumescimento de xisto mostram bom desempenho de inibição nas operações de perfuração à base de óleo, mas suas aplicações são limitadas devido à sua biodegradabilidade insuficiente. Portanto, há uma necessidade de inibidores de intumescimento de xisto tendo biodegradabilidade intensificada.

[007] A Patente Norte-Americana No. 8.258.085 revela que uma suspensão aquosa de polímero fluidizado para o uso em aplicações em campo petrolífero compreende um copolímero à base de alilóxi; um polímero solúvel em água; um sal; e água, em que o polímero solúvel em água é selecionado do grupo que consiste em hidroxietil celulose (HEC), carboximetil celulose (CMC), guar, derivados de guar e xantano e em que o copolímero à base de alilóxi e o polímero solúvel em água são dispersos na água contendo o sal.

[008] A Patente Norte-Americana No. 6.620.769 descreve uma composição da suspensão de polímero fluido (FPS) à base de óleo para o uso nos fluidos de manutenção de poços de petróleo ou gás compreendendo (a) um polímero hidrofílico, (b) uma argila organofílica, (c) um estabilizador que é um tensoativo não iônico e (d) um óleo medicinal branco que é não tóxico e biodegradável a 60% pelo menos após 28 dias em água fresca e água do mar sob protocolos de teste OECD 301 e OECD 306, em que a composição de FPS é ambientalmente aceitável para o uso em fluidos de manutenção de campo de petróleo em terra e marítimo.

[009] A Patente Inglesa No. 2.267.921 descreve um sistema de fluido de perfuração contendo um homopolímero de polivinilpirrolidona (PVP) usado como um aditivo de inibição de xisto, em que a PVP está presente em concentrações de 0,01% a 5,0% em peso.

[0010] A Patente Norte-Americana No. 4.142.595 descreve um fluido de perfuração aquoso livre de argila compreendendo: (a) 0,2 a 1,5 libras por barril (0,571 a 4,279 quilogramas por metro cúbico) de goma de linhaça; (b) uma quantidade predeterminada de pelo menos um sal tendo um cátion selecionado do grupo que consiste em potássio e amônio, a dita quantidade provendo uma concentração de cátion no dito fluido de perfuração de pelo menos 10.000 ppm; e (c) um viscosificador não argila selecionado do grupo que consiste em carboximetil celulose, hidroxietil celulose (HEC) e hidroxietil celulose mais um heteropolissacarídeo produzido pela bactéria Xanthomonus campestris NRRL B-1459.

[0011] Em vista do que foi dito anteriormente, é um objetivo do presente pedido prover inibidores de intumescimento de xisto favoráveis ao meio ambiente e biodegradáveis que tenham alta capacidade de recuperação do xisto durante operações de perfuração com base em óleo e gás.

[0012] Acidentalmente, verificou-se que a hidroxietil celulose (HEC), um polímero não iônico solúvel em água misturado com polivinilpirrolidona reticulada, pode demonstrar excelentes propriedades de inibição de intumescimento do xisto.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

[0013] O presente pedido descreve uma composição para o tratamento de óleo e gás compreendendo uma mistura de hidroxietil celulose e polivinilpirrolidona reticulada.

[0014] Um aspecto do presente pedido descreve uma composição para o tratamento de óleo e gás compreendendo: (i) uma mistura de hidroxietil celulose e polivinilpirrolidona reticulada, (ii) uma fase contínua de base aquosa, (iii) uma argila reativa ou material de xisto, (iv) um sal, e (v) pelo menos um aditivo de fluido de perfuração.

[0015] De acordo com outro aspecto do presente pedido, é provido com uma composição de fluido de manutenção de poços de petróleo compreendendo: (i) uma mistura de hidroxietil celulose e polivinilpirrolidona reticulada, (ii) uma fase contínua de base aquosa, (iii) uma argila reativa ou material de xisto, (iv) um sal, (v) pelo menos um aditivo de fluido de perfuração, e (vi) um componente particulado.

[0016] Outro aspecto do presente pedido descreve um método para a inibição de hidratação e intumescimento de argilas ou materiais de xisto na perfuração de um poço subterrâneo compreendendo o uso de uma composição para o tratamento de óleo e gás compreendendo: (i) uma mistura de hidroxietil celulose e polivinilpirrolidona reticulada, (ii) uma fase contínua de base aquosa, (iii) uma argila reativa ou material de xisto, (iv) um sal, e (v) pelo menos um aditivo de fluido de perfuração.

[0017] O presente pedido também descreve um método de inibição de hidratação e intumescimento de argilas ou materiais de xisto na perfuração de um poço subterrâneo, compreendendo as etapas de: (i) preparação de uma composição aquosa de fluido de perfuração compreendendo (a) uma fase contínua de base aquosa compreendendo água fresca, água do mar, salmoura, salmoura simulada ou misturas das mesmas; (b) uma argila reativa ou material de xisto; e (c) um inibidor de hidratação de xisto compreendendo HEC e polivinilpirrolidona reticulada, (ii) circulação da composição aquosa de fluido de perfuração para dentro e através do poço, e (iii) contato das argilas ou materiais de xisto durante a circulação com uma quantidade suficiente do líquido de perfuração aquoso para a inibição das argilas ou materiais de xisto.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0018] Outras modalidades do presente pedido podem ser compreendidas com as figuras em anexo.

[0019] A figura 1a mostra as porcentagens de intumescimento de formulações de lama 1 e 3 preparadas no Exemplo 2.

[0020] A figura 1b mostra as porcentagens de intumescimento de formulações de lama 1, 2, 4 e 5 preparadas no Exemplo 2.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO

[0021] Embora este relatório descritivo conclua com as reivindicações apontando particularmente e reivindicando distintivamente o que é considerado como a invenção, prevê- se que a invenção pode ser mais prontamente compreendida através da leitura da seguinte descrição detalhada da invenção incluindo os exemplos.

[0022] Todas as referências às características ou limitações singulares do presente pedido devem incluir a característica ou limitação plural correspondente e vice- versa, a menos que especificado o contrário ou claramente implícito o contrário pelo contexto no qual a referência é feita.

[0023] As faixas numéricas como usadas aqui são destinadas a incluir todo número e subconjunto de números contidos dentro daquela faixa, seja especificamente descrito ou não. Adicionalmente, estas faixas numéricas devem ser construídas como provendo suporte para uma reivindicação direcionada a qualquer número ou subconjunto de números naquela faixa.

[0024] As referências aqui a "uma modalidade", "um aspecto", "uma versão" ou "um objetivo" da invenção incluem uma ou mais tais modalidade, aspecto, versão ou objetivo, a menos que o contexto dite claramente o contrário.

[0025] Todas as publicações, artigos, documentos, patentes, publicações de patente e outras referências citadas aqui são por meio deste incorporados em suas totalidades para todos os propósitos na medida consistente com a descrição aqui.

[0026] A unidade "libras por barril" também pode ser especificada como "ppb" ou "lbm/bbl", em que um lbm/bbl ou ppb é o equivalente de uma libra de aditivo em 42 galões americanos de lama. O "m" é usado para denotar massa para evitar a possível confusão com libras-força (denotadas por "lbf”). Nas unidades do SI, o fator de conversão é uma libra por barril igual a 2,85 quilogramas por metro cúbico. Por exemplo, 10 lbm/bbl = 28,5 kg/m3.

[0027] O termo "reticulada" se refere aqui a uma composição contendo reticulações intramoleculares e/ou intermoleculares seja surgindo através de uma ligação covalente ou não covalente. A ligação "não covalente" inclui ambas a ligação de hidrogênio e a ligação eletrostática (iônica).

[0028] O termo "monômero" se refere a uma molécula de estrutura simples e baixo peso molecular que é capaz de combinar com várias moléculas similares ou não similares para formar um polímero. Um monômero é um composto que se liga quimicamente a outras moléculas, incluindo outros monômeros, para formar um polímero.

[0029] O termo "polímero" se refere a ambos os polímeros lineares e ramificados derivados de uma ou mais unidades de monômero, que podem ser ou não reticuladas ou enxertadas. Os exemplos não limitantes de polímeros incluem copolímeros, terpolímeros, tetrâmeros e os similares, em que o polímero é um polímero randômico, em bloco ou alternativo.

[0030] O termo "inibidores de intumescimento de xisto" se refere a pelo menos um composto natural ou orgânico que reduz a reatividade de uma argila reativa ou material de xisto pela redução de uma ou mais da quantidade de intumescimento, dispersão, migração, migração induzida por intumescimento e os similares na presença de meio aquoso como descrito no presente pedido, especificamente, água fresca.

