BR112017023203B1 - Método para traçar um fluxo de fluido de um reservatório de hidrocarboneto - Google Patents

Abstract

FLUIDO DE DISPENSAÇÃO DE PRODUTO QUÍMICO DE CAMPO PETROLÍFERO, MÉTODOS PARA FABRICAR UM FLUIDO DE DISPENSAÇÃO DE PRODUTO QUÍMICO DE CAMPO PETROLÍFERO, E PARA TRAÇAR UM FLUXO DE FLUIDO DE UM RESERVATÓRIO DE HIDROCARBONETO, E, SISTEMA PARA MONITORAMENTO DE RESERVATÓRIO DE HIDROCARBONETO. São descritos fluidos de dispensação de produtos químicos de campo petrolífero contendo uma mistura de um fluido base e microcápsulas (1, 10, 11, 13, 14, 15) tendo um produto químico de campo petrolífero contido dentro da microcápsula. Grupos químicos na superfície externa das microcápsulas interagem com o fluido base e promovem a dispersabilidade das microcápsulas no fluido base. Grupos químicos na superfície externa das microcápsulas interagem com as áreas alvejadas de um reservatório de hidrocarboneto e promovem a substantividade das microcápsulas às áreas alvejadas do reservatório. Os fluidos de dispensação de produtos químicos de campo petrolífero proveem o posicionamento de microcápsulas em uma localização desejada dentro do poço e/ou reservatórios usando propriedades tais como a densidade das microcápsulas. São descritos métodos para fabricar fluidos de dispensação de produtos químicos de campo petrolífero, sistemas que contêm fluidos de dispensação de produtos químicos de campo petrolífero, métodos para fraturar pedra em um reservatório e traçar o movimento do fluido em um reservatório de hidrocarboneto usando (...).

Description

CAMPO DA INVENÇÃO

[001] A presente invenção é direcionada para fluidos de dispensação de produtos químicos de campo petrolífero compreendendo microcápsulas contendo um ou mais produtos químicos do campo petrolífero dentro das microcápsulas e métodos de utilização desses fluidos na dispensação de produtos químicos do campo petrolífero, como traçadores e biocidas, para áreas direcionadas dentro de um reservatório de hidrocarbonetos.

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO

[002] É prática comum dispensar produtos químicos para um ambiente subterrâneo durante várias operações de campos petrolíferos. Os fluidos de perfuração são usados para auxiliar na perfuração de furos e na criação de um poço. Fluido de limpeza e cimento são normalmente utilizados na conclusão dos poços. Muitas operações durante a vida útil de um poço, seja um poço de produção ou um poço de injeção, também envolvem o uso de produtos químicos para o campo petrolífero.

[003] O primeiro tipo de operações de poços que utilizam produtos químicos de campo petrolífero visa maximizar a produção de hidrocarbonetos. Um tratamento bem importante de poço é conhecido como estimulação, onde uma operação interventiva é realizada em um poço de petróleo ou gás para aumentar a produção, melhorando o fluxo de hidrocarbonetos das formações para o poço. Por exemplo, em ambos os reservatórios de formação de carbonato e arenito, os fluidos à base de ácido são frequentemente usados para limpar, remover ou contornar os danos de formação nas áreas próximas do poço, ou acidificar a matriz de formação e aumentar a permeabilidade natural da formação. A acidificação da matriz é realizada na pressão de fratura abaixo da formação. O tratamento ácido também pode ser realizado na pressão de fratura de formação acima, isto é, fratura ácida.

[004] Um tipo muito comum de estimulação de poço atualmente utilizada é o fraturamento hidráulico não acidificado, onde um fluido de fraturamento não ácido sob alta pressão é injetado no poço e em túneis de perfuração dentro do reservatório para fazer com que a formação de rocha se frature. O fraturamento hidráulico é comumente aplicado a poços para acesso a gás de xisto, gás apertado, óleo apertado e gás de costura de carvão. O fluido de fraturamento convencional é muitas vezes um fluido espessado. Um espessante que aumenta a viscosidade do fluido de fraturamento pode ser um polissacarídeo. A goma de guar, frequentemente reticulada com borato ou um composto de zircônio, é frequentemente usada. Outra categoria de espessantes que é usado é tensoativo viscoelástico. Mais recentemente, a chamada “água oleosa” é usada para o fraturamento hidráulico. Os fluidos de água oleosa são basicamente água fresca ou salmoura com uma quantidade suficiente de um agente redutor de atrito para minimizar as pressões de atrito tubulares. Outros componentes da água oleosa podem incluir baixos níveis de tensoativos, inibidores de deposição e biocidas. Tais fluidos geralmente têm viscosidades apenas ligeiramente superiores às de água doce não adulterada ou salmoura. Os estruturantes granulares são frequentemente transportados pelo fluido de fraturamento na fratura.

[005] Outro tratamento de poço importante utilizado para maximizar a produção de hidrocarbonetos é a inundação do reservatório para a recuperação do petróleo. Um poço de petróleo normalmente passa por três estágios de produção: recuperação primária, recuperação secundária e recuperação terciária ou recuperação de petróleo melhorada. A recuperação secundária e terciária às vezes é referida como recuperação de petróleo melhorada. As técnicas utilizadas na recuperação secundária incluem injeção de água, reinjeção de gás natural e elevação de gás, que injeta ar, dióxido de carbono ou algum outro gás no fundo de um poço ativo, reduzindo a densidade total do fluido no poço. A água utilizada na recuperação secundária é muitas vezes produzida a partir da água do mesmo poço ou da água salgada. A baixa concentração de um viscosificador, tal como uma poliacrilamida aniônica, é ocasionalmente utilizada. A tecnologia utilizada para aumentar a recuperação do petróleo inclui injeção de gás, injeção térmica e injeção química. A injeção de gás usa gases como gás natural, nitrogênio ou dióxido de carbono, enquanto a injeção térmica introduz calor. Na injeção química, vários produtos químicos, como um polímero solúvel em água, um composto alcalino e tensoativos, geralmente como soluções diluídas, são usados para ajudar a mobilidade de hidrocarbonetos. Na inundação de polímero, uma solução diluída de um polímero solúvel em água, por exemplo, uma poliacrilamida, é usada para aumentar a viscosidade da água injetada e expulsar o óleo fora das formações. Isso leva à recuperação adicional de petróleo. A injeção de soluções alcalinas ou cáusticas em reservatórios com petróleo que tem ácidos orgânicos que ocorrem naturalmente no petróleo resultará na produção de um material como sabão que pode abaixar a tensão interfacial suficiente para aumentar a produção. As soluções diluídas de tensoativos podem ser injetadas para abaixar a tensão interfacial ou a pressão capilar que impede as gotículas de petróleo de se moverem através de um reservatório. Diferentes produtos químicos também podem ser usados em combinação para alcançar a taxa de recuperação máxima.

[006] Em operações de poço de tipo secundário, os produtos químicos são dispensados no reservatório para proporcionar proteção para a tubulação e equipamento do fundo de poço e facilitar a produção de hidrocarbonetos. Um dos principais problemas encontrados na produção de hidrocarbonetos é a garantia do fluxo. Os fluidos de campos petrolíferos (por exemplo, óleo, gás e água) são misturas complexas de hidrocarbonetos alifáticos, aromáticos, moléculas heteroatômicas, sais aniônicos e catiônicos, ácidos, areias, sedimentos, argilas e uma vasta gama de outros componentes. A natureza desses fluidos, combinada com as condições severas de calor, pressão e turbulência a que frequentemente são submetidos durante a recuperação, são fatores que contribuem para a deposição de parafina (incluindo precipitação de cristais de cera), emulsificação (tanto em água em óleo e óleo em água), formação de hidratação de gás, corrosão e precipitação de asfaltenos em poços de produção de petróleo e/ou gás e equipamento de superfície. Isso, por sua vez, diminui a permeabilidade da formação subterrânea, reduz a produtividade e reduz a vida útil do equipamento de produção. De modo a remover esses depósitos indesejados e precipitados de poços e equipamento, é necessário parar a produção do reservatório, o que é demorado e dispendioso. Outro problema importante encontrado no campo de gás/petróleo é a corrosão da tubulação e equipamento do fundo de poço, tais como empacotadoras, telas e dispositivos de perda de fluidos, devido ao contato da tubulação e equipamentos com fluido à base de água contendo espécies metálicas e ácidas e, em alguns casos, oxigênio. De modo a proteger o equipamento, prolongar a vida do poço e garantir o fluxo de hidrocarbonetos, são necessários produtos químicos, incluindo inibidor de deposição, inibidor de hidratação, inibidores de corrosão, biocidas e substâncias de controle de cera e asfalteno, a serem dispensados no fundo do poço subterrâneo e reservatórios.

[007] Outro exemplo de produtos químicos do campo petrolífero utilizados na facilitação da produção de hidrocarbonetos são os traçadores, que fornecem ferramentas para monitorar o movimento de fluidos em reservatórios de hidrocarbonetos. A ótima produção de petróleo de um reservatório depende do conhecimento confiável das propriedades e características do reservatório. Os métodos tradicionais para o monitoramento do reservatório incluem interpretação do registro sísmico, testes de pressão de poço, análise de fluidos de produção, combinações de história de produção e técnicas de traçador intra-poço. O uso de traçadores para obter informações sobre um reservatório de hidrocarbonetos e/ou sobre o que está ocorrendo no mesmo tem sido praticado por várias décadas e foi descrito em vários documentos. Os traçadores têm sido usados principalmente para monitorar caminhos e velocidades de fluidos. Mais de uma substância de traçador pode ser usada simultaneamente. Por exemplo, patente U.S. N° 5.892.147 descreve um procedimento em que diferentes substâncias de traçadores são colocadas em locais respectivos ao longo do comprimento de um poço penetrando num reservatório. As substâncias do traçador são colocadas nesses locais durante a conclusão do poço antes da produção começar. O traçador em cada local é anexado a uma seção de tubo antes de ser colocado naquele local ou é dispensado no local enquanto perfura o revestimento naquele local. Quando a produção começa, o monitoramento das proporções dos traçados individuais no petróleo ou no gás produzido pelo poço permite o cálculo das proporções de petróleo ou gás produzido a partir de diferentes zonas do reservatório.

[008] Traçadores também podem ser usados para estimar a saturação residual de petróleo. Os traçadores foram utilizados em testes de poço único e em testes intra-poço. Em testes de um único poço, um ou mais traçadores são injetados na formação a partir de um poço e depois produziram o mesmo poço misturado com fluidos do poço. A diferença de tempo entre um traçador que não reage com a formação (um traçador conservador) retorna ao solo e um traçador que reage com uma formação (um traçador de partição) retorna ao solo dará uma indicação de saturação residual de petróleo, uma peça de informação que é difícil de adquirir por outros meios. Em testes intra-poço, o traçador é injetado em um poço juntamente com um fluido transportador, tal como água em uma inundação de água, e detectado em um poço produtor após algum período de tempo, que varia de dias para anos. Os traçadores radioativos e químicos têm sido amplamente utilizados na indústria do petróleo e nos testes de hidrologia há décadas. Os traçadores químicos não radioativos oferecem vantagens distintas sobre o uso de traçadores radioativos. Por exemplo, existem traçadores químicos mais exclusivos do que os traçadores radioativos e não são necessárias ferramentas de registro do fundo de poço.

[009] Dois ou mais produtos químicos de campo petrolífero diferentes podem ser usados em combinação. Por exemplo, um biocida é geralmente usado juntamente com um viscosificador ou redutor de atrito em um fluido de fraturamento hidráulico. Em muitos dos tratamentos e operações, os traçadores são usados em conjunto com produtos químicos de tratamento. É bem sabido que os traçadores são frequentemente usados em conexão com fraturamento hidráulico para fornecer informações sobre a localização e orientação da fratura e o fluxo subsequente de fluidos de reservatório. Os traçadores também são usados em conjunto com fluido estimulante ácido e água ou fluido de inundação química para melhorar a recuperação do petróleo. Devido à complexidade dos reservatórios, todas as informações disponíveis são valiosas para dar ao operador o melhor conhecimento possível sobre a dinâmica no reservatório. Um exemplo é o monitoramento da produção de água na melhoria da recuperação do petróleo. Um processo comum de recuperação de petróleo secundário é a injeção de água em poços de injeção dedicados. A água pode viajar em diferentes camadas e varrer diferentes áreas no reservatório. O monitoramento da produção desta água em diferentes zonas do poço é importante para projetar um programa de produção que melhore a eficiência da varredura e, desse modo, aumentar a recuperação do petróleo. A mistura de água de injeção e água de formação originalmente presente no reservatório pode resultar em soluções supersaturadas que podem levar à precipitação de partículas (deposição) no reservatório perto da zona de poço ou na tubulação de produção. Ao usar um traçador para determinar quais as zonas contribuem para a produção de água, podem ser tomadas medidas para reduzir o efeito da incrustação e assim manter a produtividade.

[0010] Uma chave para que os produtos químicos do campo petrolífero funcionem efetivamente e para que o tratamento ou a operação do poço sejam bem-sucedidos, é que os produtos químicos do campo petrolífero sejam dispensados nas áreas necessárias do poço de petróleo e do reservatório com a maior precisão possível. A falta de dispensa dos produtos químicos do campo petrolífero às áreas requeridas no reservatório pode resultar em produção interrompida, danos ao equipamento e preocupações ambientais, de saúde e segurança.

[0011] Para que os produtos químicos do campo petrolífero entrem nas áreas requeridas de um reservatório de hidrocarbonetos, os produtos químicos do campo petrolífero precisam estar em uma composição formulada. As formulações líquidas podem ser injetadas no fundo de poço. É uma prática normal que os produtos químicos do campo petrolífero utilizados para o tratamento do poço sejam formulados em uma forma de fluido que seja injetado no fundo de poço até o reservatório. Os métodos também são conhecidos para absorver partículas de produtos químicos de campo petrolífero nos poros de partículas portadoras porosas ou colocar o produto químico no campo petrolífero dentro de um material de suporte, onde as partículas ou o material encapsulado são suspensos no fluido e depois são bombeados para o fundo de poço.

[0012] Tem sido um desafio dispensar os produtos químicos do campo petrolífero necessários para áreas específicas do poço e do reservatório. Uma questão é que muitos dos produtos químicos do campo petrolífero são difíceis de formular. É bem conhecido que muitos produtos químicos do campo petrolífero são reativos e/ou incompatíveis com o líquido transportador ou outros componentes da formulação. Os produtos químicos não podem permanecer permanentemente dentro da formulação antes e depois da injeção. Por exemplo, enquanto os traçadores solúveis em água são facilmente dissolvidos em fluido de fraturamento baseado em água, o traçador de óleo solúvel pode ser difícil de incorporar no mesmo fluido. O uso bem- sucedido de aditivos para auxiliar a incorporação de traçadores solúveis em óleo é limitado. Os aditivos podem alterar as propriedades do fluido de fraturamento em um grau que o fluido de fraturamento é considerado não adequado para o uso proposto.

[0013] Pode haver outras questões relacionadas com a formulação que podem afetar a dispensa eficiente e a liberação dos produtos químicos do campo petrolífero. A formulação que transporta os produtos químicos do campo petrolífero precisa viajar e alcançar as áreas requeridas do reservatório, onde os produtos químicos do campo petrolífero são liberados da formulação para partes direcionadas do reservatório, onde podem ser adsorvidos em/vários componentes nas partes do reservatório. A liberação dos produtos químicos do campo petrolífero geralmente não é controlada, ou seja, os produtos químicos do campo petrolífero não podem ser liberados efetivamente da formulação em áreas direcionadas do poço ou reservatório de petróleo, e a liberação dos produtos químicos do campo petrolífero da formulação e as áreas direcionadas do reservatório de hidrocarbonetos frequentemente não ocorre no tempo desejado.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

[0014] A presente invenção foi feita tendo em vista as questões mencionadas acima na dispensa e liberação de produtos químicos do campo petrolífero. Esta invenção proporciona um meio para a formulação compatível de produtos químicos do campo de óleo em um fluido quimicamente imiscível. Os traçadores solúveis em óleo ou os traçadores de partição de petróleo/água podem ser formulados em fluidos à base de água, isto é, água, fluido de estimulação à base de ácido, fluido de faturamento hidráulico à base de água, fluido de inundação química à base de água, etc. Os biocidas e outros agentes de tratamento de poços podem ser formulados nos fluidos à base de água mencionados acima. Uma vantagem dos métodos e processos da presente invenção é que os produtos químicos do campo petrolífero podem ser formulados de uma maneira que, após a injeção, são direcionados para áreas alvo de um reservatório de hidrocarbonetos, isto é, a dispensa do produto químico do campo de óleo é direcionada. A invenção também prevê a liberação direcionada de traçadores solúveis em óleo para formações ricas em óleo de um reservatório. É outra vantagem que os produtos químicos do campo petrolífero fornecidos são liberados das formulações portadoras para a área alvo de um reservatório de maneira controlada. Como resultado sendo capaz de fornecer traçadores para as formações definidas de um reservatório de uma forma direcionada, onde os traçadores são liberados de maneira controlada, métodos de monitoramento e detecção de fluxo de fluido dentro e a partir do reservatório são fornecidos nesta invenção.

[0015] Os produtos químicos do campo petrolífero a serem dispensados em reservatórios de hidrocarbonetos são microencapsulados em microcápsulas com uma estrutura definida e composição de superfície que podem interagir com o fluido base e com componentes em porções alvo do reservatório de hidrocarbonetos. As microcápsulas compreendendo os produtos químicos do campo petrolífero são formuladas com um fluido base para obter um fluido de dispensação químico de campo petrolífero. O fluido de dispensação de produto químico é injetado para o fundo de poço para um reservatório de hidrocarbonetos através de um poço que penetra no reservatório. A composição de superfície definida das microcápsulas permite que as microcápsulas sejam direcionadas para áreas alvo do reservatório de hidrocarbonetos. Os produtos químicos do campo petrolífero são liberados de forma controlada.

[0016] Em um primeiro aspecto da invenção, um fluido de dispensação de produto químico compreende um fluido base e microcápsulas com uma superfície externa, em que as microcápsulas compreendem um microencapsulante e um produto químico do campo petrolífero contidos nas microcápsulas, em que a superfície externa das microcápsulas compreende uma ou mais grupos químicos que interagem com o fluido base e promovem a dispersabilidade das microcápsulas no fluido base.

[0017] Em outro aspecto da invenção, um fluido de dispensação químico de campo petrolífero compreende um fluido base e microcápsulas com uma superfície externa, em que as microcápsulas compreendem um microencapsulante e um produto químico do campo petrolífero contidos nas microcápsulas, em que a superfície externa das microcápsulas compreende um ou mais grupos químicos que interagem com a área alvo de um reservatório de hidrocarbonetos e promovem a substantividade das microcápsulas para a área alvo do reservatório.

[0018] Ainda em outro aspecto da invenção, as microcápsulas descritas acima podem ter a mesma massa específica, que pode ser igual a, maior ou menor que a massa específica do fluido base usado para produzir o fluido de dispensação de produto químico do campo petrolífero descrito acima.

[0019] Ainda em outro aspecto da invenção, as microcápsulas descritas acima têm diferentes densidades aparentes que podem ser iguais, superiores ou inferiores à massa específica do fluido base utilizado para produzir o fluido de dispensação de produto químico do campo petrolífero descrito acima.

[0020] Em outro aspecto da invenção, um método de fabricação de um fluido de dispensação químico de campo petrolífero do primeiro aspecto da invenção compreende a mistura de uma pluralidade de microcápsulas, em que cada microcápsula compreende um microencapsulante e um produto químico de campo petrolífero contidos dentro da microcápsula, com um fluido base.

[0021] Ainda em outro aspecto da invenção, um reservatório de hidrocarbonetos e um sistema de tratamento de poços compreendem um fluido de dispensação de produto químico do primeiro aspecto da invenção, em que as microcápsulas compreendem pelo menos um agente de tratamento de poços.

[0022] Ainda em outro aspecto da invenção, um sistema de monitoramento de reservatório de hidrocarbonetos compreende um fluido de dispensação químico de campo petrolífero do primeiro aspecto da invenção, em que as microcápsulas compreendem pelo menos um traçador e um meio de obtenção de uma amostra de um fluido a partir de um reservatório de hidrocarboneto.

[0023] Ainda em outro aspecto da invenção, um reservatório de hidrocarbonetos compreende um fluido de dispensação de produto químico do primeiro aspecto da invenção.

[0024] Em um outro aspecto da invenção, um método de traçar um fluxo de fluido a partir de um reservatório de hidrocarbonetos compreende a etapa de injetar dentro de um poço penetrando um reservatório o fluido de dispensação de produto químico do campo petrolífero do primeiro aspecto da invenção, em que o produto químico do campo petrolífero compreende um traçador.

