BR112018000945B1 - Método de tratamento de consolidação, e, sistema de poço. - Google Patents
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Abstract
MÉTODO DE TRATAMENTO DE CONSOLIDAÇÃO, E, SISTEMA DE POÇO. São fornecidos métodos e sistemas de tratamento de consolidação. O método de tratamento de consolidação pode compreender introduzir um modificador de permeabilidade numa formação subterrânea compreendendo zonas de permeabilidade heterogênea; introduzir um fluido de tratamento na formação subterrânea subsequente ao modificador de permeabilidade, em que o modificador de permeabilidade desvia pelo menos parcialmente o fluido de tratamento na formação subterrânea, de modo que o tratamento da formação subterrânea com o fluido de tratamento seja mais uniforme e em que o modificador de permeabilidade tenha uma viscosidade mais alta do que o fluido de tratamento; e consolidar uma ou mais zonas da formação subterrânea.
Description
[001] A presente divulgação se refere a tratamento de formações subterrâneas e, em exemplos específicos, a alteração da permeabilidade da região de furo de poço próxima de uma formação subterrânea, de modo que um fluido de tratamento possa ser aplicado uniformemente à região de furo de poço próxima em tratamentos de consolidação.
[002] Em formações macias ou formações que possam ter pouca ou nenhuma cimentação natural, areia e outros finos, aqui referidos coletivamente como "sólidos indesejados", podem ser produzidos juntamente com os hidrocarbonetos. A produção de sólido não desejado pode obstruir poços, erodir equipamentos e reduzir a produtividade do poço. A falha em controlar com sucesso os sólidos indesejados pode levar à perda de produção rentável ou mesmo ao abandono do projeto. Em certas regiões produtoras, completações de controle de sólidos são o tipo dominante e resultam em despesas adicionais consideráveis para as operações. Durante a vida de tais poços, a razão de sólidos indesejados para hidrocarbonetos recuperados pode ser indesejável em vista do custo de produção dos sólidos indesejados, separação deles dos hidrocarbonetos e descarte deles, o que pode resultar em perda econômica significativa.
[003] Foi utilizada uma variedade de técnicas para controlar sólidos indesejados. Um método de controle de sólidos é produzir fluidos da formação a taxas de fluxo baixas o suficiente para não afetar a estabilidade de obstruções de areia e outras formações de areia. No entanto, a instabilidade e o colapso de formações de areia ainda podem ocorrer devido à ciclagem de pressão ou erro não intencional no estabelecimento de taxas de produção. Outra técnica para controlar sólidos compreende colocar um enchimento de cascalho para proporcionar uma barreira física ao movimento de sólidos. Os enchimentos de cascalho, no entanto, podem ser difíceis de instalar e caros. Além disso, pode ser difícil determinar um tamanho de tela apropriado e os enchimentos de cascalho também podem estar sujeitos à erosão da tela e à obstrução da tela. Às vezes tratamentos químicos, aqui referidos como "tratamentos de consolidação", são usados. Os tratamentos de consolidação tipicamente envolvem ligar quimicamente das partículas sólidas indesejadas que compõem a matriz de formação, embora mantendo simultaneamente permeabilidade suficiente para assegurar taxas de produção desejáveis. No entanto, as permeabilidades de formação podem variar e os fluidos de tratamento usados no tratamento de consolidação podem entrar seletivamente nas zonas da região de furo de poço próxima da formação subterrânea com as permeabilidades mais altas. Os sólidos indesejados em zonas com baixa permeabilidade podem, então, escapar do tratamento e continuar a ser um problema durante a produção. Além disso, a falta de tratamento uniforme pode desperdiçar fluidos de tratamento e aumentar o tempo de inatividade, consequentemente aumentando as despesas operacionais.
[004] Estes desenhos ilustram certos aspectos de algumas das modalidades da presente invenção e não devem ser usados para limitar ou definir a invenção.
[005] A FIG. 1 é uma ilustração esquemática de um sistema de manipulação de fluido de exemplo para a preparação e distribuição de um modificador de permeabilidade para um furo de poço.
[006] A FIG. 2 é uma ilustração esquemática do sistema de poço de exemplo mostrando a colocação de um modificador de permeabilidade em um furo de poço.
[007] A FIG. 3 é uma ilustração esquemática de um aparelho de exemplo usado para comparar permeabilidades de enchimentos de areia.
[008] A FIG. 4A é um gráfico ilustrando as permeabilidades de dois enchimentos de areia.