[0031] Adicionalmente, para o propósito deste pedido, as expressões "xisto reativo" ou "argila reativa" ou "material de xisto" ou expressões similares podem ser usadas intercambiavelmente e se referem àqueles materiais de xisto ou argila que podem intumescer, esfarelar, se transformar em partículas, descascar, se soltar ou de outra forma deteriorar quando expostos ao meio aquoso, particularmente na presença de água.

[0032] Como usado aqui, as expressões de "lama(s) de perfuração", "fluidos de perfuração", "lama(s)" ou expressões similares podem ser usadas intercambiavelmente e não são destinadas a abranger aqueles fluidos usados durante a perfuração de um furo do poço.

[0033] Como usado aqui "suspensão" e "dispersão" são usados intercambiavelmente para significar um sistema no qual partículas sólidas (polímero solúvel em água) são dispersas em um líquido (por exemplo, mas não por meio de limitação, água). Também se deve entender que "solução" significa uma mistura homogênea de um solvente (por exemplo, água) com um soluto (por exemplo, sal dissolvido, polímero solúvel em água dissolvido, etc.).

[0034] O presente pedido descreve uma composição para o tratamento de óleo e gás compreendendo, consistindo em ou consistindo essencialmente em uma mistura de hidroxietil celulose (HEC) e polivinilpirrolidona reticulada.

[0035] Adicionalmente, a polivinilpirrolidona reticulada tem uma viscosidade de Brookfield em 5% de solução aquosa de cerca de 100 a cerca de 10.000 mPa.s. A viscosidade de Brookfield de polivinilpirrolidona reticulada em 5% de solução aquosa pode ser de cerca de 200 a cerca de 8.000 mPa.s ou de cerca de 300 a cerca de 6.000 mPa.s ou de cerca de 500 a cerca de 4.000 mPa.s.

[0036] Contempla-se empregar polivinilpirrolidona reticulada para a preparação de uma composição para o tratamento de óleo e gás do presente pedido, em que os agentes de reticulação para a preparação da polivinilpirrolidona reticulada compreendem pelo menos duas ligações duplas olefínicas.

[0037] Exemplos dos agentes de reticulação podem incluir, entre outros, N,N'-divinilimidazolidona (DVI), N,N',N''-trialil-triazina-triona, metileno-bis-acrilamida, metileno-bis-(met)acrilamida, trialil amina, trialilglicose, etilenoglicol-di-(met)acrilato, dietilenoglicol-di-(met)acrilato, trietilenoglicol-di- (met)acrilato, tetraetilenoglicol-di-(met)acrilato, polietilenoglicol-di-(met)acrilato, pentaeritritol-tri- alileter, pentaeritritol-di-alileter, pentaeritritol-tetra- alileter, pentaeritritol-di-(met)acrilato, pentaeritritol tri(met)acrilato, pentaeritritol-tetra-(met)acrilato, l- vinil-3-(E)-etilideno-pirrolidona (EVP), alil metacrilamida, alil glicidil éter, glicidil acrilato, hidroxiacrilamida, trialil-1,3,5-triazina-2,4,6(1H,3H,5H)- triona, 2,4,6-trialiloxi-1,3,5-triazina e/ou divinilbenzeno.

[0038] Em uma modalidade não limitante, o agente de reticulação para a preparação da PVP reticulada do presente pedido é selecionado do grupo que consiste em N,N'-N,N'- divinilimidazolidona (DVI), pentaeritritol-tri-alileter, trialil-l,3,5-triazina-2,4,6(1H,3H,5H)-triona e 2,4,6- trialiloxi-1,3,5-triazina.

[0039] As quantidades de agente de reticulação podem ser alteradas de cerca de 0,1 a cerca de 5% em peso de vinil pirrolidona. Em uma modalidade não limitante, o agente de reticulação está presente em uma quantidade de cerca de 0,3% a cerca de 1,0% em peso com base no peso da vinilpirrolidona. Em outra modalidade não limitante, o agente de reticulação está presente em uma quantidade de cerca de 0,4% a cerca de 0,8% em peso com base no peso da vinil pirrolidona.

[0040] Adicionalmente, contempla-se empregar outros agentes de reticulação possíveis para o presente pedido, que é selecionado do grupo que consiste em melaminas, formaldeídos, cromatos, silanos polifuncionais, zirconatos, boratos, ácidos polifuncionais, aminas polifuncionais, derivados de alquilamino de ácidos metacrílicos, derivados de alquilamino de metacrilamidas, anidridos ácidos, ácidos alifáticos insaturados, derivados de vinila, silanos, glicidil éteres à base de oxirano, glicidil acrilatos, compostos epóxi, anidridos acrílicos, derivados de oxazolina, compostos de benzoxazina, compostos de aziridina, derivados de aziridina de metacrilatos, derivados de isociano de metacrilato, derivados de ácido carbâmico, compostos de éster sulfonato, compostos de sulfonila, compostos de carbodiimida, compostos de alila sozinhos e/ou combinações dos mesmos.

[0041] A PVP reticulada do presente pedido pode ser sintetizada prontamente pelos procedimentos que são conhecidos por uma pessoa versada na técnica, por exemplo, por métodos de polimerização de radical livre que incluem, entre outros, polimerização em precipitação, polimerização em emulsão inversa, polimerização em gel, polimerização em dispersão, polimerização em solução, polimerização em emulsão, polimerização a granel, polimerização em suspensão e polimerização em dispersão líquida (LDP). Os polímeros também podem ser feitos através de polimerização iônica. Outras técnicas de polimerização empregadas para realizar o polímero desejado do presente pedido são devidamente descritas em "Principles of Polymerization" 4th edition, 2004, Wiley by George Odian.

[0042] A hidroxietil celulose (HEC) do presente pedido tem um peso molecular médio ponderal variando de cerca de 50.000 a cerca de 2.000,000 Daltons. O peso molecular médio pode variar de cerca de 50.000 a cerca de 1.500,000 Daltons, de 100.000 a cerca de 1.500,000 Daltons, ou de cerca de 200.000 a cerca de 1.300,000 Daltons.

[0043] De acordo com outra modalidade do presente pedido, é provida uma composição para o tratamento de óleo e gás compreendendo (i) uma mistura de hidroxietil celulose (HEC) e polivinilpirrolidona reticulada, (ii) uma fase contínua de base aquosa, (iii) uma argila reativa ou material de xisto, (iv) um sal, e (v) pelo menos um aditivo de fluido de perfuração.

[0044] A razão em peso de hidroxietil celulose (HEC) para polivinilpirrolidona reticulada é de cerca de 9 a cerca de 99.

[0045] De acordo com outra modalidade do presente pedido, uma fase contínua de base aquosa é empregada para a preparação de uma composição para o tratamento de óleo e gás. A fase contínua de base aquosa pode ser água fresca, água do mar, salmoura, salmoura simulada ou misturas das mesmas.

[0046] Geralmente, o fluido à base de salmoura do presente pedido está presente em uma quantidade suficiente para alcançar a densidade desejada da composição de fluido de perfuração de cerca de 3 a 30 ppb. O fluido de salmoura pode ser uma solução aquosa de um ou mais sal solúvel em água com aumento da densidade. O sal solúvel em água com aumento da densidade pode ser selecionado do grupo que consiste em halogenetos de metal alcalino (por exemplo, cloreto de sódio, brometo de sódio, cloreto de potássio, brometo de potássio, cloreto de magnésio, cloreto de amônio, cloreto de cálcio, brometo de cálcio, cloreto de zinco e/ou brometo de zinco), carboxilatos de metal alcalino (por exemplo, formiato de sódio, formiato de potássio, formiato de césio, acetato de sódio, acetato de potássio ou acetato de césio), carbonato de sódio, carbonato de potássio, halogenetos de metal alcalino terroso (por exemplo, cloreto de cálcio e/ou brometo de cálcio) e sais de halogeneto de zinco (por exemplo, cloreto de zinco e/ou brometo de zinco) e misturas dos mesmos. O sal para a preparação do fluido à base de salmoura do presente pedido é selecionado do grupo que consiste em cloreto de sódio, cloreto de potássio, cloreto de cálcio, cloreto de magnésio, cloreto de amônio, cloreto de zinco, brometo de sódio, brometo de cálcio, brometo de zinco, formiato de potássio, formiato de césio, formiato de sódio e misturas dos mesmos.