[0025] Ainda em outro aspecto da invenção, um método de traçar um fluxo de fluido a partir de um reservatório de hidrocarboneto penetrado por um poço de injeção compreende as etapas de: (a) separar o reservatório penetrado pelo poço em uma pluralidade de estágios, (b) injetar dentro de cada estágio, um fluido de dispensação químico de campo petrolífero do primeiro aspecto da invenção, em que o produto químico do campo petrolífero compreende um traçador e os traçadores incluídos nas microcápsulas no fluido de dispensação de produto químico para cada estágio são diferentes um do outro, (c) coletar uma pluralidade de amostras de fluidos que fluem do poço ao longo de um período de tempo; e (d) analisar uma amostra de um fluido do poço para determinar pelo menos uma das (i) presença ou ausência de um traçador e (ii) a concentração do traçador em fluidos que fluem do poço.

[0026] Ainda em outro aspecto da invenção, um método de traçar um fluxo de fluido a partir de um reservatório de hidrocarbonetos penetrado por um poço compreende: (a) separar o reservatório penetrado pelo poço em uma pluralidade de estágios, (b) injetar dentro de cada estágio um fluido de dispensação químico de campo petrolífero do primeiro aspecto da invenção, em que o produto químico do campo petrolífero compreende dois ou mais traçadores e os traçadores incluídos nas microcápsulas no fluido de distribuição química do campo de óleo para cada estágio são diferentes um do outro, (c) coletar uma pluralidade de amostras de fluidos que fluem do poço ao longo de um período de tempo; (d) analisar uma amostra de um fluido do poço para determinar pelo menos um dos (i) a presença ou ausência de um traçador e (ii) a concentração do traçador em fluidos que fluem do poço.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[0027] A invenção pode ser entendida a partir da descrição detalhada a seguir quando lida em conexão com os desenhos anexos.

[0028] As Figuras 1A a 1F são representações das estruturas de diferentes configurações de microcápsulas.

[0029] A Figura 2 é uma representação gráfica do movimento de um traçador puro e a liberação de um traçador de microcápsulas para um petróleo sintético.

[0030] A Figura 3 é uma representação gráfica da liberação de um traçador a partir de cápsulas microencapsuladas na dispersão para petróleo sintético.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO

[0031] Os fluidos de dispensação química do campo petrolífero compreendendo microcápsulas que possuem estruturas, grupos superficiais e densidades aparentes aqui descritos fornecem um meio para a formulação, dispensação direcionada e liberação controlada de produtos químicos de campo petrolífero, incluindo traçadores, biocidas e/ou outros agentes de tratamento de poços em áreas de reservatórios de hidrocarbonetos onde o tratamento é necessário e/ou o líquido do reservatório é gerado ou passa pelo.

[0032] As seguintes definições são proporcionadas para auxiliar os especialistas na técnica a compreender a descrição detalhada da presente invenção.

[0033] Conforme usado neste relatório descritivo e nas reivindicações anexas, as formas singulares “um”, “uma” e “o” incluem referentes plurais, a menos que o contexto indique claramente o contrário. Assim, por exemplo, a referência a “uma microcápsula” inclui uma mistura de duas ou mais microcápsulas, a menos que seja especificamente indicado de outra forma.

[0034] Tal como aqui utilizado, o termo “cerca” significa aproximadamente e refere-se a uma faixa que é opcionalmente ± 25%, de preferência ± 10%, mais preferencialmente, ± 5%, ou mais preferencialmente ± 1% do valor com o qual o termo está associado.

[0035] Quando uma faixa, ou faixas, para vários elementos numéricos são fornecidos, a faixa, ou faixas, podem incluir os valores, a menos que especificado de outra forma.

[0036] O termo “liberação” significa um processo em que um ou mais compostos são introduzidos em um reservatório de hidrocarboneto subterrâneo (petróleo ou gás) ou poço na forma de uma composição ou um artigo e um ou mais compostos se movem da composição ou artigo em um ou mais fluidos no reservatório. O termo “liberação”, quando usado no contexto de testes laboratoriais, refere-se ao movimento de um ou mais compostos de uma composição ou artigo para um eluente que é representativo de um fluido no reservatório.

[0037] “Liberação controlada” significa uma liberação que progride de forma definida e previsível. Tal como aqui utilizado, “libertação controlada” refere-se particularmente contra o tempo, uma ordem cineticamente zero ou uma liberação de ordem quase zero durante um período de tempo em condições determinadas. Por exemplo, para a liberação do traçador a óleo solúvel, a uma determinada temperatura, na presença de petróleo (petróleo bruto, petróleo sintético ou eluentes com propriedades similares ao petróleo, por exemplo, solventes orgânicos) após o período inicial (em menos de 1 hora), a taxa de liberação é independente ou quase independente do tempo.

[0038] O termo “produto químico do campo petrolífero” significa um ou mais compostos químicos ou misturas que podem ser liberados para um reservatório ou poço de hidrocarboneto subterrâneo (petróleo ou gás). O termo “produto químico do campo petrolífero” inclui traçadores e agentes de tratamento de poços.

[0039] O termo “traçador” significa um ou mais compostos que podem ser usados para rastrear o movimento de um material em um reservatório de hidrocarbonetos, ou para detectar a composição ou para medir as propriedades de áreas especificadas de um reservatório de hidrocarbonetos. O termo “traçador radioativo” significa um traçador que é radioativo. O termo “traçador químico” significa um composto químico não radioativo que é usado como um traçador.

[0040] O termo “agente de tratamento de poços” refere-se a qualquer um dos vários compostos ou misturas colocados dentro de um poço ou reservatório de hidrocarbonetos para resolver vários efeitos indesejáveis causados por uma variedade de condições incluindo, mas não limitado à formação de incrustação, formação de sal, deposição de parafina, emulsificação (tanto água em óleo e óleo em água), formação de hidrato de gás, corrosão, precipitação de asfaltenos e formação de parafina. Os agentes de tratamento de poços incluem, mas não estão limitados a, inibidores de deposição, inibidores de hidratação e halita, inibidores de corrosão, biocidas, substâncias de controle de cera e asfaltenos, demulsificadores, disjuntores de gel, redutores de arrasto, inibidores de sal, inibidores de hidrato de gás, eliminadores de oxigênio, agentes espumantes, tensoativos e substâncias limpas do poço (como enzimas, moléculas orgânicas, ácidos, ésteres e compostos alifáticos).

[0041] O termo “estruturante” refere-se a partículas que mantêm as fraturas abertas após um tratamento de fraturamento hidráulico. Os estruturantes podem incluir areia, cerâmica e outros materiais conhecidos na técnica. O termo “fluido de fraturamento” refere-se a um fluido utilizado no fraturamento hidráulico de rochas durante a formação de poços de óleo/gás. Os fluidos de fraturamento contêm água, estruturantes e uma variedade de agentes de tratamento de poços ou produtos químicos do campo petrolífero.

[0042] O termo “fluido de dispensação químico de campo petrolífero” refere-se a um líquido que transporta um produto químico do campo petrolífero para ser dispensado a um reservatório de hidrocarbonetos de poço penetrado, para completar uma operação de tratamento ou intervenção do poço; para ajudar a completar uma operação de tratamento ou intervenção do poço; ou para prestar assistência no funcionamento a longo prazo do poço. O fluido de dispensação de produto químico proporcionado por esta invenção compreende uma microcápsula que compreende um composto químico de campo petrolífero liberável.

[0043] O termo “fluido transportador” refere-se a um fluido que é usado para transportar materiais para dentro ou para fora de um poço.

[0044] O termo “fluido base” refere-se a um fluido misturado com as microcápsulas compreendendo produtos químicos do campo petrolífero e utilizado na formulação do fluido de dispensação de produto químico. Um fluido base utilizado no processo desta invenção pode ser um líquido simples sem quaisquer produtos químicos do campo petrolífero, ou pode ser o próprio fluido de tratamento do poço.

[0045] O termo “fluido de tratamento do poço” refere-se a um fluido projetado e preparado para resolver uma condição específica de poço ou reservatório. Um fluido de tratamento do poço geralmente contém pelo menos um agente de tratamento de poço.

[0046] O termo “fluido de estimulação do poço com base em ácido” refere-se a um fluido de tratamento do poço que compreende um ácido ou um produto químico que é convertido em um ácido em um reservatório de hidrocarbonetos e é utilizado para estimulação do poço.

[0047] O termo “fluido de fraturamento hidráulico” refere-se a um fluido de tratamento de poço utilizado para a fraturamento hidráulico dentro de um poço.

[0048] O termo “fluido de inundação químico usado para recuperação de petróleo melhorado” refere-se a um fluido à base de água usado em recuperação secundária ou um fluido de tratamento de poço que compreende produtos químicos, tais como polímeros, alcalino, tensoativos usados para recuperação de petróleo melhorado.

[0049] O termo “fluido de inibição da deposição” refere-se a um fluido de tratamento de poço usado para inibir a formação de deposições em um poço.

[0050] O termo “fluido de inibição de corrosão” refere-se a um fluido de tratamento de poço usado para inibir a corrosão do tubo e do equipamento do fundo do poço em um poço.

[0051] O termo “fluido de controle de cera” refere-se a um fluido de tratamento de poço utilizado para inibir a deposição de cera de parafina ao longo de tubos e tubulações do fundo do poço.

[0052] O termo “fluido de controle de hidrato de gás” refere-se a um fluido de tratamento de poço utilizado para inibir a formação de clatrato de hidrocarboneto em um ambiente de reservatório de hidrocarbonetos.

[0053] O termo “líquido antimicrobiano” refere-se a um fluido de tratamento de poço contendo biocidas utilizados para matar ou inibir o crescimento de bactérias em um reservatório de hidrocarbonetos.

[0054] O termo “fluido removedor de sulfeto de hidrogênio” refere-se a um fluido de tratamento de poço utilizado para eliminar o sulfeto de hidrogênio em um reservatório de hidrocarbonetos.

[0055] O termo “fluido eliminador de oxigênio” refere-se a um fluido de tratamento de poço utilizado para eliminar oxigênio em um reservatório de hidrocarbonetos.

[0056] O termo “água produzida” refere-se à água que é produzida como um subproduto juntamente com o petróleo ou gás de um reservatório de hidrocarbonetos.

[0057] O termo “microcápsula” refere-se a uma estrutura com um produto químico do campo petrolífero contido dentro da microcápsula por um microencapsulante. Uma microcápsula possui ou (a) um núcleo que compreende um produto químico do campo petrolífero com um invólucro ao redor do núcleo ou (b) uma micromatriz compreendendo um produto químico do campo petrolífero com ou sem um invólucro.

[0058] O termo “núcleo” refere-se à porção central interna de uma composição. O núcleo pode ser uma fase simples de produtos químicos do campo petrolífero ou uma mistura que contenha um ou mais produtos químicos do campo petrolífero e materiais não poliméricos. O núcleo pode conter uma mistura de uma pluralidade de subnúcleos e materiais não poliméricos. Esta configuração uma pluralidade de subnúcleos é referida como um “núcleo múltiplo”. Cada um dos subnúcleos compreende um ou mais produtos químicos do campo petrolífero. Cada um dos subnúcleos pode ser cercado por um invólucro polimérico.

[0059] O termo “micromatriz” refere-se a uma estrutura tridimensional em microescala, isto é, com um tamanho de nanômetro a submilímetro. A estrutura tridimensional é feita de polímeros e contém um ou mais produtos químicos de campo petrolífero distribuídos dentro da estrutura. Uma micromatriz pode ser considerada como um tipo especial de núcleo. Difere dos núcleos normais que possui uma estrutura polimérica tridimensional. Os polímeros podem ser pré-formados ou formados in situ por polimerização de monômeros. A micromatriz pode ter produtos químicos de campo petrolífero distribuídos de forma molecular em toda a estrutura da micromatriz ou compreendendo uma pluralidade de subnúcleos, cada um contendo um produto químico de campo petrolífero.

[0060] “Microencapsulante” refere-se a todos os materiais, quer poliméricos ou não poliméricos, dentro de uma microcápsula que exclua os produtos químicos do campo petrolífero dentro da microcápsula e excluindo materiais não poliméricos dentro de núcleos ou núcleos múltiplos. Os microencapsulantes formam uma estrutura tridimensional sob a forma de revestimentos ou micromatrizes que contêm núcleos, subnúcleos, núcleos múltiplos ou produtos químicos de campo petrolífero que estão dispersos de forma molecular no microencapsulante.

[0061] O termo “invólucro” refere-se a um revestimento polimérico que envolve pelo menos parcialmente um núcleo, uma micromatriz ou um invólucro adjacente entre o invólucro e um núcleo ou micromatriz.

[0062] O termo “microcápsula” refere-se a uma estrutura com um produto químico do campo petrolífero contido por um microencapsulante. Uma microcápsula possui ou (a) um núcleo que compreende um produto químico de campo petrolífero com um invólucro ao redor do núcleo ou (b) uma micromatriz compreendendo um produto químico do campo petrolífero com ou sem um invólucro.

[0063] O termo “emulsificante” refere-se a produtos químicos que estão presentes em pequenas quantidades em um sistema que facilita a formação de uma dispersão (por exemplo, uma emulsão, suspensão). Os emulsificantes são normalmente tensoativos.

[0064] O termo “estabilizadores” refere-se a substâncias que são adicionadas a um sistema de dispersão, tal como uma emulsão, para prevenir ou retardar uma alteração no sistema. Muitos estabilizadores são compostos poliméricos e alguns estabilizadores são carregados. Alguns compostos podem funcionar tanto como emulsificantes como estabilizadores.

[0065] O termo “dispersabilidade” refere-se à propriedade de que as partículas que compreendem microcápsulas podem ser misturadas e distribuídas em um líquido transportador, e “dispersável” significa que essas partículas podem ser misturadas e distribuídas em um fluido transportador como partículas individuais.

[0066] O termo “substantividade” refere-se à propriedade em que as partículas depositam ou se acumulam em ou sobre uma superfície definida de sólido ou líquido e “substantivo” significa a tendência das partículas serem depositadas em uma superfície definida de sólido ou líquido.

[0067] O termo “nanopartícula” refere-se a partículas que geralmente têm pelo menos uma dimensão de 400 nm.

[0068] O termo “fluido de reservatório” refere-se a fluidos em um reservatório de petróleo ou gás.

[0069] O termo “fluido de perfuração” refere-se a fluidos introduzidos durante o processo de perfuração de um poço.

[0070] O termo “fluido de formação” refere-se a líquidos e gases de ocorrência natural contidos em formações geológicas.

[0071] O termo “fluido de produção” refere-se a um fluido produzido a partir de um poço que não é um fluido de tratamento. O fluido de produção é geralmente uma mistura de petróleo, gás e água que flui da cabeça do poço de um poço de petróleo de um reservatório durante o processo de produção.

[0072] O termo “catalisador” refere-se a um ou mais compostos que catalisam a reação de monômeros e/ou um composto intermediário para formar um polímero.

[0073] “% em peso” refere-se ao peso de um componente ou ingrediente em relação ao peso seco total de uma composição, por exemplo, por cento em peso. Por exemplo, uma forma de dosagem compreendendo 40% em peso do composto (1) que pesa 1000 mg contém 400 mg do composto (1).

[0074] O termo “% cumulativa do traçador aplicado (ou produto químico do campo petrolífero) liberado” refere-se à porcentagem total da quantidade inicial de um traçador (ou químico do campo petrolífero) que foi liberado de uma composição ao longo de um período de tempo específico sob condições de teste específico.

Produtos químicos para campos de petróleo

[0075] Em cada uma das composições aqui descritas, pelo menos um produto químico do campo petrolífero está presente dentro do núcleo ou micromatriz das partículas das microcápsulas. O produto químico preferido do campo petrolífero é um traçador, um inibidor de corrosão ou um biocida. Mais de um produto químico do campo petrolífero pode ser incorporado no núcleo ou na micromatriz da composição. Quando um ou mais produtos químicos do campo petrolífero são incorporados no núcleo ou na micromatriz da composição, um ou mais produtos químicos do campo petrolífero podem ser misturados ou podem estar presentes no núcleo ou na micromatriz em estruturas discretas, tais como em uma estrutura de núcleos múltiplos. Quando o núcleo ou a micromatriz contém dois ou mais produtos químicos do campo petrolífero, todos os produtos químicos do campo petrolífero podem ser produtos químicos do campo petrolífero solúveis em óleo, produtos químicos do campo petrolífero solúveis em água, uma mistura de produtos químicos do campo petrolífero solúveis em óleo e solúveis em água ou podem ser simultaneamente co-solúveis em água e co-solúveis em óleo. Os produtos químicos do campo petrolífero em um núcleo ou micromatriz podem ser liberados para a fase líquida ou gasosa de um reservatório de hidrocarbonetos, ou em tanto em fase gasosa e fase líquida do reservatório de hidrocarbonetos. Um ou mais produtos químicos do campo petrolífero também podem estar presentes em um ou mais invólucros que cercam o núcleo. Quando dois ou mais produtos químicos do campo petrolífero estão presentes na composição, todos os produtos químicos do campo petrolífero podem ser produtos químicos de campo petrolífero solúveis em óleo, todos os produtos químicos do campo petrolífero podem ser produtos químicos de campo petrolífero solúveis em água ou os produtos químicos do campo petrolífero podem ser uma mistura de produtos químicos de campo petrolífero solúveis em óleo e produtos químicos de campo petrolífero solúveis em água. Quando dois ou mais produtos químicos do campo petrolífero estão presentes na composição, pelo menos um dos produtos químicos do campo petrolífero está localizado dentro de um núcleo ou micromatriz.

[0076] Os produtos químicos do campo petrolífero não são quimicamente reativos ou ligados a quaisquer outros componentes da composição.

[0077] Os produtos químicos do campo petrolífero podem ser sólidos, líquidos ou gases à temperatura da qual os produtos químicos devem ser liberados. Uma das vantagens da utilização das composições e artigos aqui descritos, é que os produtos químicos de campo petrolífero, gasoso, líquido e/ou sólido, incluindo traçadores e agentes de tratamento de poço, podem ser incorporados nas composições ou artigos aqui descritos, e depois dispensados ao reservatório ou poço de hidrocarbonetos alvo, onde são lentamente liberados nos fluidos no reservatório ou no poço.

Traçadores

[0078] Qualquer composto químico pode ser usado como traçador com a presente invenção se puder ser detectado dentro de um ou mais fluidos dentro de um reservatório e não interferir ou interagir de forma indesejável com outros materiais presentes no poço de petróleo nos níveis utilizados. De preferência, antes que o traçador seja adicionado ao poço, o traçador não está presente em um nível mensurável nos fluidos do reservatório do poço a ser testado. Isto significa que os níveis de fundo do traçador devem ser inferiores ao limite de detecção. Também é preferido que o traçador possa ser medido em níveis suficientemente baixos para permitir que sua utilização seja econômica. Embora os limites superiores para a concentração do traçador no fluido do reservatório possam ser tão elevados quanto cerca de 10000 partes por milhão, por uma variedade de razões, tais como econômicas, toxicológicas, causando interações inaceitáveis com outros materiais presentes em um poço de petróleo, etc., os traçadores podem ser detectáveis em uma faixa de cerca de 1 parte por quadrilhão a cerca de 500 partes por milhão no fluido a ser analisado. De preferência, os traçadores são detectáveis em uma faixa de 1 parte por trilhão a cerca de 50 partes por milhão. Mais preferencialmente, os traçadores são detectáveis em uma faixa de 5 partes por trilhão a cerca de 10 partes por milhão. De preferência, o traçador não é um traçador radioativo.

[0079] Em um aspecto da presente invenção, mais de um traçador pode ser usado para medir múltiplas operações no mesmo poço. Por exemplo, os poços de petróleo geralmente possuem mais de um estrato ou zona de produção. Na prática da presente invenção, uma fratura poderia ser feita em um estrato usando um primeiro traçador e uma fratura poderia ser feita em outro estrato usando um segundo traçador. A perfuração horizontal permite a perfuração de furos múltiplos que terminam em um furo comum que se conecta à superfície. Em poços multilaterais como esses, vários traçadores diferentes poderiam ser usados para acompanhar a recuperação simultânea de materiais das várias pernas (furos laterais) de tais poços.

[0080] Os traçadores podem estar presentes nas composições em uma quantidade de cerca de 0,5% a cerca de 80% em peso da composição total, de preferência de cerca de 2% a cerca de 65% em peso da composição total, mais preferencialmente de cerca de 5% a cerca de 50% em peso da composição total. A quantidade de traçador presente nas composições pode basear-se no perfil de eluição e na concentração esperada no fluido do reservatório no qual o traçador irá se mover quando eluído das composições. As concentrações do traçador no eluente podem ser pelo menos cerca de 1 parte por quadrilhão e de preferência a uma concentração inferior ou igual a 10000 partes por milhão. De preferência, a concentração do traçador no eluente é de cerca de 100 partes por trilhão a cerca de 100 partes por milhão.