[009] A FIG. 4B é um gráfico ilustrando as permeabilidades de dois enchimentos de areia após tratamento com um modificador de permeabilidade.
[0010] A FIG. 4C é outro gráfico ilustrando as permeabilidades de dois enchimentos de areia após tratamento com um modificador de permeabilidade.
[0011] A FIG. 4D é outro gráfico ilustrando as permeabilidades de dois enchimentos de areia após tratamento com um modificador de permeabilidade.
[0012] A FIG. 5 é um gráfico ilustrando a resistência de consolidação não confinada de um enchimento de areia após tratamento com um modificador de permeabilidade.
[0013] A presente divulgação se refere a tratamento de formações subterrâneas e, em exemplos específicos, a alteração da permeabilidade da região de furo de poço próxima de uma formação subterrânea, de modo que um fluido de tratamento possa ser aplicado uniformemente à região de furo de poço próxima em tratamentos de consolidação. Vantajosamente, o modificador de permeabilidade pode igualar a permeabilidade entre as zonas de uma porção de furo de poço próxima de uma formação subterrânea, de modo que a resistência ao fluxo de fluido entre as zonas temporariamente se aproxima da paridade. Como aqui utilizado, o termo "zona" se refere simplesmente a uma porção da formação e não implica um estrato ou uma composição geológica particular. Vantajosamente, o modificador de permeabilidade pode ser usado para reduzir custos, reduzir a carga ambiental e melhorar a segurança dos empregados.
[0014] O modificador de permeabilidade pode compreender um pequeno volume de fluido de alta viscosidade. "Alta viscosidade", como usada para descrever o modificador de permeabilidade, é um termo relativo definido como uma viscosidade que é mais alta que um fluido bombeado subsequente ao modificador de permeabilidade e que será desviado pelo modificador de permeabilidade. Por exemplo, se for desejado bombear um fluido de tratamento de pré-lavagem usado para preparar a superfície dos poros permeáveis da formação subterrânea para um tratamento de consolidação (por exemplo, um tratamento de resina); o modificador de permeabilidade bombeado antes do fluido pré-lavagem terá uma viscosidade mais alta que o fluido de pré-lavagem. O fluido subsequentemente bombeado é o fluido bombeado em seguida na sequência de fluidos. Portanto, a viscosidade do modificador de permeabilidade é sempre relativa ao próximo fluido bombeado na sequência de tratamento.
[0015] O modificador de permeabilidade pode compreender qualquer fluido adequadamente viscoso que seja compatível com a formação subterrânea e com o fluido subsequentemente bombeado. Exemplos de modificadores de permeabilidade adequados podem incluir qualquer líquido polimérico. Exemplos de líquidos poliméricos podem incluir óleos de silicone, géis reticulados, tal como poliacrilamida, similares ou combinações dos mesmos. Os óleos de hidrocarbonetos podem ser usados como o modificador de permeabilidade, exemplos dos quais podem incluir, mas não estão limitados a, óleo mineral, óleo de parafina, óleo de querosene, óleo diesel, similares ou combinações dos mesmos. Os óleos vegetais podem ser usados como o modificador de permeabilidade, exemplos dos quais podem incluir, mas não estão limitados a, óleo de rícino, óleo de milho, óleo de amendoim, óleo de oliva, óleo de palma, óleo de soja, similares ou combinações dos mesmos. As resinas podem ser usadas como modificador de permeabilidade. Conforme usado neste documento, o termo "resina" se refere a qualquer um de uma série de resinas sintéticas polimerizadas fisicamente similares ou resinas naturais quimicamente modificadas incluindo materiais termoplásticos e materiais termocuráveis. Exemplos de resinas endurecíveis que podem ser usadas incluem, mas não estão limitadas a, resinas à base de epóxi, resinas novolac, resinas de poliepóxido, resinas de fenol-aldeído, resinas de ureia-aldeído, resinas de uretano, resinas fenólicas, resinas de furano, resinas de furano/álcool furfurílico, resinas fenólicas/de látex, resinas de fenol formaldeído, resinas de éter de diglicidil bisfenol A, resinas de éter glicidil butil butoximetil, resinas de bisfenol A-epicloro-hidrina, resinas de bisfenol F, resinas de éter de glicidil, resinas de poliéster e híbridos e seus copolímeros, resinas de poliuretano e seus híbridos e copolímeros, resinas de acrilato e suas misturas. Aminas etoxiladas podem também ser usadas como o modificador de permeabilidade. Exemplos de aminas etoxiladas podem incluir, mas não estão limitados a, bis-(2-hidroxietil) isodeciloxipropilamina, poli (5) oxietileno isodeciloxipropilamina, bis-(2-hidroxietil) isotrideciloxipropilamina, poli(5)oxietileno isotrideciloxipropilamina, bis-(2- hidroxietil) alquiloxipropilamina linear, bis (2-hidroxietil) soja amina, poli (15) oxietileno soja amina, bis (2-hidroxietil) octadecilamina, poli (5) oxietileno octadecilamina, poli (8) oxietileno octadecilamina, poli (10) oxietileno octadecilamina, semelhantes e suas misturas. Poliaminas também podem ser usadas como o modificador de permeabilidade. Exemplos de poliaminas podem incluir, mas não estão limitados a, etileno diamina, 1,3- diaminopropano, hexametilenodiamina e suas misturas.