[0047] De acordo com outra modalidade do presente pedido, contempla-se empregar pelo menos um sal selecionado do grupo que consiste em difosfato de potássio, difosfato de amônio, tiossulfato de sódio, ácido bórico, formiato de sódio, formiato de potássio, sulfato de magnésio, formiato de césio, carbonato de potássio, carbonato de sódio, bicarbonato de sódio, sulfato de diamônio, acetato de potássio, acetato de sódio, acetato de césio e combinações dos mesmos. As quantidades do sal empregado para a preparação da composição podem ser variadas de cerca de 2,0% em peso a menos do que 30% em peso com base no peso total da composição. Em uma modalidade não limitante, as quantidades do sal no presente pedido podem ser variadas de cerca de 5,0% em peso a cerca de 10% em peso com base no peso total da composição. Adicionalmente, a composição para o tratamento de óleo e gás do presente pedido contempla empregar uma mistura de sais em uma faixa de cerca de 1,0% em peso a menos do que 20% em peso com base no peso total da composição.

[0048] Durante a operação de perfuração de óleo e/ou gás, o processo de perfuração encontra substâncias reativas de argila intumescível que prolongam o tempo de perfuração necessário. Vários tipos de argilas e materiais de xisto podem intumescer, dispersar e migrar causando numerosos problemas de operação durante as operações de perfuração de óleo e gás. O presente pedido descreve uma composição para o tratamento de óleo e gás compreendendo uma argila reativa selecionada do grupo que consiste em minerais de filossilicato ricos em silício, óxidos de alumínio, hidróxidos de alumínio, caulinita, bentonita, diquita, haloisita, crisotila, lisardita, amesita, talco, montmorilonita, beidelita, saponita, hectorita, sauconita, vermiculita, muscovita, paragonita, flogopita, biotita, lepidolita, margarita, clintonita, anandita, donbassita, coqueíta, sudoíta, clinoclilore, camosita, nimita, hidrotalcita, meixnerita, estevensita, nontronita, nacrita, hidrobiotita, glauconita, ilita, bramalita, clorita, atapulgita e sepiolita.

[0049] O presente pedido contempla empregar pelo menos um aditivo de fluido de perfuração durante a operação de perfuração com a composição para o tratamento de óleo e gás do presente pedido. O aditivo de fluido de perfuração pode incluir, entre outros, agentes de pesagem, sólidos de perfuração, aditivos de perda de fluido (FLA), agentes de dispersão, agentes de ligação, agentes de quelação, antioxidantes, agentes de intensificação da viscosidade, agentes antienceramento da broca, agentes lubrificantes, inibidores de corrosão, agentes antiespumantes, sais, sais dimensionados, agentes de umectação, agentes de controle de pH, agentes emulsificantes, aditivos poliméricos sintéticos, biopolímeros, agentes de modificação de reologia, agentes de controle de filtração, agentes de suspensão e combinações dos mesmos.

[0050] Os aditivos de perda de fluido adequados do presente pedido podem incluir, entre outros, Polydrill, Alcomer® 242 e Alcomer® 507 (disponível de BASF); KEM-SEAL (disponível de Baker Hughes); DURALON (disponível de MISwaco); DRISCAL® D (disponível de Drilling Specialties Company); Hostadrill® (disponível de Clariant Oil Servies); Therma-chek® (disponível de Halliburton Company); terpolímero de acrilamida (AM)/ácido 2-acrilamido-2-metil propanossulfônico (AMPS)/monômeros catiônicos; celulose polianiônica (PAC), carboximetil celulose; carbóxi metil hidróxi etil celulose; lignita; goma de xantano; amido; hidróxi etil metil celulose; hidróxi propil metil celulose; hidróxi etil celulose; goma guar; hidróxi propil guar; carbóxi metil hidróxi propil guar; hidróxi etil guar; e misturas dos mesmos.

[0051] O aditivo de perda de fluido (FLA) descrito aqui tem tipicamente um peso molecular médio ponderal (MW) acima de 3.000 Daltons ou acima de 10.000 Daltons ou acima de 100.000 Daltons. Em uma modalidade não limitante, o peso molecular médio ponderal está em uma faixa de 5.000 a 5.000,000 Daltons. Em outra modalidade não limitante, o peso molecular médio ponderal está em uma faixa de 10.000 a 500.000 Daltons. Ainda em outra modalidade não limitante, o peso molecular médio ponderal está em uma faixa de 50.000 a 400.000 Daltons. O peso molecular médio ponderal pode ser determinado por técnicas de GPC que são conhecidas na técnica. A quantidade de FLA necessária para a composição desejada do presente pedido está em uma faixa de cerca de 0 ppb a cerca de 30 ppb; ou de cerca de 5 ppb a cerca de 20 ppb; ou de cerca de 8 ppb a cerca de 15 ppb.

[0052] De acordo com uma modalidade adicional do presente pedido, é contemplado empregar opcionalmente pelo menos um agente de modificação de reologia como conhecido na técnica. Os modificadores de reologia adequados podem incluir, entre outros, copolímero de poli(vinil amida/ácido carboxílico polimerizável) linear reticulado; poli(vinilpirrolidona/ácido acrílico); copolímero de poli(vinil pirrolidona (VP)/ácido acrílico(AA)); terpolímero de acrilamida (AM)/ácido 2-acrilamido-2-metil propanossulfônico (AMPS)/hidrófobo; terpolímero de acrilamida (AM)/ácido 2-acrilamido-2-metil propanossulfônico (AMPS)/C12-25 alquil acrilato; carboximetilhidroxietil celulose; sulfoetil celulose; derivados de amido/derivados de amido reticulado incluindo carboximetil amido, hidroxietil amido, hidroxipropil amido; gomas bacterianas incluindo xantano, welano, diutano, succinoglicano, escleroglucano, dextrano, pululano; gomas derivadas de planta tais como goma guar, goma de alfarroba, goma tara e seus derivados; celulose polianiônica (PAC); hidroxipropil celulose (HPC); carboximetil hidroxietil celulose (CMHEC); carboximetil celulose (CMC); goma de xantano; goma guar; e misturas dos mesmos.

[0053] Contempla-se empregar uma substância que é mais densa do que a água e não afeta adversamente outras propriedades da composição para o tratamento de óleo e gás, que pode ser adicionada para elevar a densidade até o nível desejado. Vários materiais sólidos finamente moídos podem ser usados como um agente de pesagem. Vários fatores em adição à inércia química e gravidade específica afetam o uso de uma substância como o agente de pesagem. Primeiramente, a substância deve ser disponível em grandes quantidades. Em segundo lugar, ela deve ser facilmente moída para a distribuição do tamanho de partícula adequado, tendo natureza relativamente não abrasiva. Ela também deve ser moderada em custo e não prejudicial ou censurável para a turma de perfuração ou as adjacências. Em uma modalidade exemplar, o agente de pesagem pode ser selecionado do grupo que consiste em galena, barita, hematita, ilmenita, calcita, dolomita, siderita, celestita, magnetita, óxido de ferro, óxido de manganês, carbonato de cálcio dimensionado, carbonato de magnésio, sais orgânicos e inorgânicos solúveis aquosos e combinações dos mesmos. As quantidades adequadas dos agentes de pesagem para o presente pedido podem ser usadas para alcançar a densidade de cerca de 8,3 a cerca de 21,0 ppg (cerca de 994,6 a cerca de 2516,4 kg/m3).

[0054] O agente de dispersão adequado pode incluir, entre outros, taninos de plantas, lignitos, lignosulfonatos, polifosfatos, fosfonatos, poliacrilatos, derivados celulósicos com baixo peso molecular, polimaleatos, poli(maleato/alilsulfonato) e os similares. Em uma modalidade não limitante, o agente de dispersão do presente pedido é polímero baseado em poli(maleato/alilsulfonato).

[0055] De acordo com outra modalidade do presente pedido, pelo menos um sólido de perfuração é empregado para intensificar a viscosidade, densidade, resistência do gel ao fluido ou lama de perfuração e assim lhe dar boa capacidade de suspensão para se opor a qualquer assentamento dos detritos de perfuração. Os exemplos de sólido de perfuração adequado podem incluir, entre outros, argilas bentonita, atapulgita, hectorita, sepiolita e os minerais sintéticos Laponite™ (uma hectorita sintética ex Rockwood Additives Limited) e hidróxidos de metal mistos. Outras argilas que podem estar presentes nos fluidos incluem caulinita e ilita que podem ser contaminantes que surgem de formações de xisto perfuradas. Alguns dos detritos de perfuração de xisto se tornam inevitavelmente dispersos em um fluido de furo do poço como partículas de argila finas ilita e caulinita. O sólido de perfuração do presente pedido são partículas de argila finamente divididas selecionadas do grupo que consiste em bentonita, bentonita de sódio, atapulgita, sepiolita, saponita, hectorita, e misturas dos mesmos. Os sólidos de perfuração para o presente pedido podem ser variados de 0 a cerca de 30 ppb da composição total. Em uma modalidade não limitante, o sólido de perfuração pode ser variado de 0 a cerca de 15 ppb.