Traçadores solúveis em óleo

[0081] Os traçadores utilizados para rastrear o movimento de materiais solúveis em óleo geralmente apresentam baixa solubilidade em água e elevados coeficientes de partição orgânicos/água (> 1000). Várias famílias de tais compostos foram usadas. Exemplos ilustrativos de compostos de traçador adequados da presente invenção são compostos orgânicos selecionados de hidrocarbonetos e hidrocarbonetos halogenados. As misturas destes compostos também podem ser utilizadas embora sejam preferidos os compostos individuais. O composto traçador pode ser de preferência um composto aromático halogenado, aromático policíclico, aromático heterocíclico, cetona aromática, cicloalcano ou alifático, em que o composto inclui pelo menos um halogêneo selecionado do grupo que consiste de Br, Cl, F e I. Os traçadores adequados incluem, mas não estão limitados a 4- iodotolueno, 1,4-dibromobenzeno, 1-cloro-4-iodobenzeno, 5-iodo-m-xileno, 4-iodo-o-xileno, 3,5-dibromotolueno, 1,4-di-iodobenzeno, 1,2-di- iodobenzeno, 2,4-dibromesitileno, 2, 4,6-tribromotolueno, 1-iodonaftaleno, 2- iodobifenila, 9-bromofenantreno, 2-bromonaftaleno, bromociclo-hexano, 1,2- diclorobenzeno, 1,3-diclorobenzeno, 1,4-diclorobenzeno, 1-bromododecano, bromooctano, 1-bromo-4-clorobenzeno, bromobenzeno, 1,2,3- triclorobenzeno, cloreto de 4-clorobenzila, 1-bromo-4-fluorobenzeno, perfluorometilciclopentano (PMCP), perfluorometilciclo-hexano (PMCH), perfluorodimetilciclobutano (PDMCB), m-perfluorodimetilciclo-hexano (m- PDMCH), o-perfluorodimetilciclo-hexano (o-PDMCH), p- perfluorodimetilciclo-hexano (p-PDMCH), perfluorotrimetilciclo-hexano (PTMCH), perfluoroetilciclo-hexano (PECH) e perfluoroisopropilciclo- hexano (IPPCH).

Traçadores solúveis em água

[0082] Os traçadores solúveis em água podem ser usados para rastrear o movimento de fluidos de produção contendo água. Grupos de compostos que são comumente descritos na técnica como corantes, pigmentos e colorantes podem ser utilizados. Estes compostos são frequentemente visíveis aos olhos tanto na luz ambiente como na luz ultravioleta. Os traçadores adequados úteis com a presente invenção incluem, mas não estão limitados aos selecionados do grupo que consiste de: Laranja de acridina; ácido 2- antracenosulfônico, sal de sódio; Anthrasol Green IBA (Corante de cuba solubilizado); sal dissódico de ácido fenantrolina dissulfônico; ácido amino 2,5-benzenodissulfônico, 2-(4-aminofenil)-6-metilbenzotiazol; Brilliant Acid Yellow 8G (Lissamine Yellow FF, Acid Yellow 7); Celestine Blue; acetato violeta de cresila; ácido dibenzofuranossulfónico, 1 isômero; ácido dibenzofuranosulfônico, isômero 2; iodeto de 1-etilquinaldínio; fluoresceína; fluoresceína, sal de sódio (Acid Yellow 73, Uranine); Keyfluor White ST (Flu. Bright. 28); Keyfluor White CN; Leucophor BSB (Leucophor AP, Flu. Bright. 230); Leucophor BMB (Leucophor U, Flu. Bright. 290); Lucigenina (nitrato de bis-N-metilacridínio); naftalenos mono, di ou trisulfonados, incluindo, mas não limitado a: ácido 1,5-naftalenodissulfônico, sal dissódico (hidrato) (hidrato de 1,5-NDSA); ácido 2-amino-1-naftalenossulfônico; ácido 5-amino-2-naftalenossulfônico; ácido 4-amino-3-hidroxi-1- naftalenossulfônico; ácido 6-amino-4-hidroxi-2-naftalenossulfônico; ácido 7- amino-1,3-naftalenossulfônico, sal de potássio; ácido-4-amino-5-hidroxi-2,7- naftalenossulfônico; ácido 5-dimetilamino-1-naftalenossulfônico; ácido 1- amino-naftalenosulfônico; ácido 1-amino-7-naftalenosulfônico; e ácido 2,6- naftalenodicarboxílico, sal dipotássico; ácido 3,4,9,10-perileno- tetracarboxílico; Phorwite CL (Flu. Bright. 191); Phorwite BKL (Flu. Bright. 200); Phorwite BHC 766; Pylaklor White S-15A; ácido 1,3,6,8- pirenoetetrasulfônico, sal de tetrassódico; piranina, (ácido 8-hidroxi-1,3,6- pirenossulfônico, sal trissódico); quinolina; Rhodalux; Rhodamina WT; Safranina O; Sandoz CW (Flu. Bright, 235); Sandoz CD (Flu. Bright. 220); Sandoz TH 40; Sulforododamina B (ácido vermelho 52); Tinopal 5BM GX; Tinopol DCS; Tinopal CBS X; Tinopal RBS 200; Titan Yellow (Thiazole Yellow G), e quaisquer sais de amônio, potássio e sódio existentes. Os traçadores fluorescentes preferidos são ácido 1,3,6,8-pirenotetrasulfônico, sal de tetrassódio e ácido 1,5-naftalenodissulfónico, sal dissódico (hidrato).

[0083] De um modo preferido, os traçadores químicos úteis com a presente invenção incluem, mas não estão limitados a: ácidos benzoicos halogenados, sais e compostos derivados do ácido de tal modo que hidrolisam para formar os ácidos, ou os seus sais, no reservatório, incluindo ácido 2- fluorobenzoico; ácido 3-fluorobenzoico; ácido 4-fluorobenzoico; ácido 3,5- difluorobenzoico; ácido 3,4-difluorobenzoico; ácido 2,6-difluorobenzoico; ácido 2,5-difluorobenzoico; ácido 2,3-difluorobenzoico; ácido 2,4- difluorobenzoico; ácido pentafluorobenzoico; ácido 2,3,4,5- tetrafluorobenzoico; ácido 4-(trifluoro-metil)benzoico; ácido 2- (trifluorometil)benzoico; ácido 3-(trifluoro-metil)benzoico; ácido 3,4,5- trifluorobenzoico; ácido 2,4,5-trifluorobenzoico; ácido 2,3,4- trifluorobenzóico; ácido 2,3,5-trifluorobenzoico; ácido 2,3,6- trifluorobenzoico; ácido 2,4,6-trifluorobenzoico e os seus análogos bromados, clorados e iodados. Quando mais de um átomo de halogênio está presente no ácido benzoico, os halogênios podem ser iguais ou diferentes. De preferência, os sais dos ácidos benzoicos halogenados são sais de sódio ou sais de potássio.

Agentes de tratamento de poço

[0084] Numerosos tipos de agentes de tratamento de poço são conhecidos na técnica. Os agentes de tratamento de poço são utilizados para inibir, controlar, prevenir ou tratar várias condições que podem afetar o reservatório e a produção de óleo e/ou gás do reservatório. Os agentes de tratamento de poço são geralmente descritos em famílias com base na função que eles desempenham, tais como inibidores de deposição, dispersantes e inibidores de asfaltenos, produtos químicos de estimulação ácida, agentes de controle de areia, naftenato e outros agentes anti-incrustantes de carboxilato, agentes de controle de corrosão, agentes de controle de hidratação de gás, agentes de controle de cera (parafina), demulsificantes, agentes de controle de espuma, floculantes, biocidas, eliminadores de sulfetos de hidrogênio, eliminadores de oxigênio, agentes redutores de arrasto (DRA), produtos químicos hidro-testantes e espumantes para a desliquificação dos poços de gás. Em muitos casos, seria útil se os agentes de tratamento de poço pudessem ser liberados lentamente ao longo do tempo para ajudar a manter o agente de tratamento de poço em uma concentração eficaz no poço ou reservatório. Vários tipos de agentes de tratamento de poço são descritos por Malcolm A. Kelland em Produção de Produtos Químicos para a Indústria de Petróleo e Gás, segunda edição, Hardcover, 16 de abril de 2014.

[0085] Os biocidas incluem biocidas oxidantes; biocidas orgânicos não oxidantes, tais como aldeídos, compostos de fosfônio quaternário, compostos de amônio quaternário, polímeros catiônicos, brometos orgânicos, metronidazol, isotiazolonas (ou isotiazolinonas) e tionas, tiocianatos orgânicos, fenólicos, alquilaminas, diaminas e triaminas, ditiocarbamatos, 2- deciltioatianamina e sais de cloridrato, derivados de triazina e oxazolidinas; e biostáticos (controle de “biocidas” ou inibidores metabólicos), tais como antraquinona, nitratos e nitritos. Exemplos específicos de biocidas incluem acroleína, bronopol, 2,2-dibromo-3-nitrilopropionamida, formaldeído, glutaraldeído, sulfato de tetraquisidroximetil fosfônio (THPS), [NR1R2R3R4]+ Cl- (em que R1 = alquila (C14-C18) e R2, R3 e R4 = metila ou benzila ou R1 e R2 = alquila (C10) e R3 e R4 = metila), dibromonitrilopropioanamida (DBNPA), Dazomet (MITC), cloreto de tributil tetradecil fosfônio (TTPC), oxidantes halogenados, ditiocarbamato, bistiocianato de metileno (MBT), didecilmetilquat, metilbenzilcocuato, diacetato de cocodiamina, cocodiamina e dióxido de cloro.

[0086] Os inibidores de deposição incluem polifosfonatos, ésteres de fosfato, fosfonatos não poliméricos e aminofosfonatos, polifosfonatos, polímeros de fosfino e polifosfinatos, policarboxilatos, policarboxilatos e polissulfonatos biodegradáveis. Os inibidores de deposição aniônica exemplares incluem materiais ácidos fortes tais como um ácido fosfônico, um ácido fosfórico ou um ácido fosforoso, ésteres de fosfato, fosfonato/ácido fosfônico, os vários ácidos aminopolicarboxílicos, agentes quelantes e inibidores poliméricos e seus sais. São incluídos os organo fosfonatos, organo fosfatos e ésteres de fosfato, bem como os ácidos correspondentes e seus sais. Os inibidores de deposição do tipo fosfonato/ácido fosfônico são frequentemente preferidos à luz da sua eficácia para controlar depósitos a uma concentração relativamente baixa. Os inibidores de depósito poliméricos, tais como poliacrilamidas, sais de copolímero de acrilamida-metil propanossulfonato/ácido acrílico (AMPS/AA), copolímero maleico fosfatado (PHOS/MA) ou sal de sódio de terpolímeros de ácido polimaleico/ácido acrílico/acrilamida-metil propanossulfonato (PMA/AMPS), também são inibidores de deposição eficazes. Os sais de sódio são preferidos.

[0087] Os dispersantes e inibidores de asfaltenos incluem dispersantes de asfaltenos não poliméricos de baixo peso molecular, tais como anfífilos aromáticos não poliméricos de baixa polaridade, dispersantes de asfaltenos de tensoativo não polimérico de ácido sulfônico-base, dispersantes de asfaltenos de tensoativo não poliméricos com grupos de cabeça ácidos, dispersantes de asfaltenos de tensoativo não polimérico de amida e imida, e alquilfenóis e dispersantes de asfaltenos relacionados; e dispersantes de asfaltenos poliméricos e oligoméricos (resinosos), tais como oligômeros de resina de alquilfenol-aldeído, dispersantes de poliéster e poliamida/asfaltenos de imida e dissolventes de asfaltenos. Exemplos de produtos químicos de tratamento de asfaltenos incluem, mas não estão limitados a, homopolímeros e copolímeros de ésteres graxos (tais como ésteres graxos de polímeros e copolímeros de ácido acrílico e metacrílico) e monooleato de sorbitano.

[0088] Os produtos químicos de estimulação ácida incluem inibidores de corrosão para acidificar, inibidores de corrosão baseados em nitrogênio, inibidores de corrosão contendo oxigênio, incluindo aqueles com ligações não saturadas, inibidores de corrosão contendo enxofre, agentes de controle de íons, agentes umectantes de água, agentes umectantes de óleo, ácidos orgânicos fracos, agentes de arenito fraco-acidificante fluorado, ácidos tamponados, ácidos gelificados ou viscosos, ácidos espumados, produtos químicos e enzimas geradoras de ácido sensíveis à temperatura e ácidos emulsificados.

[0089] Os agentes de controle da areia incluem resinas e organosilanos.

[0090] Agentes anti-incrustantes incluem agentes anti-incrustantes de naftenato e outros carboxilatos.

[0091] Os agentes de controle da corrosão incluem inibidores de corrosão formadores de película (FFCI) tais como ésteres de fosfato, sais de amina de ácidos policarboxílicos, sais de amônio quaternário e imínio e zwitteriônicos, amidoiminas e imidazolinas, amidas, poli-hidroxi e aminas/amidas etoxiladas, heterociclos contendo nitrogênio, compostos contendo enxofre e ácidos poliaminos. Os inibidores de corrosão exemplares incluem, mas não estão limitados a, imidazolinas graxas, alquil piridinas quaternárias, de alquil piridina, amina graxa quaternária e sais de fosfato de imidazolinas graxas.

[0092] Os agentes de controle de hidrato de gás incluem inibidores de hidratação termodinâmica (THI's); inibidores da hidratação cinética (KHI), tais como polímeros de vinil lactama KHI, poliéster amida hiper-ramificada KHI, polímeros de piroglutamato KHI e polidialquilmetacrilamida KHI; anti- aglomerados (AA), tais como a tubulação de emulsão AA, gasoduto hidratado fílico AA, tensoativos naturais e óleos não acumuladores, gás de poço AA e agentes de remoção de tampões de hidrato de gás. Exemplos de agentes de controle de hidrato de gás incluem, mas não estão limitados a, polímeros e homopolímeros e copolímeros de vinilpirrolidona, vinil caprolactama e inibidores de hidrato de amina, tais como os descritos nas Publicações de Patente US Nos. 2006/0223713 e 2009/0325823, ambas são aqui incorporadas por referência.

[0093] Os agentes de controle de cera (cera de parafina) incluem solventes de cera, embalagens de controle de cera termoquímicas, agentes químicos de prevenção de cera, tais como inibidores de cera, polímeros e copolímeros de etileno, polímeros de pente (polímeros de éster metacrílico e copolímeros maleicos), dispersantes de cera e melhoradores de fluxo de fração polar bruta. Os inibidores de parafina exemplares úteis para a prática da presente invenção incluem, mas não estão limitados a, copolímeros de etileno/acetato de vinila, acrilatos (tais como ésteres de poliacrilato e ésteres de metacrilato de álcoois graxos) e ésteres de olefina/maleico.

[0094] Os demulsificantes incluem copolímeros em bloco de polialcoxilato e derivados de ésteres, alcoxilatos de resina de alquilfenol- aldeído, polialcoxilatos de polióis ou éteres de glicidila, polialcoxilatos de poliamina e polímeros catiônicos relacionados, poliuretanos (carbamatos) e derivados de polialcoxilato, polímeros hiperramificados, polímeros de vinila, polissiliconas, demulsificantes de duplo propósito e demulsificantes biodegradáveis. Exemplos de agentes demulsificantes incluem, mas não estão limitados a, polímeros de condensação de óxidos de alquileno e glicóis, tais como óxido de etileno e polímeros de condensação de óxido de propileno de di-propileno glicol bem como trimetilol propano; e resinas de fenol- formaldeído substituídas com alquila, diepoxidos de bisfenila e ésteres e diésteres de tais produtos di-funcionais. Os demulsificantes não iônicos preferidos são resinas de fenol-formaldeído oxialquiladas, aminas e poliaminas oxialquiladas, poliéteres oxialquilados di-epoxidados, etc. Os demulsificantes adequados de óleo em água incluem cloreto de metila de poli (trietanolamina) quaternário, coloide de ácido melamínico, poliacrilamida aminometilada, etc.

[0095] Os agentes de controle de espuma incluem desespumantes e antiespumantes, como silicones e fluorosilicones e poliglicóis. Exemplos de agentes espumantes incluem, mas não estão limitados a, sulfatos oxialquilados ou sulfatos de álcool etoxilado, ou suas misturas.

[0096] Floculantes incluem polímeros catiônicos tais como polímeros de cloreto de dialquimetilamônio, acrilamida ou polímeros catiônicos à base de acrilato; floculantes poliméricos catiônicos ambientalmente amigáveis; ditiocarbamatos; polímeros aniônicos e polímeros anfotéricos.

[0097] Os eliminadores de sulfeto de hidrogênio incluem agentes eliminadores de H2S não regenerativos, tais como eliminadores sólidos, produtos químicos oxidantes, aldeídos, produtos de reação de aldeídos e aminas, tais como triazinas e carboxilatos metálicos e quelatos.

[0098] Os eliminadores de oxigênio incluem sais de ditionito, hidrazina e sais de guanidina, hidroxilaminas e oximas, aldeídos ativados e compostos poli-hidroxílicos, agentes de hidrogenação catalítica, enzimas, reagentes de ferro sulfídrico, bissulfito, metabissulfito e sais de sulfato. Os eliminadores de oxigênio exemplificativos incluem triazinas, maleimidas, formaldeídos, aminas, carboxamidas, compostos de alquilcarboxil-azo compostos de peróxido de cumina, compostos de morfolino e amino derivados da morfolina e piperazina, óxidos de amina, alcanolaminas, poliaminas alifáticas e aromáticas.

[0099] Os agentes de redução de arrasto (DRA) incluem DRA solúveis em óleo, tais como DRA de polialqueno (poliolefina) e DRA de éster de polimetacrilato e DRA solúveis em água, tais como polissacarídeos e derivados, DRA de óxido de polietileno, DRA baseados em acrilamida e DRA de tensoativo solúvel em água. Os tensoativos exemplares incluem tensoativos catiônicos, anfotéricos, aniônicos e não iônicos. Os tensoativos catiônicos incluem aqueles que contêm uma porção de amônio quaternário (tal como uma amina quaternária linear, uma amina quaternária de benzila ou um haleto de amônio quaternário), uma porção de sulfônio quaternário ou uma porção de fosfônio quaternário ou suas misturas. Os tensoativos adequados contendo um grupo quaternário incluem halogeneto de amônio quaternário ou amina quaternária, tal como cloreto de amônio quaternário ou brometo de amônio quaternário. Os tensoativos anfotéricos incluem glicinatos, anfotacetatos, propionatos, betaínas e suas misturas. O tensoativo catiônico ou anfotérico pode ter uma cauda hidrofóbica (que pode ser saturada ou não saturada) tal como um comprimento da cadeia de carbono C12-C18. Além disso, a cauda hidrofóbica pode ser obtida a partir de um óleo natural de plantas, tais como um ou mais de óleo de coco, óleo de colza e óleo de palma. Os tensoativos preferidos incluem cloreto de N,N,N-trimetil-1- octadecamônio: cloreto de N,N,N-trimetil-1-hexadecamônio; e 1cloreto de N,N,N-trimetil-soja-amônio e suas misturas. Os tensoativos aniônicos adequados são sulfonatos (como xileno sulfonato de sódio e naftaleno sulfonato de sódio), fosfonatos, etoxissulfatos e suas misturas.

[00100] Os produtos químicos hidrotestantes incluem biocidas, eliminadores de oxigênio, inibidores de corrosão, corantes e agentes ambientalmente amigáveis.

[00101] Também podem ser utilizadas espumas para a desliquificação de poços de gás.

Fluido base

[00102] Um fluido base é o fluido misturado com microcápsulas para formar o fluido de dispensação de produto químico desta invenção. O fluido base pode ser água ou um líquido à base de óleo. O fluido à base de água pode ser água deionizada, água do mar, água salgada ou água produzida. O fluido base também pode ser um fluido de tratamento de poço por si só. Exemplos de fluido de tratamento de poço que também podem ser um fluido base são fluidos de estimulação de poço com base ácida, fluido de fraturamento hidráulico, fluido de inundação química usado para recuperação de óleo melhorada, fluido de inibição de depósito, fluido de inibição de corrosão, fluido de controle de cera, fluido de controle de hidrato de gás, fluido antimicrobiano, fluido removedor de sulfeto de hidrogênio e fluido removedor de oxigênio. Um exemplo particular importante é o fluido de fraturamento hidráulico, que pode conter estruturantes.

Microencapasulante

[00103] O microencapsulante refere-se a todos os materiais dentro de uma microcápsula, excluindo os produtos químicos do campo petrolífero dentro da microcápsula e excluindo materiais não poliméricos dentro de núcleos ou núcleos múltiplos. O microencapsulante pode compreender qualquer material polimérico conhecido que possa formar a maior parte de um invólucro ou micromatriz para microencapsular um produto químico do campo petrolífero. Exemplos de tais materiais incluem, mas não estão limitados a, melamina-formaldeído, ureia-formaldeído, resina de fenol- formaldeído, resina de melamina-fenol-formaldeído, resina de furano- formaldeído, resina epóxi, copolímero de etileno e acetato de vinila, um copolímero de polipropileno e polietileno, poliacrilatos, poliésteres, poliuretanos, poliamidas, poliéteres, poli-imidas, poliéter éter cetonas, poliolefinas, poliestireno e poliestireno funcionalizado, álcool polivinílico, polivinilpirrolidona, celulose e derivados de celulose, derivados de amido e amido, polissiloxanos e suas misturas. De preferência, o microencapsulante é um microencapsulante polimérico.

[00104] Os materiais utilizados para formar o invólucro ou a micromatriz também podem ser materiais não orgânicos, como sílica, carbonato de cálcio ou polímeros inorgânicos, tais como polifosfazenos. Os materiais utilizados para formar o invólucro ou a micromatriz podem ser materiais híbridos orgânicos/inorgânicos, tais como materiais de sílica/poliamida híbridos.

[00105] Em adição aos polímeros formadores de micromatriz ou invólucro e materiais inorgânicos, um microencapsulante pode ainda compreender emulsificantes e/ou estabilizadores.

[00106] Um emulsificante é um tensoativo que, quando presente em pequenas quantidades, facilita a formação de uma emulsão, ou melhora a sua estabilidade coloidal, diminuindo uma ou ambas as taxas de agregação e coalescência. [IUPAC. Compendium of Chemical Terminology, 2a ed. (o “Gold Book”). Compilado por A. D. McNaught e A. Wilkinson. Blackwell Scientific Publications, Oxford (1997). Versão corrigida em linha XML: http://goldbook.iupac.org (2006) criado por M. Nic, J. Jirat, B. Kosata; atualizações compiladas por A. Jenkins. ISBN 0-9678550-9-8. doi: 10.1351/goldbook.] Os emulsificantes podem ser catiônicos, aniônicos e não iônicos. Eles podem ser de baixo peso molecular ou poliméricos. Os tensoativos de exemplo incluem mono e diglicerídeos de ácido acético, ácido crítico, ácido lático, ácidos graxos, monoglicerídeos, lecitinas, ésteres de ácidos graxos de sorbitano, ésteres de polioxietileno sorbitano, laurilsulfato de sódio, sulfato de laureth de sódio, dodecilbenzossulfonato de sódio, brometo de dodeciltrimetil amônio, hexidecil trimetil brometo de amônio, etc.

[00107] Os estabilizadores são substâncias que são adicionadas a um sistema, tal como uma emulsão, para prevenir ou retardar uma alteração no sistema. Alguns compostos podem funcionar como emulsificantes e estabilizadores, e muitos estabilizadores são poliméricos. Exemplos de estabilizadores são: homo e copolímeros de álcool polivinílico, polivinilpirrolidona, ácido poliacrílico, carboxilmetilcelulose de sódio, hidroxilmetilcelulose, hidroxilpropilcelulose, derivados de amido, copolímeros de anidrido maleico tais como copolímeros de etileno e anidrido maleico, copolímeros de estireno e anidrido maleico, copolímero de acetato de vinila e anidrido maleico, copolímero de éter vinílico e anidrido maleico, copolímero de anidrido maleico e éter metil vinílico, copolímero de anidrido maleico e éter de octadecil vinílico, um copolímero de etileno e acetato de vinila, um copolímero à base de ácido poliacrílico, um copolímero à base de polivinilpirrolidona, um copolímero à base de poliacrilato, uma poliacrilamida, um copolímero à base de poliacrilamida e misturas do mesmo. Os estabilizadores conhecidos como estabilizadores de Pickering que compreendem nano ou micropartículas orgânicas ou inorgânicas, tais como o carbonato de nano-cálcio ou o dióxido de nano-silício, também podem ser usados.

[00108] De preferência, o microencapsulante polimérico é uma melamina-formaldeído, uma ureia-formaldeído, uma resina de fenol- formaldeído, uma resina de melamina-fenol-formaldeído, uma resina de furano-formaldeído, uma resina epóxi, um polissiloxano, um poliacrilato, um poliéster, um poliuretano, uma poliamida, um poliéter, uma polimida, uma poliolefina, copolímeros de polipropileno e polietileno, poliestireno, derivados de poliestireno funcionalizados, gelatina, um derivado de gelatina, celulose, um derivado de celulose, amido ou um derivado de amido, um álcool polivinílico, um copolímero de etileno-acetato de vinila, um copolímero de etileno-anidrido maleico, um copolímero de estireno-anidrido maleico, um copolímero de acetato de vinila-anidrido maleico, um copolímero de anidrido maleico-éter de vinila, um copolímero de éter metil vinílico-anidrido maleico, um copolímero de éter octadecil vinílico-anidrido maleico, uma poliacrilamida, um ácido poliacrílico, uma polivinilpirrolidona, um copolímero à base de polivinilpirrolidona, um copolímero à base de poliacrilato, uma poliacrilamida, um copolímero à base de poliacrilamida e suas misturas. Mais preferencialmente, o microencapsulante compreende um éster vinílico, uma resina epóxi, um poliuretano, um copolímero de poliestireno reticulado, um poliacrilato reticulado, uma resina de melamina- formaldeído ou um polissiloxano. Fluido de dispensação de produto químico

[00109] Um fluido de dispensação de produto químico compreende um fluido base e microcápsulas com uma superfície externa, em que as microcápsulas compreendem um microencapsulante e um produto químico do campo petrolífero contidos nas microcápsulas, e a superfície externa das microcápsulas compreende um ou mais grupos químicos que interagem com o fluido base e promove a dispersabilidade das microcápsulas no fluido base. A microcápsula pode compreender pelo menos uma das seguintes estruturas: (a) uma estrutura de invólucro do núcleo que compreende (i) um núcleo compreendendo pelo menos um produto químico do campo petrolífero e (ii) um invólucro que compreende um microencapsulante polimérico; (b) uma estrutura de núcleo múltiplo de núcleo compreendendo (i) um núcleo compreendendo pelo menos um produto químico do campo petrolífero, (ii) um primeiro invólucro que compreende um microencapsulante polimérico localizado adjacente ao núcleo; e (iii) um ou mais invólucros adicionais localizados sobre o primeiro invólucro, cada invólucro adicional compreendendo um microencapsulante polimérico que é diferente do microencapsulante polimérico em um invólucro adjacente (c) uma estrutura de invólucro de múltiplos núcleos que compreende (i) um núcleo compreendendo uma pluralidade de subnúcleos, em que cada subnúcleo compreende pelo menos um produto químico do campo petrolífero, e opcionalmente tendo um invólucro cobrindo pelo menos parcialmente cada um dos subnúcleos, e os subnúcleos são dispersados em um composto não polimérico, um (ii) um invólucro que compreende um microencapsulante polimérico; (d) uma estrutura de micromatriz compreendendo um núcleo compreendendo pelo menos um produto químico do campo petrolífero aprisionado dentro de uma micromatriz compreendendo um microencapsulante polimérico; (e) uma micromatriz com uma estrutura de invólucro que compreende (i) um núcleo compreendendo pelo menos um produto químico do campo petrolífero aprisionado dentro de uma micromatriz compreendendo um microencapsulante polimérico; e (ii) um invólucro que compreende um microencapsulante polimérico; (f) uma micromatriz de múltiplos núcleos com uma estrutura de invólucro que compreende (i) uma micromatriz compreendendo uma pluralidade de subnúcleos, em que cada subnúcleo compreende pelo menos um produto químico do campo petrolífero e os subnúcleos são aprisionados dentro da micromatriz e (ii) um invólucro que compreende um microencapsulante polimérico.

[00110] A Figura 1A representa uma estrutura do invólucro do núcleo (1) compreendendo (i) um núcleo (2) compreendendo pelo menos um produto químico do campo petrolífero e (ii) um invólucro (3) compreendendo um microencapsulante polimérico.

[00111] A Figura 1B representa uma estrutura de núcleo múltiplo de núcleo (10) compreendendo (i) um núcleo (2) compreendendo pelo menos um produto químico do campo petrolífero, (ii) um primeiro invólucro (3) compreendendo um microencapsulante polimérico; e (iii) uma ou mais invólucros adicionais (4) que cobrem pelo menos parcialmente o primeiro invólucro.

[00112] A Figura 1C representa uma estrutura de invólucro de múltiplos núcleos (11) compreendendo (i) um núcleo (12) compreendendo uma pluralidade de subnúcleos (1) compreendendo cada um pelo menos um produto químico do campo petrolífero dentro do subnúcleo (2) e tendo opcionalmente um invólucro (5) cobrindo pelo menos parcialmente os subnúcleos, e (ii) um invólucro (3) compreendendo um microencapsulante polimérico ao redor do núcleo. A estrutura de invólucro de múltiplos núcleos também pode conter um ou mais invólucros adicionais que cobrem pelo menos parcialmente o primeiro invólucro como mostrado na Figura 1B como item (4).

[00113] A Figura 1D representa uma micromatriz (13) compreendendo pelo menos um produto químico do campo petrolífero aprisionado dentro de uma micromatriz polimérica tridimensional (7).

[00114] A Figura 1E representa uma micromatriz com uma estrutura de invólucro (14) compreendendo (i) uma micromatriz (7) compreendendo pelo menos um produto químico do campo petrolífero aprisionado dentro da micromatriz, (ii) um primeiro invólucro (3) compreendendo um microencapsulante polimérico, onde o primeiro invólucro cobre pelo menos parcialmente a micromatriz; e (iii) um ou mais invólucros adicionais (4) que cobrem pelo menos parcialmente o primeiro invólucro. A estrutura pode ter apenas um primeiro invólucro (3) e não ter um ou mais invólucros adicionais (4).

[00115] A Figura 1F representa uma micromatriz de múltiplos núcleos com uma estrutura de invólucro (15) compreendendo (i) um núcleo (12) que compreende uma micromatriz (7) compreendendo um microencapsulante polimérico tridimensional e uma pluralidade de subnúcleos (9) dentro da micromatriz, (ii) um primeiro invólucro (3) compreendendo um microencapsulante polimérico diferente. A estrutura também pode conter um ou mais invólucros adicionais (não mostrados) que cobrem pelo menos parcialmente o primeiro invólucro, como mostrado no item 4 na Figura 1E.

[00116] As microcápsulas, núcleos e invólucros são mostrados graficamente nas Figuras 1A a 1F como círculos para facilidade de ilustração. As microcápsulas, núcleos e invólucros podem ter qualquer forma, incluindo, mas não limitado a uma haste, um ovoide, um pseudo-cuboide, etc.

[00117] As microcápsulas compreendem dois grupos de componentes: (1) produtos químicos do campo petrolífero ou misturas de produtos químicos do campo petrolífero com compostos não poliméricos e (2) um microencapsulante. Os produtos químicos do campo petrolífero estão contidos por um ou mais microencapsulantes. Os microencapsulantes formam invólucros e/ou micromatrizes em uma microcápsula. O microencapsulante compreende materiais orgânicos ou inorgânicos poliméricos. O microencapsulante pode ainda compreender emulsificantes e/ou estabilizadores. O produto químico do campo petrolífero pode estar presente em 1 a 99,5% em peso da microcápsula. De preferência, o produto químico do campo petrolífero está presente em 2 a 98% em peso da microcápsula. Os produtos químicos do campo petrolífero estão presentes em núcleos, subnúcleos ou núcleos múltiplos dentro das microcápsulas. Os produtos químicos do campo petrolífero podem estar presentes em 2 a 100% em peso dos núcleos totais em uma microcápsula. De preferência, os produtos químicos do campo petrolífero estão presentes em 5 a 100% em peso de núcleos totais. As moléculas individuais de produtos químicos do campo petrolífero podem estar presentes em micromatrizes ou invólucros ao redor do núcleo.

[00118] As microcápsulas podem compreender um ou mais invólucros. Na estrutura de núcleo-múltiplos-invólucros ou micromatriz-invólucro ou micromatriz-múltiplos-invólucros, invólucros adicionais podem compreender um microencapsulante que é diferente do microencapsulante em um invólucro adjacente.

[00119] Pelo menos um produto químico do campo petrolífero deve estar presente em uma microcápsula. Em estruturas em que a microcápsula compreende mais do que um invólucro, os invólucros adicionais podem compreender produtos químicos do campo petrolífero que sejam ou iguais ou diferentes dos produtos químicos do campo petrolífero no núcleo, núcleos múltiplos, primeiro invólucro ou a micromatriz. De preferência, os produtos químicos do campo petrolífero em todos os invólucros em uma microcápsula podem representar 0 a 49,5% em peso da quantidade total de produtos químicos do campo petrolífero na microcápsula. De preferência, os produtos químicos do campo petrolífero em todos os invólucros representam 0 a 30% em peso dos produtos químicos do campo petrolífero total em uma microcápsula.

[00120] O microencapsulante pode representar 10 a 100% da massa dos invólucros. De preferência, o microencapsulante representa 20 a 100% da massa dos invólucros. Dentro das microcápsulas, os invólucros representam 0,5 a 95% da massa total das microcápsulas e os núcleos representam 5 a 99,5% da massa total das microcápsulas.

[00121] As microcápsulas podem ter um tamanho médio de partícula entre 0,05 m e 600 m, inclusive. De preferência, o tamanho médio de partícula está entre 0,1 m e 500 m, inclusive. O tamanho das microcápsulas pode ser determinado por uma técnica de difração a laser usando um instrumento Malvern ou Sympatec. Este método mede diretamente o diâmetro ponderado em volume das partículas da esfera. Para partículas não esféricas, o diâmetro esférico equivalente em volume é medido. Valores médio (média aritmética), modo (mais frequente) ou mediana (onde 50% da população está abaixo/acima) podem ser tomados como tamanho de partícula representativo de uma população. Tal como aqui utilizado, o diâmetro médio ponderado em volume medido das microcápsulas é tomado como o tamanho de partícula representativo das microcápsulas.

[00122] O fluido de dispensação de produto químico pode conter mais de um produto químico do campo petrolífero e pelo menos um dos produtos químicos do campo petrolífero está dentro do núcleo ou matriz nas microcápsulas. Um produto químico do campo petrolífero dentro das microcápsulas também pode estar presente fora das microcápsulas. Quando um produto químico do campo petrolífero é encapsulado nas microcápsulas e também está presente fora das microcápsulas no fluido de dispensação de produto químico, pelo menos 50,1% da quantidade total deste produto químico do campo petrolífero está de preferência contida dentro das microcápsulas. Superfície de microcápsulas com grupos químicos definidos para formulação estável e dispensação direcionada

[00123] Em um aspecto da invenção, as microcápsulas compreendem um ou mais invólucros. As microcápsulas com estruturas de núcleo-múltiplo- invólucro, micromatriz-invólucro, ou micromatriz-múltiplo-invólucro podem ter invólucros adicionais. Esses invólucros adicionais podem compreender um microencapsulante que é o mesmo ou diferente do microencapsulante no primeiro invólucro ou na micromatriz. Para as microcápsulas com um ou mais invólucros, a superfície externa do invólucro exterior da microcápsula é a superfície externa da microcápsula. Em outro aspecto da invenção, as microcápsulas compreendem micromatrizes sem invólucros. Para estas microcápsulas, a superfície externa das micromatrizes é a superfície externa das microcápsulas. A superfície externa de uma microcápsula faz parte da microcápsula.

[00124] Em um aspecto da invenção, a superfície externa das microcápsulas contém um ou mais grupos químicos que interagem com o fluido base e promovem a dispersabilidade das microcápsulas no fluido base. Exemplos de tais grupos incluem, mas não estão limitados a, um carboxilato, um sulfonato, um sulfato de alquila, um sulfato de arila, uma amida, uma amina, uma amina alquilada, um anidrido, uma carbonila, uma acetila, uma hidroxila, um fosfato, um sulfato, uma nitrila, um nitro, um éster, um tiol, um aldeído, uma amina quaternizada, uma N-alquilamida, um N-metilol, um silanol, uma pirrolidonila, uma piridina, uma pirimidina, uma ligação de triazina, uma ligação de etileno, uma ligação estirênica, uma ligação de propileno e uma unidade de glicose.

[00125] Os grupos químicos na superfície externa das microcápsulas que promovem a dispersabilidade de microcápsulas em um fluido base podem representar entre 0,05% a 80% dos grupos químicos totais presentes na superfície externa das microcápsulas.

[00126] É outro aspecto da invenção que a superfície externa das microcápsulas contém um ou mais grupos químicos que podem interagir com áreas alvo de um reservatório de hidrocarbonetos e promover a substantividade das microcápsulas em direção às áreas alvo do reservatório de hidrocarbonetos. Exemplos de tais grupos incluem, mas não estão limitados a uma ligação metila, a uma etila, a uma ligação etilênica, a uma ligação de propileno, a uma ligação de triazina a uma ligação de uretano, a uma ligação de ureia, a uma ligação de biureto, a uma ligação de triazina, a uma ligação de etileno, a uma ligação de estireno, uma ligação de propileno, ou uma unidade de glicose, um carboxilato, um sulfonato, um sulfato de alquila, um sulfato de arila, uma amida, uma amina, uma amina alquilada, um anidrido, uma carbonila, uma acetila, uma hidroxila, um isocianato, um fosfato, um sulfato, uma nitrila, um nitro, um éster, um tiol, um aldeído, uma amina quaternizada, uma N-alquilamida, um N-metilol, um silanol, uma pirrolidonila, uma piridinila e uma pirimidinila.

[00127] Os grupos químicos na superfície externa das microcápsulas que promovem a substantividade das microcápsulas em áreas alvo de um reservatório de hidrocarbonetos podem representar 1% a 100% dos grupos químicos totais presentes na superfície externa das microcápsulas.

[00128] A superfície externa das microcápsulas pode conter grupos que podem se converter nos grupos químicos acima nas condições verificadas no reservatório. Exemplos de tais grupos são ésteres, grupos silila e éteres.

[00129] A superfície externa das microcápsulas também pode conter grupos químicos que não promovem a dispersabilidade no fluido base nem promovem substantividade para as áreas alvo de um reservatório de hidrocarbonetos.

[00130] A combinação dos dois ou mais grupos de grupos químicos que promovem a dispersabilidade e a substantividade das microcápsulas garantem as propriedades desejadas e o desempenho das microcápsulas. Ao encontrar um equilíbrio entre esses dois grupos de grupos químicos, as microcápsulas podem ser dispersas em um fluido à base de água, bem como um fluido à base de óleo. Em um ambiente de hidrocarbonetos, os grupos de superfície podem se ajustar de modo que as microcápsulas sejam substantivas para certas áreas do reservatório. Por exemplo, quando as microcápsulas estão em contato com a superfície de uma mistura complexa, tal como formação contendo óleo bruto que compreende componentes polares/hidrofílicos e componentes apolares/hidrofóbicos, os diferentes grupos polares e apolares na superfície externa das microcápsulas podem organizar para permitir o contato máximo, levando a adsorção das microcápsulas na formação contendo óleo. Alguns dos grupos carregados no óleo bruto e na formação também podem interagir com grupos na superfície externa das microcápsulas.

[00131] Uma área alvo é uma formação rica em petróleo. Depósitos de petróleo e gás são encontrados em arenitos e calcário grosso. Arenito e calcário têm estruturas como uma esponja dura com furos e poros, mas não são compressíveis. Estes orifícios ou poros podem conter água, petróleo ou gás, e a rocha pode ser saturada com um dos três, ou suas misturas. O arenito e calcário são materiais essencialmente inorgânicos. Arenito é composto de quartzo e/ou feldspato e contém os sais de sódio, potássio ou cálcio de silicato de alumínio. O calcário é uma rocha sedimentar composta em grande parte dos minerais calcita e aragonita, que são diferentes formas cristalinas de carbonato de cálcio.

[00132] O petróleo bruto é essencialmente uma mistura de muitos hidrocarbonetos diferentes de diferentes comprimentos e complexidades. Os hidrocarbonetos em petróleo bruto são principalmente alcanos, cicloalcanos e vários hidrocarbonetos aromáticos. Outros compostos orgânicos em petróleo bruto, geralmente presentes em quantidades menores, contêm nitrogênio, oxigênio e enxofre e vestígios de metais tais como ferro, níquel, cobre e vanádio. A composição molecular exata do óleo bruto varia amplamente de formação para formação. A proporção dos elementos químicos no petróleo bruto também varia. Por exemplo, pode haver até: 85% de carbono, 14% de hidrogênio, 2% de nitrogênio, 1,5% de oxigênio e 6% de enxofre.

[00133] Como resultado da composição complexa, além da hidrofobicidade aparente de petróleo e hidrofilicidade das formações, as propriedades de superfície e de carga da formação contendo petróleo podem ser complicadas. Por exemplo, é relatado que as partículas de asfalteno contidas no petróleo bruto podem suportar carga positiva sob condições do reservatório.

[00134] Ao controlar os grupos químicos e as propriedades da superfície externa das microcápsulas, as microcápsulas podem ter uma interação coordenada com uma formação contendo petróleo. Isso permite que as microcápsulas sejam conduzidas ou direcionadas, acumuladas ou depositadas em, ao redor ou sobre o petróleo que contém a formação de um reservatório.

[00135] A acumulação substancial e a deposição de microcápsulas em fluidos de dispensação de produtos químicos de campos de petróleo para áreas alvo de um reservatório de hidrocarbonetos é um aspecto importante da invenção.