[0056] Sais dimensionados do presente pedido podem incluir, entre outros, cloreto de sódio, cloreto de potássio, cloreto de cálcio, formiato de sódio, formiato de potássio, brometo de sódio, brometo de potássio, brometo de cálcio, acetato de sódio, acetato de potássio e os similares. Em uma modalidade não limitante, o sal dimensionado é cloreto de sódio. Adicionalmente, os sais dimensionados têm um tamanho de partícula em uma faixa de aproximadamente 1 mícron a aproximadamente 10.000 mícrons, ou de aproximadamente 10 mícrons a aproximadamente 5000 mícrons ou de aproximadamente 100 mícrons a aproximadamente 1.500 mícrons.

[0057] Os agentes de ligação são incorporados em uma composição para o tratamento de óleo e gás para ligar através dos poros e fraturas de rocha exposta, para vedar as formações e para facilitar a formação de torta de filtro. Adicionalmente, estes agentes de ligação são removíveis ou expelíveis do furo do poço após as operações de perfuração estarem completas para facilitar a recuperação quando o poço entra na produção de xisto ou petróleo e gás. A esse respeito, exemplos adequados de agentes de ligação podem incluir, entre outros, óxido de magnésio, óxido de manganês, óxido de cálcio, óxido de lantânio, óxido cúprico, óxido de zinco, carbonato de magnésio, carbonato de cálcio, carbonato de zinco, hidróxido de cálcio, hidróxido de manganês, sais suspensos, resinas solúveis em óleo, mica, cascas de arroz, fibras e misturas dos mesmos.

[0058] Os antioxidantes do presente pedido podem ser polifenóis estericamente impedidos. Tais antioxidantes fenólicos impedidos podem incluir, entre outros, compostos fenólicos orto-alquilados tais como 2,6-di-terc-butilfenol, 4-metil-2,6-di-terc-butilfenol, 2,4,6-tri-terc-butilfenol, 2-terc-butilfenol, 2,6-di-isopropilfenol, 2-metil-6-terc- butilfenol, 2,4-dimetil-6-terc-butilfenol, 4-(N,N- dimetilaminometil)-2, 6-di-terc-butil fenol, 4-etil-2,6-di- terc-butilfenol, 2-metil-6-estirilfenol, 2,6-diestiril-4- nonilfenol, 2,2'-etilideno-bis-(4,6-di-terc-butilfenol), 2,2'-metileno-bis-(4-etil-6-terc-butilfenol), 2,2'metileno- bis-(4-metil-6-terc-butilfenol), 2,2'metileno-bis-[4-metil- 6-(1-metilciclo-hexil)]-fenol, 4,4'-butilideno-bis-(6-terc- butil-3-metilfenol), 4,4'metileno-bis-(2,6-di-terc- butilfenol), N,N'-1,6-hexametileno-bis-3-(3,5-di-terc- butil-4-hidroxifenil)propionamida (IRGANOX 1098), 1,6- hexametileno-bis-(3,5-di-terc-butil-4-hidroxihidrocinamato (IRGANOX 259), trietileno glicol-bis-[3-(3-terc-butil-4- hidróxi-5-metilfenil)]propionato (IRGANOX 245), N,N'-bis- (3,5-di-terc-butil-4-hidroxihidrocinamoil)hidrazina (IRGANOX MD 1024) e níquel ou cálcio-bis-[O-etil(3,5-di- terc-butil-4-hidroxibenzil)fosfonato (IRGANOX 1425), tetraquis-[metileno(3,5-di-terc-butil-4- hidroxihidrocinamato)]-metano (IRGANOX 1010), 1,3,5- trimetil-2,4,6-tris(3',5'-di-terc-butil-4'-hidroxibenzil) benzeno (IRGANOX 1330), 1,3,5-tris(3,5-di-terc-butil-4- hidroxibenzil)isocianurato, 1,1,3-tris(5-terc-butil-4- hidróxi-2-metilfenil)butano; 1,1,5,5-tetra-(5-terc-butil-4- hidróxi-2-metilfenil)pentano; ou etileno glicol-bis-[3,3- bis-(3'-terc-butil-4'-hidroxifenil)-butirato]; 2,2-bis- (dioctadecil éster de ácido 3,5-di-terc-butil-4- hidroxibenzil)-malônico: ésteres de ácido beta-(3,5-di- terc-butil-4-hidroxifenil) propiônico com álcoois tais como octadecanol ou pentaeritritol; compostos de espiro tais como 3,9-bis-(3,5-di-terc-butil-4-hidroxifenil)-2,4,8,10- tetra-oxaespiro[5,5]-undecano, fenol estirenado, tal como Wingstay S (Goodyear), fenóis impedidos alquilados, tais como Wingstay C (Goodyear), produto de reação butilado de p-cresol e diciclopentadieno, tais como Wingstay L e seus análogos e homólogos. As misturas de dois ou mais de tais compostos polifenólicos impedidos também são adequados. Outros polifenóis impedidos do presente pedido são descritos na Patente Norte-Americana No. 5.362.783, que é incorporada aqui por referência em sua totalidade. Em uma modalidade não limitante, o polifenol impedido é produto de reação butilado de p-cresol e diciclopentadieno, um fenol impedido polimérico, comercialmente disponível como Wingstay L.

[0059] Em geral, o fenol impedido polimérico tem um peso molecular em uma faixa de cerca de 100 a cerca de 10000 Daltons, ou de cerca de 200 a cerca de 6000 Daltons. A faixa de antioxidante para a preparação de composição de lama de perfuração é variada de cerca de 0,01% em peso a cerca de 5% em peso ou de cerca de 0,1% em peso a cerca de 3% em peso, ou de cerca de 0,1% em peso a cerca de 2% em peso, ou de cerca de 0,1% em peso a cerca de 1% em peso.

[0060] Impurezas de metal inorgânico, por exemplo, Fe3O4 podem ser introduzidas nas lamas de perfuração durante o tratamento de óleo e gás a partir de fontes possíveis incluindo, entre outros, agentes de pesagem, tubos e equipamentos de perfuração. As impurezas de metal podem facilitar a degradação de outros coingredientes tais como modificadores de reologia à base de polímero (RM) e aditivos de perda de fluido (FLA). Portanto, agentes quelantes adequados podem ser introduzidos na composição de lama de perfuração, que pode sequestrar as impurezas de metal, prevenir o polímero contra decomposição e reter as características poliméricas de modificadores de reologia (RM) e aditivos de perda de fluido (FLA). Em uma modalidade não limitante, o agente quelante ou sequestrante para o presente pedido é trietanolamina. A faixa de trietanolamina para a preparação de composição de lama de perfuração é variada de cerca de 0,01% em peso a cerca de 10% em peso.