[00136] As microcápsulas também podem ser feitas para se depositar de forma substancial sobre um componente de suporte dentro de um fluido de dispensação químico de petróleo. O componente de suporte pode transportar as microcápsulas compreendendo um produto químico do campo petrolífero para posições onde o componente de suporte é destinado. Um exemplo é quando um fluido de fraturamento hidráulico é usado como um fluido base. Muitos fluidos de fraturamento hidráulico contêm uma fração significativa de estruturantes. Os estruturantes são materiais sólidos em partículas com um tamanho de centenas de micrômetros. Eles são liberados em formações fraturadas para manter as fraturas abertas. O espaço entre os estruturantes empacotados fornece o caminho para que os hidrocarbonetos fluam para fora das fraturas. Os estruturantes são geralmente tratados com areia ou com materiais cerâmicos feitos pelo homem. Existem também estruturantes feitos de polímeros. Os estruturantes de areia ou de cerâmica podem ser revestidos com uma resina de polímero orgânico. Com base nas propriedades dos estruturantes, as microcápsulas também podem ser projetadas de modo que elas possam ser depositadas na superfície dos estruturantes dentro de um fluido de fraturamento hidráulico, resultando em um fluido de dispensação de produto químico que transportará os produtos químicos do campo petrolífero dentro das microcápsulas para as fraturas. Isso aumentará consideravelmente a eficiência na liberação do traçador para os locais desejados dentro do reservatório e reduzir a quantidade de traçador que pode se mover para áreas no reservatório que não é necessário.

Densidade de microcápsulas

[00137] As microcápsulas contidas no fluido de dispensação de produto químico podem ter densidades aparentes que são propositadamente definidas para auxiliar no transporte das microcápsulas para áreas alvo. Isto pode ser conseguido pré-tratando e formulando os produtos químicos do campo petrolífero antes de serem microencapsulados ou usando um processo de microencapsulação diferente. Uma microcápsula contida no fluido de dispensação de produto químico nesta invenção pode ter uma massa específica maior que, igual ou inferior à densidade do fluido base usado para produzir o fluido de dispensação de produto químico.

[00138] O benefício desta propriedade é que, após a injeção, a densidade da microcápsula pode ajudar a direcionar o movimento das microcápsulas para áreas alvo. Isso fornece uma maneira adicional de controlar a liberação das microcápsulas e ajudar a aumentar a eficiência na liberação do produto químico do campo petrolífero para a localização alvo. Por exemplo, em um poço horizontal, as microcápsulas pesadas podem tender a se mover para formações rochosas abaixo da linha horizontal do poço, enquanto as microcápsulas leves podem tender a se mover para formações rochosas acima da linha horizonta do poço. As microcápsulas com densidade comparável à do líquido base podem se mover de qualquer maneira ou viajar para outras formações ao longo da direção horizontal.

[00139] Todas as microcápsulas em um fluido de dispensação de produto químico podem ter a mesma densidade (100 ± 5%), que é maior, menor ou igual à densidade do fluido base. As microcápsulas podem conter um ou mais produtos químicos idênticos ao campo petrolífero.

[00140] O fluido de dispensação de produto químico pode compreender microcápsulas com duas ou mais densidades diferentes. As densidades podem ser maiores que, iguais ou inferiores à densidade do fluido base do fluido de dispensação de produto químico. As microcápsulas podem conter um ou mais produtos químicos do campo petrolífero. Dentro de um fluido de dispensação de produto químico, um primeiro grupo de microcápsulas pode compreender um produto químico do campo petrolífero onde todas essas microcápsulas têm a mesma densidade que é maior do que, inferior ou igual à do fluido base, enquanto que um segundo grupo de microcápsulas compreende um segundo produto químico do campo petrolífero onde todas essas microcápsulas têm uma densidade diferente da densidade das microcápsulas no primeiro grupo de microcápsulas.

Núcleos variáveis de microcápsulas

[00141] Os núcleos ou múltiplos núcleos das microcápsulas podem ser alteráveis sob certas condições. Uma mudança particular é uma mudança de fase (por exemplo, fusão) de núcleos ou núcleos múltiplos. Por exemplo, um produto químico do campo petrolífero pode ser misturado com um composto não polimérico com um ponto de fusão muito superior à temperatura ambiente e comparável à temperatura de um reservatório de hidrocarbonetos. Após a microencapsulação, a mistura dos produtos químicos do campo petrolífero e os compostos não poliméricos formam os núcleos ou núcleos múltiplos das microcápsulas, que permanecem sólidos no fluido de dispensação de produto químico formulado à temperatura ambiente, mas se fundem em um líquido em um reservatório de hidrocarbonetos com uma temperatura próxima do ponto de fusão dos núcleos ou núcleos múltiplos. Essas mudanças no núcleo ou no núcleo múltiplo podem ser usadas para controlar a liberação dos produtos químicos do campo petrolífero. A mudança de fase é diferente da degradação das microcápsulas porque as microcápsulas ainda estão presentes.

Estado físico do fluido de dispensação de produto químico

[00142] As microcápsulas são dispersas como partículas individuais nos fluidos de dispensação do campo petrolífero desta invenção. Isto é tornado possível para os grupos químicos descritos acima estarem presentes na superfície externa das microcápsulas.

[00143] Após a preparação do fluido de dispensação de produto químico, as microcápsulas podem permanecer suspensas durante o tempo necessário para permitir sua liberação para uma área alvo no reservatório. Em microcápsulas com densidades desejadas que são maiores ou menores que a densidade do fluido base, as densidades de microcápsulas podem ser controladas com base nas propriedades conhecidas do fluido base, incluindo a sua densidade, a presença e a viscosidade dos modificadores e estabilizadores, e as propriedades das microcápsulas, tais como o tamanho das microcápsulas e o tipo e quantidade de grupos químicos presentes na superfície das microcápsulas. Por exemplo, se o fluido base for viscoso (por exemplo, um fluido de fraturamento de tipo gel ou fluido de inundação contendo polímero) ou se já houver uma certa quantidade de estabilizadores presentes no fluido base, e as microcápsulas são pequenas e têm um alto número de grupos químicos que promovem a dispersão em cadeias longas ou os grupos químicos são carregados, uma grande diferença entre a densidade das microcápsulas e o fluido base pode ser tolerada e as microcápsulas ainda podem permanecer dispersas no fluido base sem se depositar no fundo ou flutuar para o topo (cremagem) do fluido base. Se o fluido base for delgado (por exemplo, fluido de fraturamento do tipo água oleosa) ou se houver apenas uma pequena quantidade de estabilizador presente no fluido base, e as microcápsulas são grandes e têm um pequeno número de grupos químicos promotores de dispersão em cadeias curtas ou os grupos químicos são todos neutros, para que as microcápsulas permaneçam dispersas no fluido base sem se deslocar para o fundo ou flutuar para o topo (cremagem) do fluido base por um longo período, apenas uma pequena diferença entre a densidade das microcápsulas e a o fluido base pode ser tolerado. A densidade pode ser controlada de modo a que as microcápsulas possam permanecer suspensas sem flutuação óbvia para o topo (cremagem) ou se precipitarem no fundo do fluido base antes que o fluido de dispensação de produto químico formulado seja transportado para áreas alvo do reservatório de hidrocarbonetos. Por outro lado, após a injeção do fluido de dispensação de produto químico, a densidade das microcápsulas pode acelerar o movimento das microcápsulas na direção desejada, isto é, acima ou abaixo das linhas horizontais do poço horizontal. Tal tratamento normalmente requer que as microcápsulas permaneçam suspensas por pelo menos vários dias. Para microcápsulas com densidades iguais à densidade do fluido base, o tempo para as microcápsulas permanecerem suspensas é esperado ser maior do que aquele com densidades maiores ou menores que a densidade do fluido base.

[00144] Uma vez que o fluido de dispensação de produto químico é injetado em um reservatório de hidrocarbonetos e atinge a área alvo do reservatório de hidrocarbonetos, as microcápsulas dentro do fluido de dispensação de produto químico estão em um processo de mudança dinâmica devido à interação entre as microcápsulas e a área alvo do reservatório. Como resultado da interação induzida pelos grupos químicos substantivos na superfície externa da microcápsula com áreas alvo do reservatório de hidrocarbonetos, as microcápsulas começam a se acumular, em torno e sobre as áreas alvo do reservatório de hidrocarbonetos. Durante este processo, muitas microcápsulas permanecerão suspensas dentro do fluido de dispensação de produto químico. A acumulação substancial das microcápsulas ajuda a acumular microcápsulas que compõem o produto químico do campo petrolífero nas áreas alvo dos hidrocarbonetos. Isso ajuda a aumentar a eficiência na liberação dos produtos químicos do campo petrolífero para as áreas alvo. As microcápsulas acumuladas liberam mais tarde os produtos químicos do campo petrolífero dentro das microcápsulas nas áreas alvo do reservatório de hidrocarbonetos.

[00145] Em outro aspecto da invenção, as microcápsulas descritas acima podem ter a mesma massa específica controlada, que pode ser igual a, maior ou menor que a massa específica do fluido base usado para produzir o fluido de dispensação de produto químico. É outro aspecto da invenção que as microcápsulas descritas acima podem ter diferentes densidades a granel que podem ser iguais a, maior ou menor que a massa específica do fluido base usado para produzir o fluido de dispensação de produto químico. A densidade das microcápsulas também pode induzir as microcápsulas a viajar preferencialmente para certas áreas de um reservatório de hidrocarbonetos. Por exemplo, enquanto as microcápsulas com a mesma densidade que o fluido base podem viajar para áreas em um reservatório de hidrocarbonetos que estão acima, abaixo ou ao longo do plano horizontal de um poço horizontal que penetra no reservatório, as microcápsulas mais leves do que o fluido base tendem a viajar para as áreas acima do plano horizontal de um poço horizontal que penetra no reservatório e microcápsulas mais pesadas do que o fluido base tendem a viajar para as áreas abaixo do plano horizontal de um poço horizontal que penetra no reservatório. O efeito de direcionar a circulação de microcápsulas controlando as densidades das microcápsulas pode ser usado em combinação com a substantividade das microcápsulas em um fluido de dispensação químico de campo petrolífero para fornecer produtos químicos do campo petrolífero para áreas alvo de um reservatório de hidrocarbonetos. Por exemplo, um produto químico do campo petrolífero microencapsulado em microcápsulas com uma densidade ligeiramente menor do que o fluido base é direcionado para ser fornecido a áreas em um reservatório de hidrocarbonetos que estão acima do plano horizontal de um poço horizontal que penetra no reservatório; e vice-versa, um produto químico do campo petrolífero e microencapsulado em microcápsulas com uma densidade ligeiramente maior do que o fluido base são direcionados para serem liberados em áreas em um reservatório de hidrocarbonetos que estão abaixo do plano horizontal de um poço horizontal que penetra no reservatório. Liberação de produtos químicos do campo petrolífero do fluido de dispensação de produto químico para a área alvo do reservatório

[00146] A força motriz para o produto químico do campo petrolífero a ser liberado das microcápsulas é que os produtos químicos do campo petrolífero tenham uma afinidade química para alguns dos constituintes nas áreas alvo de um reservatório de hidrocarbonetos. Por exemplo, um traçador solúvel em óleo tende a ser transferido para petróleos brutos nas formações de um reservatório. O processo de liberação pode ser acelerado pela alta temperatura dentro das áreas do reservatório.

[00147] O produto químico do campo petrolífero pode ser liberado das microcápsulas dentro do fluido de dispensação de produto químico para o fluido base e, em seguida, o produto químico do campo petrolífero liberado pode migrar para a área alvo. A liberação pode ser promovida pelo contato entre as microcápsulas e a área alvo do reservatório. O contato pode ser induzido pelo movimento browniano das microcápsulas. O acúmulo substancial de microcápsulas em, em torno e para as áreas alvo do reservatório pode promover significativamente a liberação de produtos químicos do campo petrolífero.

[00148] Os produtos químicos do campo petrolífero podem ser liberados de dentro das microcápsulas para o reservatório de hidrocarbonetos de diferentes maneiras. Na primeira maneira, os produtos químicos do campo petrolífero podem ser liberados dentro das microcápsulas para os líquidos do reservatório através da permeação. Os microencapsulantes poliméricos que formam os invólucros e/ou as micromatrizes dentro das microcápsulas não precisam ser dissolvidos, erodidos ou degradados. Desta forma, as microcápsulas podem libertar os produtos químicos do campo petrolífero dentro das microcápsulas sem dissolução ou erosão ou degradação. De uma segunda maneira, os microencapsulantes que formam os invólucros e/ou micromatrizes dentro das microcápsulas podem ser parcialmente dissolvidos, erodidos ou degradados nas condições das áreas alvo do reservatório e formando poros de modo que os produtos químicos do campo petrolífero sejam liberados das microcápsulas para áreas alvo. Na terceira maneira, os invólucros e/ou micromatrizes podem ser dissolvidos, erodidos ou degradados inteiramente de modo que os produtos químicos do campo petrolífero sejam liberados.

[00149] A liberação dos produtos químicos do campo petrolífero das microcápsulas no fluido de dispensação de produto químico para as formações alvo pode ser controlada. Os produtos químicos do campo petrolífero podem ser liberados quando o fluido de dispensação de produto químico entra em contato com uma área alvo do reservatório que pode ter uma pressão e temperatura definidas. Na situação em que o microencapsulante não é dissolvido/degradado/erodido, a estrutura das microcápsulas permanece intacta durante a liberação dos compostos. Na situação em que o microencapsulante é apenas parcialmente dissolvido, erodido ou degradado, os poros frescos são formados dentro da estrutura do invólucro e/ou micromatriz da microcápsula. O microencapsulante, juntamente com qualquer invólucro nas microcápsulas, pode controlar a permeação de fluidos para liberar os compostos químicos do campo petrolífero das microcápsulas.

[00150] Os núcleos ou múltiplos núcleos das microcápsulas também podem ajudar a controlar a liberação dos produtos químicos do campo petrolífero nas microcápsulas. Os núcleos ou múltiplos núcleos das microcápsulas podem ser feitos para que sofram mudanças sob certas condições. Alterações no núcleo ou múltiplo núcleo podem ser usadas para adicionar controle à liberação dos produtos químicos do campo petrolífero. Por exemplo, o núcleo ou os múltiplos núcleos compreendendo um produto químico do campo petrolífero podem ser feitos para ter um ponto de fusão comparável à temperatura de um reservatório de hidrocarbonetos. Os núcleos ou núcleos múltiplos das microcápsulas permanecerão sólidos no fluido de dispensação de produto químico formulado a temperatura ambiente. Após a injeção e atingindo as áreas do reservatório de hidrocarbonetos com alta temperatura, os núcleos ou múltiplos núcleos são fundidos em líquido, o que pode facilitar a liberação dos produtos químicos do campo petrolífero.

[00151] Dependendo do requisito, a liberação do produto químico do campo petrolífero pode durar de 1 hora a mais de 3 horas, para mais de 6 horas, para mais de 12 horas, para mais de 24 horas, para mais de 7 dias, para mais do que meio mês, para mais de 1 mês, para mais de 3 meses.

[00152] A vantagem de uma liberação controlada de um produto químico do campo petrolífero é que a quantidade de produto químico do campo petrolífero presente na área alvo de um reservatório de hidrocarbonetos torna-se mais previsível. Isso ajudará o controle do tratamento do poço e, no caso do traçador como o produto químico do campo petrolífero, o grau de quantificação associado ao monitoramento e ao rastreamento do fluxo. Preparação do fluido de dispensação químico no campo petrolífero

[00153] O fluido de dispensação de produto químico pode ser preparado em um processo de três etapas. Em primeiro lugar, um produto químico do campo petrolífero é selecionado com base no uso pretendido do fluido de dispensação de produto químico. Se necessário, o produto químico do campo petrolífero pode ser submetido a pré-tratamento e formulação. Na segunda etapa, o produto químico do campo petrolífero é microencapsulado para obter microcápsulas. Na terceira etapa, as microcápsulas são formuladas em um fluido base para se obter um fluido de dispensação de produto químico. Seleção, pré-tratamento e formulação de produtos químicos de campo petrolífero

[00154] Os produtos químicos do campo petrolífero são selecionados para a operação de reservatório proposto ou tratamento de poço. Os produtos químicos do campo petrolífero selecionados podem ser previamente tratados ou formulados. Por exemplo, produtos químicos do campo petrolífero sólido podem ser granulados ou pulverizados para formar partículas de tamanho mais uniforme. A distribuição de tamanho das partículas, que pode afetar a taxa de liberação do produto químico do campo petrolífero, pode ser ajustada para uma distribuição desejada. Produtos químicos do campo petrolífero sólidos em pó com um tamanho de partícula maior do que o desejado podem ser triturados ou moídos. Se os produtos químicos do campo petrolífero sólido forem diretamente encapsulados, seu tamanho deve ser menor que o tamanho desejado das microcápsulas para permitir um aumento de tamanho com a adição dos microencapsulantes e quaisquer invólucros que possam ser adicionados.

[00155] Os produtos químicos do campo petrolífero podem ser misturados com compostos poliméricos ou não poliméricos. Um dos objetivos de tal formulação é obter uma mistura de produtos químicos do campo petrolífero com uma densidade desejada de modo que as microcápsulas formadas usando esses produtos químicos do campo petrolífero podem ter uma densidade maior do que, menor ou igual à densidade do fluido base.

[00156] Os produtos químicos do campo petrolífero podem ser formulados para se obter uma mistura de tal modo que os núcleos ou núcleos múltiplos das microcápsulas finais possam ter pontos de fusão desejados próximos da temperatura das áreas alvo em um reservatório de hidrocarbonetos alvo.

Formação de microcápsula

[00157] A etapa de formar uma pluralidade de microcápsulas pode compreender um método físico, um método químico ou um método físico- químico. O método físico pode ser selecionado do grupo que consiste de secagem por pulverização, revestimento em leito fluidizado e coextrusão, e evaporação do solvente.

[00158] É preferido que as microcápsulas sejam feitas por secagem por pulverização de uma mistura de produtos químicos e polímeros do campo petrolífero.

[00159] Em outro método preferido, as microcápsulas contendo produtos químicos do campo petrolífero são feitas por coextrusão de duas fases de polímeros ou uma mistura de polímeros. Uma fase interna é uma mistura de um polímero ou pré-polímero contendo produtos químicos do campo petrolífero. Uma fase externa é uma mistura de um polímero ou pré- polímero que não contém ou produtos químicos do campo petrolífero ou menos produtos químicos do campo petrolífero do que estão presentes na fase interna.

[00160] Os métodos químicos podem ser utilizados para formar microcápsulas por reação in situ. Um método químico preferido desta invenção forma microcápsulas pela polimerização in situ de monômeros distribuídos em uma emulsão contendo um ou mais produtos químicos do campo petrolífero. O termo “emulsão” é usado para descrever uma dispersão fina de um líquido em outro em que não é solúvel ou miscível. O termo emulsão, tal como aqui utilizado, inclui microemulsão, mini-emulsão para emulsões e suspensões normais. Uma emulsão pode ser uma fase de óleo interna descontínua em uma fase de água contínua (O/W) ou uma fase de água interna em uma fase de óleo contínua (W/O). A emulsão pode ser mais complicada com uma fase interna em si mesma sendo uma dispersão, portanto, um tipo de emulsão W/O/W ou O/W/O. A polimerização pode ocorrer na fase aquosa, na fase oleosa ou na interfase entre as fases aquosa e oleosa, mais de uma das fases acima ou em todas as fases acima. Assim, a polimerização pode ser denominada polimerização em emulsão, polimerização em mini-emulsão, polimerização por microemulsão, polimerização em suspensão, polimerização coloidal, polimerização interfacial, etc. A polimerização pode ser tanto a polimerização por adição de monômeros vinílicos como a polimerização por condensação dos monômeros e pré-polímeros correspondentes. Iniciadores e/ou catalisadores podem ser usados. Os exemplos de monômeros de vinila são acrilamida, ácido acrílico, ésteres acrílicos, ácido metacrílico, ésteres metacrílicos, estireno, cloreto de vinil-benzila, divinilbenzeno, metilenobisacrilamida, etc. Exemplos de polímeros de condensação são resina de melamina-formaldeído, resina de fenol-formaldeído, resina de ureia-formaldeído, resina epóxi, resina de uretano/ureia, resina de poliéster, etc.

[00161] As microcápsulas com estruturas de invólucro e núcleo podem ser preparadas por dispersão de um produto químico do campo petrolífero, uma mistura de um produto químico do campo petrolífero com materiais não poliméricos, ou uma mistura de um produto químico do campo petrolífero com materiais e monômeros não poliméricos em pequenas partículas sob a forma de uma emulsão com o auxílio de força física e emulsificantes. Os estabilizadores podem ser usados para estabilizar as emulsões quando são formadas. Os monômeros ou pré-polímeros podem ser distribuídos na interfase, na fase contínua ou em ambas as fases. Os monômeros são polimerizados e depositados nos núcleos ou outros invólucros para formar os invólucros. Um polímero pré-formado também pode ser adicionado às emulsões e depositado em conjunto com polímeros recém-formados para formar os invólucros. O polímero pode ser curado durante ou após o processo de polimerização. Alternativamente, os monômeros ou pré-polímeros podem ser depositados sobre o núcleo e depois os pré-polímeros podem ser curados para formar um revestimento de polímero. Os produtos químicos do campo petrolífero também podem ser adicionados à fase contínua. No geral, mais produtos químicos do campo petrolífero estão presentes na fase interna dispersa do que na fase contínua.

[00162] As microcápsulas do tipo micromatriz também podem ser formadas por polimerização a partir de emulsões. Uma mistura de produtos químicos do campo petrolífero com uma alta concentração de monômeros, pré-polímeros, uma combinação de monômeros e pré-polímeros, ou uma combinação de monômero/pré-polímero e um polímero pré-formado, podem ser dispersos para formar uma emulsão. A polimerização e/ou a cura (reticulação) de monômeros dentro das gotículas ou uma fase interna dispersa podem formar uma micromatriz contendo produtos químicos do campo petrolífero. Durante este processo, a estrutura da mistura sofrerá mudanças. Por exemplo, no início do processo, os produtos químicos do campo petrolífero são distribuídos de forma molecular, no entanto, no final do processo, eles podem formar fases muito finas nas microcápsulas ou podem permanecer distribuídos de forma molecular.

[00163] O método físico-químico pode ser a separação de fases de coacervação.

[00164] Ao usar um dos métodos ou combinações dos métodos acima, podem ser feitas microcápsulas contendo produtos químicos do campo petrolífero com estruturas especificadas acima.

[00165] Micromatrizes, partículas de invólucro e núcleo ou micromatrizes com invólucros podem ser preparadas de antemão. Essas microcápsulas podem então ser expostas a produtos químicos do campo petrolífero de gás ou petróleo líquido ou a misturas de produtos químicos do campo petrolífero com compostos não poliméricos e os produtos químicos do campo petrolífero podem ser absorvidos e/ou adsorvidos pelas microcápsulas.

[00166] Em um aspecto da invenção, uma composição que tem dois ou mais microencapsulantes diferentes pode ser formada por microencapsulação de uma microcápsula com uma estrutura de invólucro e núcleo, estrutura de micromatriz ou uma micromatriz-invólucro com um ou mais microencapsulantes. Como tal, pode ser formada uma estrutura de invólucro duplo ou estrutura de micromatriz-invólucro diferente ou estrutura de micromatriz-invólucro duplo.

[00167] Além da microencapsulação dupla, as microcápsulas podem ser tratadas após a sua formação. O tratamento pode ser físico ou químico. Por exemplo, um ou mais produtos químicos diferentes podem ser adicionados ao sistema de emulsão após a formação das microcápsulas. Em tais tratamentos, nenhum invólucro adicional é formado. Em vez disso, as propriedades da superfície das microcápsulas são alteradas devido à adsorção ou à reação na superfície externa das microcápsulas pré-formadas. O produto químico pode ter interação física, tal como deposição, ou reação química com invólucros ou micromatrizes formados pela primeira vez. Como tal, as propriedades do microencapsulante podem ser modificadas, por exemplo, para permitir que grupos químicos diferentes se apeguem à superfície externa das microcápsulas ou para aumentar a estabilidade ou as propriedades de barreira do microencapsulante.

[00168] Ambos os produtos químicos do campo petrolífero sólido e líquido podem ser microencapsulados. As microcápsulas podem ser recuperadas como dispersões, bolos úmidos ou pós sólidos. Uma dispersão pode ser formada diretamente da microencapsulação e/ou em qualquer posterior pós-tratamento. Um bolo úmido pode ser obtido por filtração, centrifugação ou outro método que separa o sólido dos líquidos. O bolo úmido pode ser seco (por exemplo, por evaporação de solvente ou água no ar, secagem em um forno de vácuo ou leito fluidizado) para obter pós sólidos. É importante controlar as condições utilizadas na formação e isolamento das microcápsulas, de modo que os produtos químicos do campo petrolífero nas microcápsulas não sejam liberados antes da maduração durante estes processos pós-tratamento, separação ou secagem.

Introdução de grupos químicos definidos a microcápsulas

[00169] Grupos químicos particulares podem ser introduzidos diretamente na superfície externa das microcápsulas durante o processo de microencapsulação através da seleção dos microencapsulantes apropriados, juntamente com a seleção dos métodos apropriados de microencapsulação e controle das condições utilizadas no processo de microencapsulação. Por exemplo, em um processo de polimerização em emulsão, a escolha dos monômeros e dos estabilizadores terá um impacto crítico na composição dos grupos químicos presentes na superfície externa das microcápsulas. Por exemplo, a utilização de monômero de ácido acrílico ou ácido metacrílico, bem como emulsificantes/estabilizadores, tais como copolímeros à base de ácido acrílico ou ácido poliacrílico, podem proporcionar um grupo carboxilato na superfície das microcápsulas finais. Ajustando o pH durante a polimerização e o restante do processo, os estados dos grupos carboxilato podem ser controlados.

[00170] As formulações que compreendem formadores de polímero/pré-polímeros, polímeros e emulsificantes/estabilizadores para formar os microencapsulantes finais das microcápsulas podem ser cuidadosamente preparadas para proporcionar as superfícies externas das microcápsulas com uma composição ótima com grupos químicos particulares.

[00171] Grupos químicos também podem ser introduzidos na superfície das microcápsulas através de microencapsulação dupla e posterior tratamento de microcápsulas. Em microencapsulação dupla, pode ser utilizado um segundo invólucro de um microencapsulante que é diferente do primeiro invólucro ou micromatriz das microcápsulas iniciais. O segundo invólucro conterá os grupos desejados na superfície externa das microcápsulas. No pós- tratamento, a superfície externa das microcápsulas iniciais pode ser modificada por reações com substâncias químicas em que o produto da reação tem os grupos desejados na superfície da microcápsula. Um pós-tratamento particular é o enxerto de novos polímeros sobre a superfície das microcápsulas.

[00172] Por microencapsulação de produtos químicos do campo petrolífero e pós-tratamento das microcápsulas usando os métodos acima, pode ser preparado o produto químico do campo petrolífero microencapsulado com vários grupos químicos funcionais nos invólucros externos. Os grupos químicos funcionais podem ser reativos. Exemplos de tais grupos químicos podem ser selecionados do grupo que consiste de carboxilatos, aminas, amina quaternizada, anidridos, hidroxilas, isocianatos, fosfatos, nitrilas, ésteres e aldeídos, silanois, N-metilois, etc. Formulação de microcápsulas com fluido base

[00173] O fluido de dispensação de produto químico é preparado formulando as microcápsulas compreendendo produtos químicos do campo petrolífero com um fluido base adequado para o propósito de operação ou tratamento do poço. Por exemplo, para monitorar e rastrear fluidos produzidos a partir de um reservatório após o fraturamento hidráulico, as microcápsulas compreendendo traçadores podem ser formuladas com um fluido hidráulico, que é selecionado como fluido base.

[00174] O processo de formulação é um processo de mistura. Em algumas combinações, microcápsulas na forma de uma dispersão, um bolo úmido ou um pó sólido podem ser adicionados ao fluido base e depois agitado para obter uma mistura homogênea. Podem ser utilizadas várias máquinas, como as unidades Disperx, conhecidas na técnica.

[00175] À medida que as microcápsulas definiram grupos químicos na sua superfície externa para promover a dispersão destas microcápsulas no fluido base, o fluido de dispensação de produto químico nesta invenção pode ser preparado pela formulação das microcápsulas com um fluido base sem a adição de emulsificantes adicionais ou estabilizadores adicionados. Particularmente, se um fluido de tratamento de poço existente, como um fluido hidráulico, é usado como fluido base para formular com as microcápsulas, o uso de emulsionantes ou estabilizadores adicionais pode ser evitado. Isso pode ajudar a reter as propriedades do fluido de tratamento de poço.

[00176] As microcápsulas também podem ser formuladas em um fluido base com a adição de certa quantidade de emulsificantes ou estabilizadores. Os emulsificantes/estabilizadores podem proporcionar uma estabilidade adicional ao fluido de dispensação de produto químico, particularmente quando as microcápsulas são formuladas com água, água salgada ou água produzida a partir de um poço de hidrocarboneto. Injeção de fluido químico de dispensação do campo petrolífero

[00177] Para liberar os produtos químicos do campo petrolífero, o fluido de dispensação de produto químico que contém microcápsulas compreendendo os produtos químicos do campo petrolífero é injetado no fundo de poço em um poço penetrante em um reservatório de hidrocarbonetos.

Dispersão de partículas microencapsuladas

[00178] As partículas do produto químico do campo petrolífero microencapsuladas podem ter boa dispersabilidade em um fluido base em comparação com produtos químicos do campo petrolífero que não são microencapsulados. Por exemplo, a dispersabilidade de um traçador solúvel em óleo sólido (traçador A) em água oleosa foi estudada. O traçador puro A é muito hidrofóbico e tem uma densidade de 2,4 g/cm3 a 25°C e 1 atm. O traçador é solúvel em um solvente orgânico (um terpeno cíclico, densidade 0,84 g/cm3). Foram feitas três soluções do traçador neste solvente contendo 15%, 20% e 22% do traçador. A densidade das três soluções era de cerca de 0,93, 0,98 e 0,99 g/cm3, respectivamente.

[00179] Uma solução de água contendo 0,1% de sal de sódio parcial de poli(acrilamida-co-ácido acrílico) (um redutor de atrito), 0,075% de 1-butanol e 0,075% g de etileno glicol butil éter (tensoativo/co-tensoativo) foi usado como um modelo de água oleosa. A água oleosa era uma solução límpida.

[00180] As tentativas de dispersar o traçador sólido puro ou as soluções de traçador/solvente orgânico na água oleosa falharam. O traçador de sólido puro permaneceu na superfície da água quando se utilizou força de cisalhamento baixa (por exemplo, agitação simples com uma espátula) e precipitou no fundo depois do uso de cisalhamento alto (Exemplo Comparativo 1). Cada uma das três soluções de traçador formou grandes gotas (~ 2 mm) sob cisalhamento na água oleosa e coalesceu para formar gotas ainda maiores que flutuavam para o topo da água oleosa (Exemplo Comparativo 1 a 3).

[00181] O traçador puro A e as soluções do traçador foram facilmente microencapsulados e recuperados como pó sólido ou bolo úmido (Exemplos 1, 3 e 6 a 8). As microcápsulas foram feitas utilizando carboxilato de metilcelulose como estabilizadores e resina de melamina-formaldeído como materiais formadores de invólucros. As microcápsulas possuíam triazina, ligações de metileno-oxigênio-metileno na sua superfície externa (> 90%), bem como unidades de carboxilato e glicose (<10%). A composição da superfície das microcápsulas foi ajustada para permitir a dispersão das microcápsulas no fluido base. A presença das unidades de glicose e dos grupos carboxilato torna as microcápsulas bem dispersáveis em água sem adicionar nenhum emulsificante extra. Tanto o pó do traçador microencapsulado quanto o bolo úmido foram dispersos facilmente na água oleosa, com agitação simples usando uma espátula. As microcápsulas preparadas com traçadores puros eram mais densas do que a água oleosa. As microcápsulas feitas por microencapsulação das soluções de traçador contendo 15%, 20% e 22% do traçador tiveram densidades inferiores, aproximadamente iguais e superiores às da água oleosa, respectivamente. Todas estas microcápsulas foram capazes de permanecerem suspensas na água oleosa durante mais de 24 horas. As microcápsulas pesadas da microencapsulação dos traçadores sólidos tendem a se acomodar gradualmente ao fundo dos frascos, enquanto as microcápsulas mais leves tendiam a flutuar no topo da água oleosa lentamente, passando de 24 horas para mais de 7 dias. As microcápsulas assentadas no fundo permaneceram como microcápsulas individuais e podiam voltar a dispersar-se na água oleosa prontamente com pouca agitação ou agitação com uma espátula. Isso contrasta com o traçador puro A, que por si só é impossível ser dispersado na água oleosa. As soluções de traçador não microencapsuladas só podem formar uma dispersão grosseira na água oleosa e tendem a se separar rapidamente da água e flutuar para o topo da água.

[00182] As partículas de traçador microencapsuladas secas sob a forma de pó também podem ser dispersas em um óleo, tal como um óleo sintético. Depósito substantivo de microcápsulas em áreas alvo de um reservatório de hidrocarbonetos e controle adicionado por ajuste de densidade

[00183] As partículas químicas do campo petrolífero microencapsulado podem mostrar substantividade em áreas alvo de um reservatório de hidrocarbonetos. Isto é mostrado nos Exemplos pela interação entre as microcápsulas feitas no Exemplo 3 e 6 e o petróleo bruto ou o petróleo bruto contendo formações rochosas de diferentes partes do mundo (Oriente Médio, Ásia Central e América do Sul).

[00184] O petróleo bruto contendo a amostra de formação subterrânea foi retirado em um poço horizontal (3250 metros abaixo da superfície) em um campo petrolífero sul-americano. O petróleo contido na formação pareceu ser bastante pesado e quando a formação foi mergulhada em água, o petróleo tendeu a ficar no fundo da água com a formação. Quando as microcápsulas contendo traçadores (fabricados nos exemplos 3 e 6) foram dispersas em água oleosa à temperatura ambiente, dispersões turvas foram obtidas. Quando estas dispersões foram misturadas com a formação contendo petróleo bruto descrita acima, foi surpreendentemente verificado que as dispersões tornaram-se límpidas muito mais rapidamente em comparação com dispersões puras de microcápsula/água oleosa ou dispersões misturadas com estruturantes cerâmicos. Em ambos os casos, a deposição de microcápsulas na formação contendo petróleo bruto foi observada. Isto mostra que as microcápsulas eram substantivas em relação à formação contendo petróleo bruto (Exemplo 5 e 10).

[00185] Na água deionizada pura, as microcápsulas apresentaram comportamento substancial semelhante em relação à formação contendo petróleo bruto (Exemplo 13, 14).

[00186] Houve uma interação entre as microcápsulas e a formação contendo petróleo bruto. As microcápsulas possuem ligações de triazina, metileno e metileno-oxigênio-metileno na sua superfície externa (> 90%) e também unidades de carboxilato e glicose (<10%). A formação contendo petróleo bruto continha tanto rocha inorgânica como petróleo bruto pesado. O petróleo bruto continha, além de hidrocarbonetos simples, compostos de porções altamente aromáticas e elementos híbridos tais como oxigênio, nitrogênio e enxofre (por exemplo, asfalatenos, querogênios), alguns dos quais são carregados. A formação contendo petróleo bruto funciona aparentemente de uma maneira semelhante a um coagulante/floculante que permite a deposição substancial de microcápsulas na formação.

[00187] A densidade das microcápsulas parece desempenhar um papel na dissuasão ou aceleração da deposição das microcápsulas. As microcápsulas mais densas apresentaram deposição rápida em relação à formação de petróleo bruto pesado no fundo da água/água oleosa (em 2 a 5 horas, Exemplo 5), e as microcápsulas mais leves demoraram mais tempo (até 24 horas, Exemplo 10). Níveis adicionais de controle da liberação de microcápsulas compreendendo produtos químicos do campo petrolífero para uma área alvo de um reservatório de hidrocarbonetos podem ser conseguidos através do ajuste da densidade das microcápsulas.

[00188] A interação substantiva entre microcápsulas e petróleo bruto também foi observada. (Exemplo 11). Liberação controlada de produtos químicos do campo petrolífero para áreas alvo

[00189] A liberação de produtos químicos do campo petrolífero microencapsulado para áreas alvo pode ser controlada. Isto é mostrado pela liberação do traçador microencapsulado em óleo sintético nos Exemplos 2, 9 e 11. Os pós do traçador microencapsulado dispersos em petróleo sintético podem liberar > 95% do traçador no petróleo em cerca de 12 horas, enquanto o traçador microencapsulado disperso em água oleosa pode ser liberado no petróleo sintético em contato com a mistura em cerca de 24 horas (Exemplo 2 e 9). A liberação do traçador das microcápsulas pareceu seguir um padrão linear e é controlada. Foi verificado também que a liberação do traçador a partir de microcápsulas em petróleos brutos pode ser muito eficiente (Exemplo 11). Estes tempos de liberação são adequados para certos tipos de tratamentos e operações de poços. O tempo de liberação pode ser ajustado para fornecer um período de liberação mais longo com base em requisitos particulares de operações do campo petrolífero.

[00190] As microcápsulas não são dissolvidas, degradadas ou erodidas pelos petróleos ou água que estão em contato com as microcápsulas durante a liberação dos traçadores. Liberação de agentes de tratamento de poço para tratamento de poço

[00191] As composições e métodos aqui descritos podem ser utilizados para tratamento de poço. Um produto químico do campo petrolífero pode ser um agente de tratamento do poço. O agente de tratamento do poço é microencapsulado usando os métodos e materiais necessários para obter microcápsulas com a densidade desejada e grupos químicos na sua superfície externa. As microcápsulas podem então ser formuladas com um fluido base e injetadas no fundo do poço direcionado na etapa apropriada na operação de um poço. Por exemplo, um biocida pode ser microencapsulado de tal forma que a superfície das microcápsulas tem grupos químicos que permitem que as microcápsulas sejam dispersas em um fluido base e liberadas para áreas dentro do reservatório onde as bactérias crescem e causam problemas tais como emissão de sulfeto de hidrogênio e corrosão. As microcápsulas podem ser formuladas em um fluido a base de água para controle exclusivamente de bactérias, ou como um tratamento adjuvante para um fluido de tratamento de poço existente, como um fluido de fraturamento hidráulico ou fluido de inundação químico usado para recuperação de óleo melhorada. De forma semelhante, outros tipos de agentes de tratamento de poços descritos nas seções acima podem ser microencapsulados e formulados com um fluido base.

[00192] A injeção de tais fluidos de dispensação de produtos químicos do campo petrolífero permite que o produto químico do campo petrolífero seja colocado ou liberado para posições próximas de poço e revestimento do poço e/ou formações de reservatório para fornecer tratamento ou intervenção do poço. Liberação de traçadores e métodos de monitoramento e rastreamento de fluxo de fluido dentro e fora de um reservatório de hidrocarbonetos

[00193] As composições e métodos aqui descritos podem ser usados para monitorar e rastrear o fluxo de fluido dentro e fora de um reservatório de hidrocarbonetos. Um produto químico do campo petrolífero pode ser um traçador. Os métodos aqui descritos são particularmente adequados para dispensar traçadores para áreas alvo de um reservatório de hidrocarbonetos para permitir que o fluxo de fluidos dentro e fora de diferentes áreas do reservatório seja detectado e rastreado.

[00194] É vantajoso que os traçadores possam ser liberados de forma mais precisa e uniforme e liberados de forma controlável para áreas alvo de um reservatório de hidrocarbonetos, ou posições de formações de reservatórios particulares ou mesmo áreas de revestimento do poço. O traçador pode ser detectado em um líquido de retorno do poço injetado ou, para operação intra-poço, em um poço de compensação. À medida que a quantidade de traçador dispensado e liberado torna-se mais previsível, o fluxo de retorno do traçador pode ser melhor modelado e uma quantificação melhorada do fluxo é possível.

[00195] O reservatório a ser monitorado e rastreado pelos métodos acima pode ser um dos seguintes: (a) um reservatório penetrado por um ou mais poços, (b) um reservatório fraturado hidraulicamente através do poço, (c) um reservatório sendo estimulado usando fluido de estimulação a base de ácido, ou (d) um reservatório de hidrocarbonetos sendo inundado com produtos químicos para uma melhor recuperação de petróleo.

[00196] Um método de traçar um fluxo de fluido a partir de um reservatório de hidrocarbonetos pode compreender as etapas de (a) proporcionar um fluido de dispensação de produto químico do campo petrolífero compreendendo um fluido base e microcápsulas com uma superfície externa, em que as microcápsulas compreendem um microencapsulante e um produto químico do campo petrolífero contidos dentro das microcápsulas, onde a superfície externa das microcápsulas compreende um ou mais grupos químicos que interagem com o fluido base e promovem a dispersabilidade das microcápsulas no fluido base, e as microcápsulas compreendem um traçador de liberação, (b) injetar o fluido de dispensação de produto químico dentro de um poço penetrando no reservatório, (c) entrar em contato com o fluido de dispensação de produto químico com uma área alvo do reservatório de hidrocarbonetos, (d) coletar uma pluralidade de amostras de fluidos que fluem do poço ao longo de um período de tempo e e) analisar as amostras para determinar pelo menos uma da ausência do traçador, a presença do traçador ou a presença e a concentração do traçador em fluidos que fluem do poço. A área alvo é de preferência (i) dentro da formação de um poço que penetra no reservatório, onde o poço é formado por perfuração e conclusão, (ii) em torno e dentro de uma fratura em uma formação rochosa que forma o reservatório, onde a fratura é formada por fraturamento hidráulico, (iii) em torno e dentro de uma fratura em uma formação rochosa que forma o reservatório, onde a fratura é formada por estimulação usando fluido de estimulação à base de ácido, ou (iv) dentro da formação do reservatório penetrado por um poço.