[0061] Outro agente sequestrante ou quelante orgânico ou inorgânico adequado é selecionado do grupo que consiste em gluconatos, sorbitais, manitóis, carbonatos, hidroxamatos, catecóis, α-amino carboxilatos, alcanolaminas, sequestrantes de íon de metal, ácidos hidróxi-carboxílicos, ácidos aminocarboxílicos, ácidos amino policarboxílicos, poliaminas, polifosfatos, ácidos fosfônicos, éteres de coroa, aminoácidos, ácidos policarboxílicos, ciclodextrina, fosfonatos, poliacrilatos ou policarboxilatos poliméricos, fosfatos condensados. Os agentes sequestrantes ou quelantes podem incluir, entre outros, ácido acético, adenina, ácido adípico, alanina, alanina, albumina, arginina, ácido ascórbico, asparagina, ácido aspártico, ATP, ácido benzoico, ácido n-butírico, caseína, ácido citracônico, ácido cítrico, cisteína, ácido desidroacético, desferri-ferricrisina, desferri-ferricromo, desferri-ferrioxamina E, ácido 3,4-di-hidroxibenzoico, ácido dietilenotriaminapenta-acético (DTPA), ácido hidroxilpropilenodiaminatetra-acético (DPTA), dimetilglioxima, dimetilpurpurogalina, EDTA, sal tetrassódico de ácido glutâmico-ácido N,N-diacético (GLDA- Na4), ácido fórmico, ácido fumárico, globulina, ácido glucônico e seus sais de metal alcalino, ácido glutâmico, ácido glutárico, glicina, ácido glicólico, glicilglicina, glicilsarcosina, guanosina, histamina, salicílico, ácido pimálico, ácido sulfâmico, ácido salicílico, glutárico, ácido malônico, 1,10-fenantrolina, ácido 2-piridilacético, ácido 5-formilfurano sulfônico, ácido N- tris(hidroximetil)metil-2-aminoetanossulfônico, ácido itacônico, ácido quelidônico, 3-metil-1,2- ciclopentanediona, glicolamida, histidina, 3- hidroxiflavona, inosina, ferricromo livre de ferro, ácido isovalérico, ácido itacônico, ácido kógico, ácido láctico, leucina, lisina, ácido maleico, ácido málico, metionina, metilsalicilato, ácido nitrilotriacético (NTA), ornitina, ortofosfato, ácido oxálico, oxiestearina, fenilalanina, ácido fosfórico, fitato, ácido pimélico, ácido piválico, polifosfato, prolina, ácido propiônico, purina, pirofosfato, ácido pirúvico, riboflavina, salicilaldeído, ácido salicílico, sarcosina, serina, sorbitol, ácido succínico, ácido tartárico, tetrametafosfato, tiossulfato, treonina, trimetafosfato, trifosfato, triptofano, uridina difosfato, uridina trifosfato, ácido n-valérico, valina, xantosina, ácido trietilenotetra-aminahexa-acético, ácido N,N'-bis(o-hidroxibenzil) etilenodiamina-N,N' diacético, etilenobis-N,N'-(2-o-hidroxifenil)glicina, ácido acetohidroxâmico, desferroxamina-B, dissulfocatecol, dimetil-2,3-di-hidroxibenzamida, mesitileno catecolamida (MECAM), ácido 1,8-di-hidroxinaftaleno-3,6-sulfônico e ácido 2,3-di-hidroxinaftaleno-6-sulfônico, moléculas sideróforas, ácido N,N-dicarboximetil-2-aminopentanodioico, ácido dietilenotriaminapenta-acético, etileno-diaminatetra- acetatos, nitriloacetatos ou N-(2- hidroxietil)nitrilodiacetatos), ácido2,2-dicloropropiônico, ácido 2,2-dibromobutírico, ácido trifluoroacético, ácido tribromoacético, ácido tricloroacético, ácido 2,3- dibromopropiônico, ácido2,2-diclorovalérico, ácido 3- nitropropiônico, ácido tri-iodoacético, ácido 3(2,2,2- tricloroetoxi)propiônico, ácido 4-nitro-2-clorobutírico, ácido 2-bromo-2-nitropropiônico, ácido 2-nitroacético, ácido 2,4-di-hidroxifenil acético, ácido 2,4-diclorofenil acético, ácido 3(2',4'-dibromofenoxi)propiônico, ácido 3(3',5'-dinitrofenoxi)propiônico, ácido 3-fenil-2,3- dibromopropiônico, ácido 3,5-dinitrossalicílico, ácido 3(3'-bromo-4'-nitrofenil)propiônico, ácido 3(3',4'-di- hidroxifenil)propiônico sozinho ou em combinação. Adicionalmente, informações sobre agentes sequestrantes e quelantes são reveladas em T. E. Furia, CRC Handbook of Food Additives, 2nd Edition, pp. 271-294 (1972), e M. S. Peterson and A. M. Johnson (Eds.), Enciclopedia of Food Science, pp. 694-699 (1978), que são incorporados aqui por referência em sua totalidade. O agente sequestrante mais adequado do presente pedido é sal tetrassódico de ácido glutâmico-ácido N,N-diacético (GLDA-Na4). A faixa usável de agente quelante é variada de cerca de 0,01 a cerca de 20% em peso, ou de cerca de 0,01 a cerca de 5,0% em peso, ou de cerca de 0,01 a cerca de 2% em peso com base no peso total da composição de fluido aquoso.

[0062] Agentes antienceramento da broca podem ser usados para prevenir a compactação e aderência de detritos de perfuração às superfícies de corte da broca de perfuração, causando incrustação e uma redução do desempenho da perfuração. Exemplos adequados de agentes antienceramento da broca podem incluir, entre outros, glicóis, tensoativos e misturas dos mesmos.

[0063] Os agentes lubrificantes são frequentemente adicionados ao fluido de perfuração para vencer a fricção e diminuir o torque e arrasto. Os agentes lubrificantes tipicamente se encontram em duas categorias: lubrificantes sólidos e lubrificantes líquidos. Exemplos de sólidos para a melhoria da lubricidade durante a perfuração incluem materiais asfálticos, argilas bentonita, gilsonita, materiais de celulose e ainda esferas de plástico e vidro. Exemplos de líquidos para melhorar a lubricidade durante a perfuração incluem óleo diesel, óleo vegetal, detergentes, álcoois, glicerinas e aminas. A Patente Norte-Americana No. 4.876.017 descreve um composto de hidrocarboneto sintético, especificamente uma polialfalolefina, que pode ser combinada com emulsificantes e diluentes, como um lubrificante de fundo do poço em uma operação de perfuração marítima. A Patente Norte-Americana No. 5.045.219 é exclusivamente direcionada a uma composição lubrificante de polialfaolefina líquida para o uso em perfuração marítima. Outros agentes lubrificantes possíveis são cera ou uma substância cerosa, esferas de plástico, esferas de vidro, cascas de nozes, grafita, óleos, fluidos sintéticos, glicóis, óleos vegetais modificados, sabões de ácido graxo, tensoativos e misturas dos mesmos, na forma de partículas ou péletes. O agente lubrificante pode ser adicionado antes da perfuração ao avançar a perfuração ou pode ser detectado no fundo do poço durante a perfuração ou uma combinação das etapas de adição acima.

[0064] O agente de controle de filtração pode estar na forma de fibras, flocos, folhas, pós, sólidos cristalinos e os similares. Os agentes de controle de filtração adequados podem compreender derivados de celulose (por exemplo, guars modificados, hidroxietil celulose, carboximetil celulose, carboximetil hidroxietil celulose), polímeros de látex e copolímeros de ácido acrilamido-2- metil-2-propanossulfônico, amidos, amidos modificados, carboximetil celulose, celulose polianiônica, poliacrilatos e os similares.

[0065] Pelo menos um agente de suspensão é adicionado à composição do presente pedido para aumentar a viscosidade de hidrocarbonetos e para resistir à sua aglomeração. Os agentes de suspensão não limitantes típicos do presente pedido podem incluir argilas organofílicas, sílicas hidrofóbicas e/ou agentes de suspensão baseados em polímero compatível com óleo que são descritos na Patente Norte-Americana No. 4.670.501 e Patente Norte-Americana No. 4.772.646. Estas referências são por meio deste incorporadas por referência em sua totalidade.

[0066] O presente pedido revela que a composição para o tratamento de óleo e gás compreende adicionalmente (a) uma argila organofílica, (b) um estabilizador e (c) óleo medicinal branco ou mineral branco com a mistura de hidroxietil celulose (HEC) e polivinilpirrolidona reticulada descritos acima, uma fase contínua de base aquosa, uma argila reativa ou material de xisto e pelo menos um aditivo de fluido de perfuração selecionado do grupo que consiste em modificadores de reologia, aditivos de perda de fluido, dispersantes, intensificadores de lubricidade e inibidores de xisto. A mistura está em uma faixa de cerca de 40% em peso a cerca de 80% em peso com base no peso total da composição. O estabilizador é um tensoativo não iônico selecionado do grupo que consiste em ésteres de sorbitano, ésteres de sorbitano etoxilados, álcoois graxos etoxilados, ácidos graxos etoxilados e combinações dos mesmos. O óleo medicinal branco é não tóxico e biodegradável em 60% pelo menos após 28 dias em água fresca e água do mar sob a Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (Organization for Economical Commercial Development - OECD) 301 e os protocolos de teste da OECD 306, respectivamente. Da mesma forma, o óleo medicinal branco deve estar em conformidade com os regulamentos da Farmacopeia principal e F.D.A. e as exigências da EPA com relação ao teste de "óleo e graxa". Ele também deve ter uma classificação, pelo menos, na categoria "D" sob os regulamentos revisados da OCNS. Adicionalmente, contempla-se usar qualquer óleo mineral branco desde que ele esteja em conformidade com os regulamentos para o contato com os alimentos (isto é, seja comestível).

[0067] O óleo medicinal branco pode ter uma baixa viscosidade cinética a 40°C. O óleo medicinal branco pode ter um limite inferior da viscosidade cinética (a 40°C) como cerca de 2 mm2 s-1 (2 centistokes (cSt); ou 5 cSt, ou 7,5 cSt. Geralmente, o limite superior da viscosidade cinética a 40°C do óleo medicinal branco pode ser de cerca de 17 cSt, ou 14 cSt, ou 10 cSt. O óleo medicinal branco também pode ter nenhum teor aromático. Deve-se observar que qualquer teor aromático de 100 ppm ou menos é considerado livre de aromáticos. Em uma modalidade não limitante, o teor aromático pode ser menor do que 50 ppm. Em outra modalidade não limitante, o teor aromático pode ser menor do que 30 ppm com teor aromático zero sendo o nível mais desejado.

[0068] O ponto de fulgor do óleo medicinal branco pode ser acima de 100°C, ou acima de 110°C, ou acima de 120°C. Por outro lado, o ponto de fluidez do óleo mineral branco pode ser tão baixo quanto possível, geralmente sendo menor do que -5°C, ou menor do que -10°C, ou menor do que - 15°C.

[0069] De acordo com uma modalidade do presente pedido, o óleo medicinal branco ou óleo mineral branco está em uma faixa de cerca de 20% em peso a cerca de 60% em peso, ou de cerca de 30% em peso a cerca de 40% em peso, ou de cerca de 20% em peso a cerca de 50% em peso com base no peso total da composição para o tratamento de óleo e gás.

[0070] O mineral branco não limitante comercialmente disponível para o presente pedido pode incluir Carnation® oil de Sonneborn Refined Products, Marcol®52 de Exxon Mobil, Ondina®3 de Shell and Ecolane®130 de TOTAL FINA.

[0071] As argilas organofílicas podem ser usadas em uma ampla variedade de aplicações subterrâneas. A "argila organofílica" se refere à argila que é compatível com óleos. Em aplicações subterrâneas, as argilas organofílicas são usadas nas operações de cimentação e vedação para adicionar viscosidade e/ou pó de suspensão a vários fluidos. Adicionalmente, a argila organofílica também pode ser usada em uma variedade de aplicações na superfície como agentes de viscosificação, agentes de suspensão, etc.

[0072] A argila organofílica adequada para o presente pedido é argila à base de esmectita selecionada do grupo que consiste em montmorilonita, beidelita, nontronita e combinações dos mesmos. De acordo com o presente pedido, a argila organofílica é uma montmorilonita modificada projetada para o uso em sistemas orgânicos contendo solventes de baixa a alta polaridade ou misturas de solventes. Ela provê desenvolvimento reproduzível de viscosidade e tixotropia, um alto grau de controle de deformação e previne o assentamento das partículas sólidas. Qualquer argila organofílica pode ser usada como o agente de suspensão, mas aquelas descritas acima são autodispersantes e não exigem um ativador polar (por exemplo, água, metanol, etanol, propileno carbonato, etc.). A quantidade de agente de suspensão exigida para o presente pedido está em uma faixa de cerca de 0,1% em peso a cerca de 10,0% em peso ou de cerca de 0,5% em peso a cerca de 2,0% em peso. Os exemplos de argilas organofílicas são Tixogel® (United Catalyst Inc., Louisville, Ky.), Bentone® (Rheox company, Hightestown, NJ.) e Claytone® (Southern Clay Products, Gonzalez, Tex.).

[0073] Em fluidos de perfuração à base de óleo, os tensoativos são usados principalmente como agentes de emulsificação e estabilização. Os sólidos presentes nas lamas à base de óleo devem ser mantidos úmidos com óleo para prevenir o assentamento e a instabilidade da lama. O(s) tensoativo(s) não iônico(s) adequado para o uso no presente pedido tem um equilíbrio hidrofílico-lipofílico (HLB) de cerca de 1 a cerca de 14, ou de cerca de 1,4 a cerca de 11. A faixa de agente de estabilização está em uma faixa de cerca de 0,5% em peso a cerca de 10,0% em peso com base na composição total.

[0074] Os exemplos de tensoativos usados no presente pedido são não iônicos, tais como ésteres de sorbitano, ésteres de sorbitano etoxilados (por exemplo, ésteres de polietoxietileno sorbitano), álcoois graxos etoxilados (por exemplo, álcoois graxos de oxo, lauril, cetil, estearil, cetil-estearil e oleil polietoxietileno), e ácidos graxos etoxilados (por exemplo, ácidos graxos de polietoxietileno oleicos e esteáricos). Em uma modalidade não limitante, os tensoativos são ésteres de sorbitano, ésteres de sorbitano etoxilados ou misturas dos mesmos. O tensoativo pode ser uma mistura de trioleato de sorbitano e trioleato de sorbitano etoxilado tal como produtos Montane® 85/Montanox® 85, disponíveis de SEPPIC (Paris, France) e produtos Sorban® AO/Sorbanox® AO, disponíveis de Witco (Saint Pierre-les-Elboeuf, France). Os tensoativos não iônicos são misturados de tal maneira a alcançar um valor médio de HLB de cerca de 10 para a estabilidade ótima da pasta fluida.

[0075] De acordo com um aspecto do presente pedido, a composição para o tratamento de óleo e gás não contém quaisquer tensoativos de nonilfenol etoxilato (NPES). Estes tensoativos são estritamente proibidos contra o uso no Setor do Mar do Norte.

[0076] Uma modalidade do presente pedido descreve um uso opcional de polímeros hidrofílicos na faixa de cerca de 10% em peso a cerca de 45% em peso com base na composição total. Os polímeros de "Categoria E" biodegradáveis selecionados do grupo que consiste em polissacarídeos tais como éteres de celulose, biopolímeros, amido e goma guar e seus derivados são usados em uma ampla variedade de aplicações no campo de petróleo. Os éteres de celulose incluem carboximetil celulose (CMC), hidroxietil celulose (HEC), carboximetil-hidroxietil celulose (CMHEC), e celulose polianiônica (PAC). Os derivados de goma guar incluem guar reta (Guar), carboximetilguar (CMG), hidroxipropilguar (HPG), carboximetilhidroxipropilguar (CMHPG) e guar catiônica (Guar Cat.). O amido inclui carboximetil amido, hidroxietil amido, e hidroxipropil amido.

[0077] Os biopolímeros incluem goma de xantano (XG), escleroglucona, welano e gelano. Adicionalmente a estes polissacarídeos, podem ser usados polímeros sintéticos tais como poliacrilamida (PAAM) e poliacrilatos (PMC).

[0078] Guar e seus derivados são os polímeros mais extensivamente usados nos fluidos de fraturamento. Eles são projetados especificamente para o fraturamento hidráulico. Guar é usada para espessar o fluido de fraturamento de modo que ele possa carregar a areia avaliada (propante) na formação fraturada. Guar e seus derivados também podem ser usados como viscosificadores e aditivos de perda de fluido em lamas de perfuração com baixo teor de sólidos. Devido à sua natureza não iônica e alto peso molecular médio ponderal (Mw), guar tem a capacidade de aumentar a viscosidade em água ou salmouras.

[0079] Os exemplos de aditivos adicionais podem ser selecionados do grupo que consiste em bactericidas, detergentes e emulsificantes, lubrificantes sólidos e líquidos, inibidores de hidrato de gás, inibidores de corrosão, agentes antiespumantes, inibidores de incrustação, enzimas, quebradores de polímero oxidante, líquidos hidrofóbicos emulsificados tais como óleos, sequestrantes de gás ácido (tais como sequestrantes de sulfeto de hidrogênio), diluentes (tais como lignosulfonatos), agentes de demulsificação e tensoativos projetados para auxiliar na limpeza de fluido invadido de formações de produção, aditivos poliméricos, dispersantes, estabilizadores ou inibidores de xisto, agentes de controle de pH, agentes de umectação, biopolímeros, agentes de controle de pH e misturas dos mesmos. Os aditivos ideais podem incluir aditivos poliméricos, aditivos de controle de filtração, dispersantes, estabilizadores ou inibidores de xisto, inibidores de intumescimento da argila, agentes de controle de pH ou tampões, emulsificantes, agentes antiespumantes, agentes de umectação, tensoativos, inibidores de corrosão, lubrificantes, biocidas ou misturas dos mesmos.