[00197] Um método de traçar um fluxo de fluido a partir de um reservatório de hidrocarbonetos compreendendo as etapas de (a) proporcionar um fluido de dispensação de produto químico compreendendo um fluido base e microcápsulas possuindo uma superfície externa, em que as microcápsulas compreendem um microencapsulante e um produto químico do campo petrolífero contido dentro das microcápsulas, em que a superfície externa das microcápsulas compreende um ou mais grupos químicos que interagem com o fluido base e promovem a dispersabilidade das microcápsulas no fluido base, em que as microcápsulas do fluido de dispensação de produto químico contêm dois ou mais traçadores liberáveis (b) injetar o fluido de dispensação de produto químico dentro de um poço que penetra no reservatório, (c) entrar em contato com o fluido de dispensação de produto químico com uma área alvo do reservatório de hidrocarbonetos, (d) coletar uma pluralidade de amostras de fluidos que fluem do poço durante um período de tempo e (e) analisar as amostras para determinar pelo menos uma das ausências do traçador, a presença do traçador, ou a presença e a concentração do traçador em fluidos que fluem do poço. A área alvo é de preferência (i) dentro da formação de um poço penetrante no reservatório, onde o poço é formado por perfuração e conclusão, (ii) dentro de uma fratura em formação rochosa que forma o reservatório, onde a fratura é formada por fraturamento hidráulico (iii) dentro de uma fratura em formação rochosa que forma o reservatório, onde a fratura é formada por estimulação usando fluido de estimulação a base de ácido, ou (iv) dentro da formação de um poço penetrante no reservatório.

[00198] Um método de traçar um fluxo de fluido a partir de um reservatório de hidrocarbonetos compreendendo as etapas de (a) preparar dois ou mais fluidos de dispensação de produtos químicos do campo petrolífero onde cada um dos fluidos de dispensação de produtos químicos do campo petrolífero compreende um fluido base e microcápsulas com uma superfície externa, em que as microcápsulas compreende um microencapsulante e um produto químico do campo petrolífero contidos nas microcápsulas, em que a superfície externa das microcápsulas compreende um ou mais grupos químicos que interagem com o fluido base e promovem a dispersabilidade das microcápsulas no fluido base, onde as microcápsulas em cada uma das os fluidos de fornecimento químico do campo petrolífero contém um ou mais traçadores liberáveis, (b) injetar separadamente os fluidos de dispensação química do campo petrolífero dentro de um poço penetrando o reservatório separadamente; (c) contatar os fluidos de dispensação química do campo petrolífero com áreas alvo do reservatório de hidrocarbonetos, (c) coletar uma pluralidade de amostras de fluidos que fluem do poço ao longo de um período de tempo e (d) analisar as amostras para determinar pelo menos uma da ausência do traçador, a presença do traçador ou a presença e a concentração do traçador em fluidos que fluem do poço. As áreas alvo são de preferência: (i) dentro da formação de um poço que penetra no reservatório, onde o poço é formado por perfuração e conclusão, (ii) dentro de uma fratura em formação rochosa que forma o reservatório, onde a fratura é formada por faturamento hidráulico (iii) dentro de uma fratura em formação rochosa que forma o reservatório, onde a fratura é formada por estimulação usando fluido de estimulação à base de ácido, ou (iv) dentro da formação de um poço penetrante no reservatório.

[00199] Uma aplicação particularmente útil desta invenção é para detectar geração de petróleo e fluxo em operações de fraturamento hidráulico. Por exemplo, as microcápsulas projetadas que contêm traçadores podem ser formuladas em um fluido de fraturamento e injetadas no fundo do poço (por exemplo, ao mesmo tempo em que os estruturantes são adicionados). Os traçadores podem ser colocados em diferentes estágios do sistema. Por exemplo, um traçador de petróleo solúvel pode ser injetado em um primeiro estágio, com um traçador diferente (óleo ou água solúvel) injetado em um segundo estágio. Em um estágio, dois ou mais traçadores em microcápsulas com diferentes densidades podem ser injetados no mesmo fluido, com um traçador dentro de microcápsulas com uma densidade maior do que o fluido base e outro traçador dentro de microcápsulas tem uma densidade menor que o fluido base. As microcápsulas com uma densidade maior do que o fluido base serão direcionadas para áreas abaixo da linha horizontal do poço e as microcápsulas com uma densidade menor que o fluido base serão direcionadas para áreas acima da linha horizontal do poço.

[00200] Para identificar os hidrocarbonetos que fluem de uma operação de fraturamento particular, é importante que um traçador seja introduzido no poço de tal forma que possa penetrar a formação na localização de uma fratura induzida. O fluido de dispensação de produto químico compreendendo uma microcápsula que compreende um traçador é de preferência adicionado aos fluidos de fratura introduzidos no poço após a injeção inicial de fluido de fratura criando a matriz inicial de fratura de rocha. De preferência, o fluido de dispensação de produto químico é adicionado durante a injeção inicial de partículas estruturantes sólidas, como areia ou estruturantes cerâmicos, durante cada estágio, na frente da injeção de sólidos para que ele entre profundamente na formação e entrará em contato com o hidrocarboneto se presente. Para este fim, o fluido de fraturamento é utilizado um fluido base e as microcápsulas compreendendo traçadores são formuladas no fluido de fraturamento hidráulico, e o estruturante sólido é então adicionado para resultar no fluido de dispensação final do campo petrolífero. É preferido que o fluido de dispensação de produto químico seja constantemente injetado no mesmo ponto durante cada estágio de estimulação hidráulica. Também é preferido que o fluido de dispensação de produto químico compreendendo microcápsulas que compreende traçadores não seja injetado para a extremidade do estágio porque, nesse caso, pode estar muito próximo do poço e pode fluir de volta à superfície se ele ou não contatou o hidrocarboneto.

[00201] Uma operação típica de fraturamento hidráulica em um poço de petróleo ou gás é realizada em estágios, muitos usando entre 10 e 40 estágios por poço. Um fluido de dispensação de produto químico compreendendo uma microcápsula que compreende um traçador pode ser adicionado a cada estágio ou apenas a algumas dos estágios. O traçador usado em cada fluido de dispensação de produto químico é preferencialmente único, na medida em que possui preferencialmente uma característica de traçador diferente de cada outro composto de traçador usado na operação de fraturamento, de modo que os fluxos de hidrocarbonetos produzidos a partir de cada estágio podem ser identificados. A característica do traçador geralmente é a identidade química do composto traçador utilizado. A característica do traçador deve ser distinguível da(s) característica(s) do traçador de quaisquer outros compostos de traçador utilizados.

[00202] Após a conclusão do trabalho de fratura, o poço está preparado para o fluxo de retorno. Durante o fluxo do poço, as amostras de petróleo/gás de reservatório são retiradas regularmente, normalmente durante os primeiros 10 a 40 dias. As amostras são analisadas utilizando métodos apropriados para detectar a presença e a concentração do traçador. O método de análise da amostra é selecionado para ser útil para identificar e, de preferência, para fornecer uma medida de concentração do traçador na amostra de fluido. Métodos adequados incluem cromatografia; particularmente cromatografia gasosa (GC) acoplada com meios de detecção apropriados. Também podem ser utilizados métodos de análise espectroscópica ou eletroquímica. De particular utilização para a identificação e medição da concentração de compostos aromáticos halogenados é a cromatografia em fase gasosa acoplada à espectrometria de massa, possibilitando sensibilidades de detecção de baixas partes por bilhão a ser alcançadas.

[00203] O trabalho de conclusão pode envolver o tamponamento de uma seção de um poço para evitar o fluxo de fluido. Isto pode ser realizado para bloquear ou controlar o fluxo de fluidos de reservatório de uma certa parte do poço, por exemplo, do dedo do pé até o calcanhar ou a superfície. Pode ser útil bloquear o fluxo de fluido de fraturamento em um local particular no poço, a fim de fraturar uma parte específica do reservatório. O fluxo pode ser bloqueado ou restrito, por exemplo, quanto à direção ou taxa de fluxo, por meio de uma barreira que pode ser na forma de um tampão ou um dispositivo de conclusão de poço, tal como uma tela, tendo pelo menos um meio de controle de fluxo compreendendo pelo menos um furo e que, em uma primeira condição permite o fluxo através do referido furo e, em uma segunda condição, bloqueia o fluxo através do referido furo. Tais dispositivos podem ser operados para permitir ou bloquear o fluxo por meio de uma ferramenta ou pela pressão acumulada no poço no local da barreira. Tais dispositivos estão disponíveis como arranjos de luva deslizante, por exemplo. Quando a barreira é um tampão, por exemplo, preenchido com cimento, o tampão pode ser perfurado para permitir o fluxo de fluido passar a localização do tampão. Operar um dispositivo de conclusão para permitir o fluxo de fluido ou perfurar um tampão pode ser referido como “liberando” o tampão ou barreira. Em uma operação típica de conclusão de poços, muitas dessas barreiras para fluxo podem ser instaladas à medida que o poço é concluído em estágios. Em uma operação típica, cada barreira pode ser associada a pelo menos uma operação de fraturamento do reservatório. Cada operação de fraturamento está, portanto, convenientemente associada a um composto traçador particular que é diferente de compostos de rastreamento utilizados em outras operações de fraturamento no poço. Quando o método da invenção é utilizado durante uma operação de fraturamento e uma barreira, que foi colocada a jusante da operação de fraturamento (por exemplo para permitir a fratura de outra operação de fraturamento a jusante da primeira operação de fraturamento (a montante)), é liberada ou removida, então a detecção em uma amostra coletada a jusante da localização da barreira (por exemplo, na cabeça do poço) do traçador colocado com a operação de fraturamento a montante confirma ao operador de conclusão que a barreira foi liberada corretamente e que o fluido de hidrocarboneto fluiu do reservatório na fratura a montante, além da localização da barreira.

[00204] É preferido registrar a quantidade de hidrocarboneto produzido pelo poço em períodos de tempo específicos durante o período de extração de amostras para análise de traçadores. Em um método particularmente preferido, as curvas de concentração versus tempo são criadas para cada traçador. A integração de cada curva ao longo de um período de tempo específico durante o fluxo de retorno é realizada para fornecer um perfil de produção de cada estágio de fratura do poço. Uma comparação do fluxo do traçador de retorno à superfície versus a quantidade de emulsão do traçador injetada na superfície pode ser realizada em função do tempo. A recuperação de cada traçador pode ser comparada usando um processo de normalização para determinar a contribuição relativa de cada estágio ao longo de um período de tempo especificado. Este dado de fluxo relativo é usado para determinar o fluxo relativo de cada estágio de estimulação hidráulica para superfície versus tempo.

[00205] Além disso, para cada estágio do reservatório fraturado hidráulico, a contribuição do fluxo de produção de áreas acima e abaixo do plano horizontal do poço também pode ser medida usando um método semelhante. Para realizar este cálculo, dois traçadores diferentes podem ser injetados em cada estágio. Um traçador dentro de microcápsulas com uma densidade maior que a do fluido base e o outro traçador está dentro de microcápsulas com uma densidade inferior à do fluido base, de modo que os dois traçadores sejam liberados no mesmo estágio, mas em áreas acima e abaixo do plano horizontal do poço, respectivamente. O retorno dos dois traçadores pode ser quantificado e comparado com quantidades injetadas para dar uma indicação da contribuição de produção das áreas acima e abaixo dos planos horizontais.

[00206] Um método proporcionado por esta invenção pode ser usado para identificar um fluxo de um fluido de hidrocarboneto a partir de uma primeira localização em um reservatório subterrâneo para um poço localizado em uma segunda localização no reservatório, por: a) proporcionar um fluido de dispensação do campo petrolífero compreendendo uma microcápsula que compreende pelo menos um composto de traçador solúvel em hidrocarbonetos em um líquido de base aquoso, b) injetar o fluido de dispensação de produto químico da etapa a) através de um poço penetrando um reservatório de hidrocarboneto na primeira localização; c) coletando depois uma amostra de fluido hidrocarboneto que flui do poço localizado na segunda localização, d) analisar a amostra para determinar se o composto traçador está presente na amostra e e) determinar, a partir dos resultados da análise, se um fluxo de hidrocarboneto ocorreu desde a primeira localização até a segunda localização.

[00207] Um método proporcionado por esta invenção pode ser usado para confirmar a presença em uma primeira localização em um poço de uma barreira que, se presente, restrinja o fluxo de um fluido de hidrocarboneto a partir de uma localização em um poço a montante da primeira localização para uma localização a jusante da primeira localização. O método compreende as etapas de: (a) proporcionar um fluido de dispensação do campo petrolífero compreendendo uma microcápsula que compreende pelo menos um composto de traçador hidrocarboneto solúvel, (b) injetar o fluido de dispensação do campo petrolífero por um poço penetrando um reservatório de hidrocarbonetos na localização a montante da primeira localização, (c) coletar depois uma amostra de fluido de hidrocarboneto que flui do reservatório em uma localização a jusante da primeira localização, e (d) analisar a amostra para determinar uma presença ou ausência do composto do traçador na amostra. O método pode ainda compreender a etapa de (e) inferir da presença ou ausência de composto traçador na amostra se a referida amostra contém hidrocarboneto que fluiu da referida localização a montante da referida primeira localização, para assim determinar se a referida barreira existe na referida primeira localização.

Exemplos Exemplo 1 - Microencapsulação de um traçador de óleo solúvel

[00208] Um traçador sólido (Traçador A, um composto haloaromático, densidade 2,4 g/cm3) foi moído e filtrado através de uma peneira de 100 m. Foram dissolvidas 1,2 g de sal de sódio de carboxilmetilcelulose (Sigma) em 78,3 g de água e depois misturado com 15,9 g de resina de besouro (BIP) e 0,35 g de ácido fórmico (96%, Sigma) para formar uma mistura aquosa. A mistura aquosa foi agitada a 25°C durante 1 hora. 60 g do traçador peneirado e a mistura aquosa foram então homogeneizadas em conjunto durante 5 minutos utilizando um homogeneizador de laboratório Silverson L4R. Durante a homogeneização, 300 g de água foram adicionadas para diluir a mistura. A mistura homogeneizada foi agitada a 25°C durante 2 horas e depois a 65°C durante mais duas horas. A dispersão resultante foi filtrada, seca no ar durante 3 dias e depois seca em uma estufa de vácuo a 50°C durante 8 horas. O produto em pó seco contendo o traçador encapsulado foi filtrado através de uma peneira de 425 m. Exemplo 2 - Liberação do traçador microencapsulado seco em petróleo sintético

[00209] O traçador microencapsulado do Exemplo 1 (0,16 g, peso equivalente a 0,135 g de traçador) foi colocado em 18 g de um petróleo sintético (80% de óleo transformador Transulate (Smith & Allan) e 20% de óleo Downtherm Q (Dow Chemical)) a 60°C e agitado. As amostras do petróleo sintético foram retiradas em vários momentos e analisadas para determinar a percentagem da quantidade aplicada do traçador liberado no óleo sintético. A liberação do traçador das microcápsulas foi registrada ao longo do tempo, com cerca de 50% do traçador liberado por cerca de quatro a cinco horas e cerca de 70% do traçador liberado por cerca de 6 horas (Figura 2). As amostras tomadas após 21 horas verificaram que todo o traçador tinha sido liberado no óleo. Exemplo 3 - Microencapsulação de um traçador solúvel em óleo

[00210] O sólido traçador A (um composto haloaromático) foi triturado e filtrado através de uma peneira de 100 m. Foram dissolvidos 0,48 g de sal de sódio de carboxilmetilcelulose (Sigma) em 78,3 g de água e depois misturados com 6,36 g de resina de besouro (BIP) e 0,14 g de ácido fórmico (96%, Sigma) para formar uma mistura aquosa. A mistura aquosa foi agitada a 25°C durante 1 hora. 60 g do traçador peneirado e a mistura aquosa foram então homogeneizadas em conjunto durante 5 minutos utilizando um homogeneizador de laboratório Silverson L4R. Durante a homogeneização, foram adicionados 200 g de água para diluir a mistura. A mistura homogeneizada foi agitada a 25°C durante 2 horas e depois a 65°C durante mais duas horas. A dispersão resultante foi filtrada, seca no ar durante 3 dias e depois seca em uma estufa de vácuo a 50°C durante 8 horas. O produto em pó seco contendo o traçador encapsulado foi filtrado através de uma peneira de 425 m. O teor de traçador do pó seco era de 85% em peso. Exemplo 4 - Formulação de um modelo de água oleosa

[00211] A água oleosa é um tipo de fluido de fraturamento que contém redutores de atrito, tal como uma poliacrilamida. Um modelo de água oleosa foi fabricado dissolvendo um sal de sódio parcial de poli(acrilamida-co-ácido acrílico) de 0,20 g (Mw: 520000, ~ em peso 80% de Acrylamide, Aldrich), 0,15 g 1 de butanol (99,8%, Sigma) e 0,15 g de etileno glicol éter butílico ( 99%, Sigma) em 200 g de água deionizada. Exemplo 5 - Interação de marcador microencapsulado com formação contendo petróleo bruto e transferência de traçador de fluido de dispensação de produto químico para formação contendo petróleo bruto

[00212] Uma amostra de petróleo bruto contendo uma formação subterrânea tomada em um poço horizontal (3250 metros abaixo da superfície) em um campo petrolífero sul-americano foi utilizada para observar a interação entre os traçadores microencapsulados e petróleo bruto e para testar as propriedades de liberação do traçador microencapsulado.

[00213] Em um frasco de vidro, 0,0525 g de traçador microencapsulado do Exemplo 3 foi dispersada em 50 g de água oleosa (Exemplo 4), à temperatura ambiente e uma dispersão turva foi obtida. Foram adicionados à dispersão turva 25,3 g de amostra de formação contendo petróleo bruto, descrita acima. A mistura foi agitada durante 30 segundos e a formação contendo petróleo foi temporariamente suspensa na dispersão turva. Assim que a agitação parou, a formação contendo petróleo separou da dispersão e sedimentada no fundo do frasco de vidro. Depois de permanecer à temperatura ambiente durante duas horas sem agitação, a mistura se tornou límpida.

[00214] Uma dispersão de cápsulas microencapsuladas em água oleosa foi deixada em repouso durante 5 horas à temperatura ambiente como controle. Esta amostra permaneceu turva.

[00215] As amostras foram analisadas para determinar as concentrações do traçador em vários componentes. O sobrenadante na formação contendo petróleo foi decantado. A água decantada (42,5 g) foi extraída com 53,4 g de tolueno e analisada seguindo procedimentos semelhantes. A concentração do traçador na solução de tolueno foi verificada ser de 27,2 ppm.

[00216] A formação de petróleo e a água restante no fundo da garrafa foram misturadas com 84,5 g de tolueno. A mistura foi colocada em um forno a 60°C durante 2 horas e agitada ocasionalmente, depois resfriada até à temperatura ambiente e filtrada. 95 g de solução de petróleo bruto/tolueno foram obtidas. A análise das amostras de solução de petróleo bruto/tolueno por cromatografia gasosa (GC) mostrou que a concentração do traçador na solução foi de 431,7 ppm.