[0080] O presente pedido provê um fluido de manutenção de poços de petróleo compreendendo (a) uma composição para o tratamento de óleo e gás compreendendo (i) uma mistura de hidroxietil celulose (HEC) e polivinilpirrolidona reticulada, (ii) uma fase contínua de base aquosa, (iii) uma argila reativa ou material de xisto, (iv) pelo menos um sal, (v) pelo menos um aditivo de fluido de perfuração, e (b) um componente particulado.

[0081] O componente particulado pode ser quaisquer dos numerosos materiais particulados usados nos fluidos de manutenção de poços de petróleo e pode ser selecionado do grupo que consiste em cimento, farinha de sílica, sílica fumada, pozolana, silicato de sódio, carbonato de cálcio, barita, argila hematita, partículas de polipropileno, tampões de porca, borrachas naturais ou sintéticas e combinações dos mesmos. O tamanho do componente particulado pode variar de cerca de 10 μm a cerca de 1000 μm.

[0082] Em uma modalidade não limitante, o componente particulado é cimento.

[0083] Outro aspecto do presente pedido provê um método para a inibição de hidratação de argila ou materiais de xisto na perfuração de um poço subterrâneo. O método compreende o uso da composição para o tratamento de óleo e gás compreendendo (i) uma mistura de hidroxietil celulose (HEC) e polivinilpirrolidona reticulada, (ii) uma fase contínua de base aquosa, (iii) uma argila reativa ou material de xisto, (iv) pelo menos uma substância salina e/ou (v) pelo menos um aditivo de fluido de perfuração. A razão em peso de HEC para PVP reticulada é de cerca de 9 a cerca de 99.

[0084] De acordo com outro aspecto do presente pedido, um método de inibição de hidratação de argilas ou materiais de xisto na perfuração de um poço subterrâneo compreendendo as etapas de: (i) preparação de uma composição aquosa de fluido de perfuração compreendendo: (a) uma fase contínua de base aquosa compreendendo água fresca, água do mar, salmoura, salmoura simulada ou misturas das mesmas; (b) uma argila reativa ou material de xisto; e (c) um inibidor de hidratação de xisto compreendendo HEC e PVP reticulada, (ii) circulação da composição aquosa de fluido de perfuração para dentro e através do poço, e (iii) contato das argilas ou materiais de xisto durante a circulação com uma quantidade suficiente de líquido de perfuração de base aquosa para a inibição da hidratação das argilas ou materiais de xisto. A razão em peso de HEC para PVP reticulada é de cerca de 9 a cerca de 99.

[0085] De acordo com uma modalidade do presente pedido, a composição de inibição de hidratação de argila ou material de xisto na perfuração de um poço subterrâneo compreende ainda pelo menos um aditivo de fluido de perfuração selecionado de, e consistindo em, agentes de pesagem, sólidos de perfuração, aditivos de perda de fluido (FLA), agentes de dispersão, agentes de ligação, agentes de quelação, antioxidantes, agentes de intensificação da viscosidade, agentes antienceramento da broca, agentes lubrificantes, inibidores de corrosão, agentes antiespumantes, sais, agentes de umectação, agentes de controle de pH, agentes emulsificantes, aditivos poliméricos sintéticos, biopolímeros, agentes de modificação de reologia, agentes de controle de filtração, agentes de suspensão e combinações dos mesmos.

[0086] A presente invenção é ilustrada em detalhes por meio dos exemplos dados abaixo. Os exemplos são dados aqui para ilustração da invenção e não são destinados a serem limitantes dos mesmos.

EXEMPLOS

[0087] A solução de PVP reticulada com 10% em peso de sólidos usados nos Exemplos abaixo foi preparada com base na descrição da Patente Norte-Americana No. 6.548.579, que é incorporada aqui por referência em sua totalidade. Exemplo 1

[0088] Cerca de 0,33% em peso de inibidor de intumescimento de xisto foi adicionado a uma solução de KCl a 40 ppb para fazer uma solução homogênea. O xisto London seco (10,00 g) tendo tamanho de partículas de 2 mm a 4 mm foi adicionado à solução acima em uma garrafa de 250 ml de polipropileno. A garrafa foi colocada em um forno de rolamento a 65,5 °C por 16 h (envelhecimento). Após o envelhecimento, o xisto foi recuperado em uma peneira No. 10, lavado com água da torneira e seco a 110°C por 2 h. O xisto foi a seguir resfriado até a temperatura ambiente em um dessecador e pesado. A % de recuperação do xisto foi calculada com base na seguinte equação:

[0089] Os ingredientes e os resultados são mostrados na Tabela 1. Tabela 1

(1) Natrosol™ 250 HHBR - hidroxietil celulose, comercialmente disponível de Ashland Inc. (2) Natrosol™ 180 GR - aditivo de perda de fluido de hidroxietil celulose com baixa viscosidade, comercialmente disponível de Ashland Inc.

[0090] A Tabela 1 demonstra que uma pequena quantidade de PVP reticulada na mistura de HEC/PVP reticulada melhora a recuperação do xisto em comparação com a HEC sozinha.

Exemplo 2

[0091] As formulações de fluido de perfuração (lama) 1-5 (~10 ppg) (~1198 kg/m3) como mostrado na Tabela 2 foram preparadas em uma escala de 600 g contendo um agente de pesagem (barita API), um modificador de reologia (goma de xantano), um aditivo de controle de perda de fluido (PAC-L) e inibidores de intumescimento de xisto. A mistura suficiente foi conduzida para facilitar a dissolução de todos os ingredientes. Os fluidos de perfuração foram deixados agitar por 5 a 15 minutos entre a adição de cada componente e com 30 a 50 minutos total para a mistura completa e homogênea. As propriedades reológicas foram então medidas em testes de envelhecimento pós- rolamento quente (AHR) em um Fann 35. Os resultados do teste são mostrados na Tabela 2. Tabela 2

(1) PVP K-30 - polivinilpirrolidona, comercialmente disponível de Ashland Inc.

[0092] A Tabela 2 demonstra: i. Uma mistura de HEC/PVP reticulada provê melhores taxas de recuperação do xisto em formulação lama em comparação a HEC ou PVP reticulada sozinha. ii. A PVP reticulada reforça a inibição de HEC no xisto de 85% a 95% em uma mistura 70/30 com HEC, enquanto a PVP linear (Mw 30.000-80.000) provê melhoria insignificante de 85 a 88% em uma mistura 70/30 com HEC. iii. A PVP reticulada por si só mostra uma boa recuperação (90%) na formulação de lama enquanto a PVP linear (Mw 30.000 a 80.000) provê recuperação moderada (80%). iv. Uma mistura de HEC/PVP reticulada gera melhor inibição de intumescimento de xisto do que uma mistura de HEC/PVP linear ou PVP linear sozinha. v. Uma mistura de HEC/PVP reticulada pode ser usada como um SSI favorável ao meio ambiente visto que o principal componente da mistura é HEC.

Exemplo 3

[0093] As formulações de fluido de perfuração (lama) 6 e 7 (~10 ppg) (~1198 kg/m3) contendo uma amostra de solução de FPS foram preparadas. Os ingredientes para a preparação da amostra de solução de FPS são mostrados na Tabela 3. Os ingredientes das formulações de perfuração 6 e 7 são listados na Tabela 4. A mistura suficiente foi conduzida para facilitar a dissolução de todos os ingredientes. Os fluidos de perfuração foram deixados agitar por 5 a 15 minutos entre a adição de cada componente e com 30 a 50 minutos no total para a mistura completa e homogênea. As propriedades reológicas foram então medidas em testes de envelhecimento pós-rolamento quente (AHR) em um Fann 35. Os resultados do teste também são mostrados na Tabela 4. Tabela 3

[0094] A Tabela 4 mostra que a amostra de FPS contendo a mistura de HEC/PVP reticulada provê melhor recuperação do xisto.

Exemplo 4

[0095] A fim de determinar as características de intumescimento do fluido de perfuração contendo inibidores de intumescimento de xisto, uma porcentagem de intumescimento linear foi determinada em cada fluido de perfuração em um Fann Linear Swell Meter (Modelo 2000).

[0096] Para cada teste, um pélete foi preparado pela compactação de 20,0 gramas de bentonita de sódio em um molde com diâmetro de 1,14 polegada (0,029 metros) sob aproximadamente 10000 psi (68947,6 kPa) por 2 horas. A espessura de cada pélete foi medida por um calibrador. Os péletes foram colocados em uma câmara contendo solução saturada de CaCl2 para manter 29,5% de umidade para o condicionamento noturno antes do teste.