[00217] Com base na quantidade de microcápsulas utilizadas (0,0525 g), a concentração máxima de traçador em 95 g de tolueno era de 470 ppm. A concentração de traçador medida de 431,7 ppm indicou que mais de 90% do traçador microencapsulado havia sido depositado na formação de petróleo em 2 horas à temperatura ambiente. Exemplo 6 - Microencapsulação de uma solução de um traçador solúvel em óleo com densidade menor que da água

[00218] Foram dissolvidos 15 g do traçador utilizado no Exemplo 1 (um composto haloaromático) em 85 g de solvente orgânico (um terpeno cíclico). 2,5 g de sal de sódio de carboxilmetilcelulose (Sigma) foram dissolvidos em 120 g de água e depois misturados com 26,5 g de resina de besouro (BIP) e 0,58 g de ácido fórmico (96%, Sigma) para formar uma mistura aquosa. A mistura aquosa foi agitada a 25°C durante 1 hora. A solução do traçador e a mistura aquosa foram homogeneizadas em conjunto durante 5 minutos utilizando um homogeneizador de laboratório Silverson L4R. Durante a homogeneização, 300 g de água foram adicionadas para diluir a mistura. A mistura homogeneizada foi agitada a 25°C durante 2 horas e depois a 65°C durante mais duas horas. A dispersão resultante foi filtrada e mantida como um bolo de filtro molhado. O teor médio de sólido do bolo de filtração foi de 29% (26 a 32%). A densidade da microcápsula foi menor que a da água como indicado pelas microcápsulas movendo-se lentamente (durante 7 dias) para uma camada acima da água depois de serem misturadas em água. Exemplo 7 - Microencapsulação de uma solução de um traçador de óleo solúvel com uma densidade maior que da água

[00219] 22,5 g do traçador utilizado no Exemplo 1 foram dissolvidas em 77,5 g do mesmo solvente orgânico utilizado no Exemplo 6. 2,5 g de sal de sódio de carboxilmetilcelulose (Sigma) foram dissolvidos em 120 g de água e depois misturados com 26,5 g de resina de besouro (BIP) e 0,58 g de ácido fórmico (96%, Sigma) para formar uma mistura aquosa. A mistura aquosa foi agitada a 25°C durante 1 hora. A solução do traçador e a mistura aquosa foram então homogeneizadas em conjunto durante 5 minutos utilizando um homogeneizador de laboratório Silverson L4R. Durante a homogeneização, 300 g de água foram adicionadas para diluir a mistura. A mistura homogeneizada foi agitada a 25°C durante 2 horas e depois a 65°C durante mais duas horas. A dispersão resultante foi filtrada e mantida como bolo de filtro molhado. O teor médio sólido do bolo de filtração foi de 29% (26 - 32%). A densidade da microcápsula foi maior que a da água como indicado pela sedimentação lenta das microcápsulas ao longo de 10 dias após a mistura em água. Exemplo 8 - Microencapsulação de uma solução de um traçador de óleo solúvel com uma densidade aproximadamente igual à da água

[00220] 20 g do traçador utilizado no Exemplo 1 foram dissolvidas em 80 g do mesmo solvente orgânico utilizado no Exemplo 6. 2,5 g de sal de sódio de carboxilmetilcelulose (Sigma) foram dissolvidas em 120 g de água e depois misturadas com 26,5 g de resina de besouro (BIP) e 0,58 g de ácido fórmico (96%, Sigma) para formar uma mistura aquosa. A mistura aquosa foi agitada a 25°C durante 1 hora. A solução do traçador e a mistura aquosa foram então homogeneizadas em conjunto durante 5 minutos utilizando um homogeneizador de laboratório Silverson L4R. Durante a homogeneização, 300 g de água foram adicionadas para diluir a mistura. A mistura homogeneizada foi agitada a 25°C durante 2 horas e depois a 65°C durante mais duas horas. A dispersão resultante foi filtrada e mantida como bolo de filtro molhado. O teor médio sólido do bolo de filtração foi de 29% (26 a 32%). A densidade da microcápsula era aproximadamente igual à da água como indicado pelas microcápsulas restantes dispersas em toda a água quando misturadas com água. Exemplo 9 - Liberação do traçador solúvel em óleo da dispersão de microcápsulas em óleo sintético

[00221] 0,0245 g de bolo de microcápsulas molhado feito no Exemplo 7 foi disperso em 50,7 g de água oleosa preparada no Exemplo 4, misturada com 51,5 g de óleo sintético (descrito no Exemplo 2) e colocada em um forno a 60°C. A mistura foi deixada no forno sem agitação. Amostras do óleo sintético foram tomadas em vários momentos, a concentração do traçador no óleo sintético foi medida por CG e a percentagem de traçador foi calculada. Mais de 95% do traçador aplicado foi liberado dentro de 22 horas. (Figura 3) Exemplo 10 - Comparação da coagulação do traçador microencapsulado na presença de formulação contendo petróleo bruto e estruturantes

[00222] A interação entre partículas microencapsuladas e fluido de formação contendo petróleo bruto e um estruturante de cerâmica comercial foi comparada.

[00223] Em um frasco de vidro, 0,0636 g de bolo de microcápsulas molhado preparado no Exemplo 6 foi dispersa em 8 g de água oleosa preparada no Exemplo 4 e depois misturada com 5 g de amostra de formação de petróleo bruto descrita no Exemplo 5.

[00224] Em um frasco de vidro separado, 0,0635 g de bolo de microcápsulas molhado no Exemplo 6 foi dispersa em 8 g de água oleosa, preparada no Exemplo 4, e depois misturada com 5 g de estruturante de cerâmica comercial.

[00225] Ambos os frascos foram colocados em um forno a 60°C. Após 24 horas, a dispersão no frasco contendo estruturante permaneceu muito turva, com as microcápsulas do traçador flutuando. No entanto, no frasco contendo a formação de óleo, o líquido tornou-se bastante límpido, com muitas das microcápsulas parecendo ter coagulado e acumulado em ou ao redor das formações de petróleo. As partículas permaneceram sem serem degradadas ou dissolvidas.

[00226] O sobrenadante no frasco de formação de petróleo bruto foi decantado. A água de topo e a formação de óleo foram misturadas com 11,6074 g e 16,0175 g de tolueno, respectivamente. Após a extração da água, o tolueno permaneceu incolor e a concentração do traçador no tolueno foi de 0,15 ppm. Após a extração da formação de óleo, uma solução preta de petróleo bruto/tolueno foi obtida e a concentração do traçador na solução foi verificada ser de 141,59 ppm. O traçador estava predominantemente presente na formação de petróleo sedimentada. Exemplo 11 - Liberação do traçador do traçador solúvel em óleo a partir da dispersão de microcápsulas para petróleos brutos

[00227] Em quatro frascos de vidro, 0,0191, 0,0205, 0,0203 e 0,0176 g de bolo de microcápsulas molhado feito no Exemplo 6 foram dispersos em 9,1236, 10,1321, 8,02 e 9,0494 g de água oleosa preparada no Exemplo 4, respectivamente. Ao primeiro frasco, foram adicionados 2,9121 g de petróleo sintético descrito no Exemplo 2. Para os outros três frascos, foram adicionados petróleo bruto de campos de petróleo em diferentes partes do mundo (Oriente Médio, Ásia Central e América do Sul). A quantidade de petróleo bruto utilizada foi de 2,6157, 1,7653 e 4,4050 g, respectivamente. Todos os frascos foram colocados em um forno a 60°C. Após 5 horas e 21 horas no forno a 60°C, as amostras foram avaliadas. As partículas de traçador microencapsuladas foram coaguladas em cada um dos frascos com petróleo bruto. As concentrações do traçador nos petróleos sintéticos e brutos foram medidas após 21 horas. A concentração medida do traçador foi de 241,3 ppm no petróleo sintético e 250,4, 460,9, 122,5 ppm nos petróleos brutos, respectivamente. As concentrações máximas de traçador nestes petróleos eram esperadas ser de 260, 310, 461 e 153 ppm, respectivamente. Entre 80 a 100% de traçador foi liberado para os petróleos em 21 horas. Exemplo 12 - Microencapsulação de um biocida

[00228] Um biocida do tipo antraquinona foi encapsulado usando o seguinte procedimento. 1,2 g de sal de sódio de carboxilmetilcelulose (Sigma) foram adicionadas em 78,3 g de água e depois misturadas com 15,9 g de resina de besouro (BIP) e 0,35 g de ácido fórmico (96%, Sigma) para formar uma mistura. A mistura aquosa foi agitada a 25°C durante 1 hora. 60 g do biocida e a mistura aquosa foram então homogeneizadas em conjunto durante 5 minutos utilizando um homogeneizador de laboratório Silverson L4R. Durante a homogeneização, 300 g de água foram adicionadas para diluir a mistura. A mistura homogeneizada foi agitada a 25°C durante 2 horas e depois a 65°C durante mais duas horas. A dispersão resultante foi filtrada, seca ao ar durante 3 dias e depois seca em uma estufa a vácuo a 50°C durante 8 horas. O produto em pó seco contendo o traçador encapsulado foi filtrado através de uma peneira de 425 m. Exemplo 13 - Interação do traçador microencapsulado com formação contendo petróleo bruto e transferência do traçador

[00229] Em um frasco de vidro, 0,05 g de traçador microencapsulado feito no Exemplo 3 foi dispersa em 50 g de água deionizada à temperatura ambiente. Uma dispersão turva foi obtida. 25 g de amostra de formação de petróleo bruto descrita no Exemplo 5 foram adicionadas à dispersão turva. A mistura foi agitada durante 30 segundos de modo que a formação contendo petróleo foi temporariamente suspensa na dispersão turva. Assim que a agitação foi interrompida, a formação contendo petróleo separada da dispersão e sedimentada no fundo do frasco de vidro. Depois de repousar durante 2 horas sem agitação à temperatura ambiente, a mistura ficou límpida. Uma camada de microcápsulas de cor branca que cobre a formação contendo petróleo bruto colorido escuro foi observada.

[00230] Uma dispersão pura de cápsulas microencapsuladas em água deionizada, utilizada como um controle, manteve-se turva depois de deixada em repouso durante 5 horas à temperatura ambiente. Exemplo 14 - Interação do traçador microencapsulado com formação contendo petróleo bruto e transferência do traçador

[00231] Em um frasco de vidro, 0,05 g do traçador microencapsulado preparado no Exemplo 6 foi dispersa em 50 g de água deionizada à temperatura ambiente. Uma dispersão turva foi obtida. 25 g de amostra de formação contendo petróleo bruto, descrita no Exemplo 5 acima foram adicionadas, à dispersão turva. A mistura foi agitada durante 30 segundos para suspender temporariamente a formação contendo petróleo na dispersão turva. Assim que a agitação foi interrompida, a formação contendo petróleo foi separada da dispersão e sedimentada no fundo do frasco de vidro. A mistura foi colocada em um forno de 60°C. Depois de ficar por 24 horas sem agitação à temperatura ambiente, a mistura ficou límpida. Uma camada de microcápsulas de cor branca que cobre a formação contendo petróleo bruto colorido escuro foi observada.

[00232] Uma dispersão de cápsulas microencapsuladas em água deionizada, uma amostra de controle, manteve-se turva depois de permanecer durante 24 horas a 60°C. Exemplo Comparativo 1 - Falha na tentativa de dispersar o traçador de sólido A em água oleosa

[00233] O traçador sólido A foi triturado e filtrado através de uma peneira de 100 m. Em um frasco de vidro, 0,05 g do traçador moído foi adicionada à temperatura ambiente a 50 g de água oleosa feita no Exemplo 4. As tentativas de dispersar o traçador na água oleosa por força mecânica (por exemplo, agitação com uma espátula de aço inoxidável) falharam. Com baixo cisalhamento ou força mecânica, os pós do traçador muito hidrofóbicos formaram um grande nódulo (com bolhas de ar dentro) e permaneceram flutuando em cima da água oleosa. Sob alto cisalhamento ou força mecânica elevada (por exemplo, agitação usando um agitador eletromagnético), os pós foram forçados para dentro da água, mas sedimentaram no fundo do frasco logo que o cisalhamento ou a força mecânica pararam. Exemplo Comparativo 2 - Falha na tentativa de dispersar uma solução de traçador A em um solvente orgânico em água oleosa

[00234] 15 g do traçador A foram dissolvidas em 85 g de solvente orgânico (um terpeno cíclico) para formar uma solução do traçador. Em um frasco de vidro, 0,2 g da solução de traçador foi adicionada à temperatura ambiente a 50 g de água oleosa feita no Exemplo 4. As tentativas de dispersar o traçador na água oleosa por força mecânica (por exemplo, com agitação com uma espátula de aço inoxidável) falharam. Sob força de cisalhamento ou mecânica (por exemplo, agitação usando um agitador eletromagnético), a solução do traçador formou gotículas na água com um tamanho da gotícula de aproximadamente ~ 2 mm. No entanto, as gotículas juntaram-se e flutuaram no topo da água oleosa assim que o cisalhamento ou força mecânica foi interrompida. Exemplo Comparativo 3 - Falha na tentativa de dispersar uma solução de traçador A em um solvente orgânico em água oleosa

[00235] 20 g do traçador A foram dissolvidas em 80 g de solvente orgânico (um terpeno cíclico) para formar uma solução de traçador. Em um frasco de vidro, 0,2 g da solução de traçador foi adicionada à temperatura ambiente a 50 g de água oleosa feita no Exemplo 4. As tentativas de dispersar o traçador na água oleosa por força mecânica (por exemplo, com agitação com uma espátula de aço inoxidável) falharam. Sob força de cisalhamento ou mecânica (por exemplo, agitação usando um agitador eletromagnético), a solução do traçador formou gotículas na água com um tamanho de gotícula de aproximadamente ~ 2 mm. No entanto, as gotículas coalesceram assim que o cisalhamento ou força mecânica foi interrompida. A solução do traçador tendeu a flutuar ao topo da água oleosa. Exemplo Comparativo 4 - Falha na tentativa de dispersar uma solução de traçador A em um solvente orgânico em água oleosa

[00236] 22 g do traçador A foram dissolvidas em 78 g de solvente orgânico (um terpeno cíclico) para formar uma solução do traçador. Em um frasco de vidro, 0,2 g da solução de traçador foi adicionada à temperatura ambiente a 50 g de água oleosa feita no Exemplo 4. As tentativas de dispersar o traçador na água oleosa por força mecânica (por exemplo, com agitação com uma espátula de aço inoxidável) falharam. Sob força de cisalhamento ou mecânica (por exemplo, agitação usando um agitador eletromagnético), a solução do traçador formou gotículas na água com um tamanho de gotícula de aproximadamente ~ 2 mm. No entanto, as gotículas coalesceram assim que o cisalhamento ou a força mecânica pararam.

[00237] Embora a invenção seja ilustrada e descrita aqui com referência a aspectos específicos da invenção, a invenção não se destina a ser limitada aos detalhes mostrados. Em vez disso, podem ser feitas várias modificações nos detalhes dentro do escopo e alcance das reivindicações e sem se afastar da invenção.

Claims (10)

1. Método para traçar um fluxo de fluido de um reservatório de hidrocarboneto, caracterizado pelo fato de que compreende: separar o reservatório penetrado por um poço em uma pluralidade de estágios; injetar dentro do poço penetrando o reservatório um fluido de dispensação de produto químico de campo petrolífero compreendendo um fluido base e microcápsulas tendo uma superfície externa, em que as microcápsulas compreendem um microencapsulante polimérico e um produto químico de campo petrolífero solúvel em óleo contido dentro das microcápsulas, em que o fluido base é um fluido à base de água, e em que a superfície externa das microcápsulas compreende: (a) um ou mais grupos químicos hidrofílicos que interagem com o fluido à base de água e promovem a dispersabilidade das microcápsulas no fluido à base de água, e (b) um ou mais grupos químicos hidrofóbicos que (i) interagem com áreas alvo de um reservatório de hidrocarboneto penetrado por um poço, as áreas alvo sendo formações contendo petróleo bruto, e (ii) promovem a substantividade das microcápsulas para as formações contendo petróleo bruto do reservatório de hidrocarboneto, em que a tendência das microcápsulas para depositar ou acumular nas formações contendo petróleo bruto é aumentada levando à adsorção das microcápsulas nas formações contendo petróleo como resultado dos um ou mais grupos químicos hidrofóbicos na superfície externa das microcápsulas, em que o produto químico de campo petrolífero solúvel em óleo é um traçador, em que as microcápsulas têm um tamanho médio de partícula entre 0,1 μm e 500 μm, inclusive, e os traçadores nas microcápsulas no fluido de dispensação de produto químico de campo petrolífero para cada estágio são diferentes um do outro; coletar uma pluralidade de amostras de fluidos que escoam a partir do poço durante um período de tempo; analisar uma amostra de um fluido do poço para determinar pelo menos um dentre (i) a presença ou ausência do traçador solúvel em óleo e (ii) a concentração do traçador nos fluidos que escoam a partir do poço.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que as microcápsulas compreendem pelo menos uma das seguintes estruturas: (a) uma estrutura de invólucro de núcleo que compreende (i) um núcleo que compreende o produto químico de campo petrolífero solúvel em óleo e (ii) um invólucro que compreende o microencapsulante polimérico; (b) uma estrutura de múltiplos invólucros de núcleo que compreende (i) um núcleo que compreende o produto químico de campo petrolífero solúvel em óleo, (ii) um primeiro invólucro que compreende o microencapsulante polimérico localizado adjacente ao núcleo; e (iii) um ou mais invólucros adicionais localizados sobre o primeiro invólucro, cada invólucro adicional compreendendo um microencapsulante polimérico adicional que é diferente do microencapsulante polimérico em um invólucro adjacente; (c) uma estrutura de invólucro de múltiplos núcleos que compreende (i) um núcleo que compreende uma pluralidade de subnúcleos, onde cada subnúcleo compreende o produto químico de campo petrolífero solúvel em óleo, e os subnúcleos são dispersados em um composto não- polimérico, e (ii) um invólucro que compreende o microencapsulante polimérico; (d) uma estrutura de micromatriz que compreende um núcleo que compreende o produto químico de campo petrolífero solúvel em óleo aprisionado dentro de uma micromatriz que compreende o microencapsulante polimérico; (e) uma micromatriz com estrutura de invólucro que compreende (i) um núcleo que compreende o produto químico de campo petrolífero solúvel em óleo aprisionado dentro de uma micromatriz que compreende o microencapsulante polimérico; e (ii) um invólucro que compreende um microencapsulante polimérico adicional; e (f) uma micromatriz de múltiplos núcleos com estrutura de invólucro que compreende (i) uma micromatriz que compreende uma pluralidade de subnúcleos, onde cada subnúcleo compreende o produto químico de campo petrolífero solúvel em óleo, e os subnúcleos são aprisionados dentro da micromatriz, e (ii) um invólucro que compreende o microencapsulante polimérico.

3. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de dispensação de produtos químicos de campo petrolífero compreende um primeiro grupo de microcápsulas compreendendo produtos químicos de campo petrolífero tendo uma primeira densidade e um segundo grupo de microcápsulas compreendendo produtos químicos de campo petrolífero tendo uma segunda densidade, em que pelo menos um dos produtos químicos de campo petrolífero é o produto químico de campo petrolífero solúvel em óleo.

4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de dispensação de produtos químicos de campo petrolífero compreende pelo menos dois produtos químicos de campo petrolífero e pelo menos um dos produtos químicos de campo petrolífero é o produto químico de campo petrolífero solúvel em óleo encapsulado dentro das microcápsulas.

5. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido base à base de água compreende água desionizada, água produzida, água do mar, água salgada ou um fluido de tratamento de poço à base de água.

6. Método de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que o fluido de base à base de água compreende o fluido de tratamento de poço à base de água e o fluido de tratamento de poço à base de água é um fluido de estimulação de poço à base de ácido, um fluido de fraturamento hidráulico, um fluido de inundação químico usado para recuperação de óleo melhorada ou fluido de inibição de escala, um fluido de inibição de corrosão, um fluido de controle de cera, um fluido de controle de hidrato de gás, um fluido antimicrobiano, um fluido removedor de sulfeto de hidrogênio ou um fluido removedor de oxigênio.

7. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o microencapsulante é um polímero selecionado do grupo que consiste em uma melamina-formaldeído, uma ureia-formaldeído, uma resina de fenol-formaldeído, uma resina de melamina-fenol-formaldeído, uma resina de furano-formaldeído, uma resina epoxídica, um polissiloxano, um poliacrilato, um poliéster, um poliuretano, uma poliamida, um poliéter, uma poli-imida, uma poliolefina, copolímeros de polipropileno-polietileno, poliestireno, derivados de poliestireno funcionalizados, gelatina, um derivado de gelatina, celulose, um derivado de celulose, amido ou um derivado de amido, álcool polivinílico, um copolímero de etileno-vinilacetato, um copolímero com base em maleico-anidrido, uma poliacrilamida, um copolímero de poliacrilamida, um ácido poliacrílico, um copolímero com base em ácido poliacrílico, uma polivinilpirrolidona, um copolímero com base em polivinilpirrolidona, copolímero de propileno-acrilato, copolímeros de propileno-metacrilato, propileno oxidado, polietileno oxidado, copolímeros óxidos de propileno-etileno, copolímeros de estireno-acrilato e copolímeros de acrilonitrila-butadiedo-estireno, um estabilizador seletor, e misturas dos mesmos.

8. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o produto químico de campo petrolífero solúvel em óleo está presente na microcápsula de 5 a 99,5% em peso da microcápsula.

9. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os um ou mais grupos hidrofílicos que interagem com o fluido à base de água são selecionados do grupo que consiste em: um carboxilato, um sulfonato, um alquil sulfato, um aril sulfato, uma amina, um alquilado amina, um anidrido, um carbonil, um acetil, um hidroxil, um fosfato, um sulfato, um nitrilo, um nitro, um tiol, um aldeído, uma amina quaternizada, uma N-alquilamida, um N-metilol, um silanol, um pirrolidonil, uma piridina, uma pirimidina, uma ligação de triazina, uma ligação de etileno, uma ligação de estireno, uma ligação de propileno e uma unidade de glicose.

10. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que os um ou mais grupos hidrofóbicos são selecionados do grupo que consiste em: uma ligação de ureia, uma ligação de biureto, uma ligação de triazina, uma ligação de etileno, uma ligação de estireno, uma ligação de propileno, ou uma unidade de glicose, um carboxilato, um sulfonato, um alquil sulfato, um aril sulfato, uma amina, uma amina alquilada, um anidrido, um carbonil, um acetil, um hidroxil, um isocianato, um fosfato, um sulfato, um nitrilo, um nitro, um tiol, um aldeído, uma amina quaternizada, uma N-alquilamida, um N-metilol, um silanol, um pirrolidonilo, um piridinilo e um pirimidinilo.