[0097] O pélete condicionado foi colocado em uma placa de evaporação de 100 mm (D) x 50 mm (H) posicionada no medidor de intumescimento linear. Aproximadamente 250 ml de fluido de perfuração envelhecido foram adicionados na placa. As quantidades de intumescimento linear foram registradas versus o tempo. As porcentagens de intumescimento linear do xisto para as formulações de fluido de perfuração preparadas no Exemplo 2 são mostradas nas Figuras 1a e 1b. A Tabela 5 lista as porcentagens de intumescimento linear do xisto para as formulações 1-5 em 20 horas.

[0098] As baixas porcentagens de intumescimento da Tabela 5 indicam boa inibição do intumescimento de xisto. Em adição, os dados na Figura 1a, 1b e Tabela 5 exibem: i. HEC pura gera a mais baixa porcentagem de intumescimento linear em comparação com a PVP reticulada e PVP linear; ii. Uma mistura de HEC/PVP reticulada rende menor porcentagem de intumescimento linear do que a PVP reticulada ou PVP linear. iii. Uma mistura de HEC/PVP reticulada rende porcentagem comparável de intumescimento linear em comparação com a HEC sozinha. iv. Uma mistura de HEC/PVP linear rende porcentagem (alta) de intumescimento linear comparável à PVP reticulada ou PVP linear. A mistura de HEC/PVP linear não é tão boa quanto HEC ou HEC/PVP reticulada.

[0099] A mistura de HEC/PVP reticulada gera melhor inibição de incrustação de xisto do que a PVP reticulada, PVP linear, ou mistura de HEC/PVP linear. Portanto, uma mistura de HEC/PVP reticulada pode ser usada como inibidor de intumescimento de xisto favorável ao meio ambiente com alta eficiência.

[00100] Embora este(s) conceito(s) inventivo(s) tenha(m) sido descrito(s) em detalhes com referência a certas modalidades, deve-se considerar que o presente pedido não está limitado àquelas modalidades precisas. Muitas modificações e variações podem se apresentar àqueles versados na técnica sem se afastar do escopo e espírito deste pedido.

Claims

1. Composição para o tratamento de óleo e gás, caracterizada pelo fato de compreender uma mistura de hidroxietil celulose (HEC) e polivinilpirrolidona reticulada em que a razão em peso do HEC para a polivinilpirrolidona reticulada é de 9 a 99 e em que a polivinilpirrolidona reticulada é preparada usando agentes de reticulação que compreendem pelo menos duas ligações duplas olefínicas e são selecionados do grupo que consiste em N,N‘-divinilimidazolidona (DVI), N,N',N"-trialil- triazina-triona, metileno-bis-acrilamida, metileno-bis- (met) acrilamida, trialilamina, trialilglucose, etilenoglicol-di (met) acrilato, dietilenoglicol-di (met) acrilato, trietilenoglicol-di- (met) acrilato, tetraetilenoglicol-di- (met) acrilato, polietilenoglicol- di- (met) acrilato, pentaeritritol-tri-aliléter, pentaeritritol-di-aliléter, pentaeritritol-tetra-aliléter, pentaeritritol-di- (met) acrilato, pentaeritritol-tri- (met) acrilato, pentaeritritol-tetra- (met) acrilato, 1- vinil-3- (E) -etilideno-pirrolidona (EVP), alil metacrilamida, éter alil glicidílico, acrilato de glicidil, hidroxiacrilamida, trialil-1,3,5-triazina-2,4,6 (1H, 3H, 5H) -triona, 2,4,6-trialililoxi- 1,3,5-triazina e divinilbenzeno.

2. Composição para o tratamento de óleo e gás, de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que a polivinilpirrolidona reticulada tem uma viscosidade de Brookfield de 100 a 10.000 mPa.s em 5% de solução aquosa.

3. Composição para o tratamento de óleo e gás, de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de compreender ainda uma fase contínua de base aquosa, uma argila reativa ou material de xisto e pelo menos um aditivo de fluido de perfuração.

4. Composição para o tratamento de óleo e gás, de acordo com a reivindicação 3, caracterizada pelo fato de que a fase contínua de base aquosa é água fresca, água do mar, salmoura, salmoura simulada ou misturas das mesmas.

5. Composição para o tratamento de óleo e gás, de acordo com a reivindicação 3, caracterizada pelo fato de que a argila reativa ou material de xisto é minerais de filossilicato ricos em silício, óxidos de alumínio, hidróxidos de alumínio, caulinita, bentonita, diquita, haloisita, crisotila, lisardita, amesita, talco, montmorilonita, beidelita, saponita, hectorita, sauconita, vermiculita, muscovita, paragonita, flogopita, biotita, lepidolita, margarita, clintonita, anandita, donbassita, coqueíta, sudoíta, clinoclilore, camosita, nimita, hidrotalcita, meixnerita, estevensita, nontronita, nacrita, hidrobiotita, glauconita, ilita, bramalita, clorita, atapulgita ou sepiolita.

6. Composição para o tratamento de óleo e gás, de acordo com a reivindicação 3, caracterizada pelo fato de que o aditivo de fluido de perfuração é selecionado do grupo que consiste em agentes de pesagem, sólidos de perfuração, aditivos de perda de fluido (FLA), agentes de dispersão, agentes de ligação, agentes de quelação, antioxidantes, agentes de intensificação da viscosidade, agentes antienceramento da broca, agentes lubrificantes, inibidores de corrosão, agentes antiespumantes, sais, agentes de umectação, agentes de controle de pH, agentes emulsificantes, aditivos poliméricos sintéticos, biopolímeros, agentes de modificação de reologia, agentes de controle de filtração, agentes de suspensão e combinações dos mesmos.

7. Composição para o tratamento de óleo e gás, de acordo com a reivindicação 6, caracterizada pelo fato de que o agente de pesagem é selecionado do grupo que consiste em barita, hematita, óxido de manganês, óxido de ferro, carbonato de cálcio dimensionado, carbonato de magnésio, sais orgânicos e inorgânicos solúveis em água e combinações dos mesmos.

8. Composição para o tratamento de óleo e gás, de acordo a reivindicação 6, caracterizada pelo fato de que os sólidos de perfuração são partículas de argila finamente divididas selecionadas do grupo que consiste em bentonita, bentonita de sódio, atapulgita, sepiolita, saponita, hectorita e combinações dos mesmos.

9. Composição para o tratamento de óleo e gás, de acordo com a reivindicação 3, caracterizada pelo fato de compreender ainda um sal selecionado do grupo que consiste em difosfato de potássio, difosfato de amônio, tiossulfato de sódio, ácido bórico, formiato de sódio, formiato de potássio, sulfato de magnésio, formiato de césio, carbonato de potássio, carbonato de sódio, bicarbonato de sódio, sulfato de diamônio, acetato de potássio, acetato de sódio, acetato de césio e combinações dos mesmos.

10. Composição para o tratamento de óleo e gás, de acordo com a reivindicação 9, caracterizada pelo fato de que o sal está em uma faixa de 2% em peso até menos do que 30% em peso com base no peso total da composição.

11. Composição para o tratamento de óleo e gás, de acordo com a reivindicação 9, caracterizada pelo fato de que a mistura está em uma faixa de 1% em peso até 20% em peso com base no peso total da composição.

12. Composição para o tratamento de óleo e gás, de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de compreender ainda uma argila organofílica; um estabilizador; e um óleo medicinal branco, em que o estabilizador é um tensoativo não iônico selecionado do grupo que consiste em ésteres de sorbitano, ésteres de sorbitano etoxilados, álcoois graxos etoxilados, ácidos graxos etoxilados e combinações dos mesmos, e em que os óleos medicinais brancos são não tóxicos e biodegradáveis 60% pelo menos após 28 dias em água fresca e água do mar sob o protocolo de teste OECD 301 e OECD 306.

13. Composição para o tratamento de óleo e gás, de acordo com a reivindicação 12, caracterizada pelo fato de que o óleo medicinal branco é variado em uma faixa de 20% em peso a 60% em peso com base no peso total da composição.

14. Composição para o tratamento de óleo e gás, de acordo com a reivindicação 12, caracterizada pelo fato de que o óleo medicinal branco tem uma viscosidade cinética de 2 mm2s-1 a 17 mm2s-1 a 40°C.

15. Composição para o tratamento de óleo e gás, de acordo com a reivindicação 12, caracterizada pelo fato de que o óleo medicinal branco tem um ponto de fulgor acima de 100°C.

16. Composição para o tratamento de óleo e gás, de acordo com a reivindicação 12, caracterizada pelo fato de que o óleo medicinal branco tem um ponto de fluidez menor do que -5°C.