[0016] O modificador de permeabilidade pode ser um modificador de permeabilidade oleaginoso compatível com tratamentos de consolidação usando fluidos oleaginosos, por exemplo, uma pré-lavagem oleaginosa, um fluido de consolidação de sólido oleaginoso e/ou um fluido pós-lavagem oleaginoso. Alternativamente, o modificador de permeabilidade pode ser um modificador de permeabilidade aquoso compatível com tratamentos de consolidação usando fluidos aquosos, por exemplo, uma pré-lavagem aquosa, um fluido de consolidação de sólido aquoso e/ou um fluido de pós-lavagem aquoso. Agentes modificadores de viscosidade podem ser adicionados aos modificadores de permeabilidade, no entanto, cuidado deve ser tomado para não adicionar qualquer aditivo que possa danificar a formação e reduzir permanentemente a permeabilidade. Se usando géis reticulados, um rompedor pode ser usado para romper a reticulação e recuperar a permeabilidade para a zona afetada quando a modificação de permeabilidade não for mais desejável.
[0017] O modificador de permeabilidade pode ter uma viscosidade numa faixa de 3 cP a cerca de 3.000 cP. O modificador de permeabilidade pode ser usado para modificar a permeabilidade de uma formação antes do bombeamento de um fluido de pré-lavagem, fluido de consolidação de sólido e/ou fluido de pós-lavagem. Portanto, o modificador de permeabilidade pode ser usado em todos os estágios de um tratamento de consolidação. Geralmente, e sem limitação, o modificador de permeabilidade pode compreender cerca de 10% a cerca de 50% do volume do fluido subsequentemente bombeado a ser desviado. Por exemplo, o modificador de permeabilidade pode compreender cerca de 10% do volume, cerca de 20% do volume, cerca de 30% do volume, cerca de 40% do volume ou cerca de 50% do volume do fluido subsequentemente bombeado. Alternativamente, cerca de 1 volume de poro para cerca de 6 volumes de poro de modificador de permeabilidade podem ser usados para tratar a região de furo de poço próxima da formação subterrânea. Por exemplo, cerca de 1 volume de poro pode ser usado, cerca de 2 volumes de poro podem ser usados, cerca de 3 volumes de poro podem ser usados, cerca de 4 volumes de poro podem ser usados, cerca de 5 volumes de poro ou cerca de 6 volumes de poro podem ser usados para tratar a região de furo de poço próxima da formação subterrânea. A quantidade de modificador de permeabilidade usada pode ser dependente do volume do fluido subsequentemente bombeado, da viscosidade do fluido subsequentemente bombeado e de outros fatores. Geralmente, e sem limitação, a viscosidade do fluido modificador de permeabilidade pode ser de cerca de 2 a cerca de 5 vezes a viscosidade do fluido subsequentemente bombeado. Por exemplo, o fluido modificador de permeabilidade pode ser cerca de 2 vezes mais viscoso, cerca de 3 vezes mais viscoso, cerca de 4 vezes mais viscoso, cerca de 5 vezes mais viscoso, cerca de 10 vezes mais viscoso, cerca de 50 vezes mais viscoso, cerca de 100 vezes mais viscoso ou cerca de 500 vezes mais viscoso que o fluido subsequentemente bombeado.
[0018] As técnicas aqui divulgadas podem ser usadas para operações de consolidação, por exemplo, controle de areia. O sistema pode ser um sistema de etapa única compreendendo bombear o modificador de permeabilidade antes do fluido de tratamento desejado. O modificador de permeabilidade tipicamente pode não requerer pós-lavagem com solventes para tratamentos de consolidação. Em vez disso, o modificador de permeabilidade pode ser colocado temporariamente e, eventualmente, o fluido de tratamento subsequentemente bombeado pode gradualmente empurrar o modificador de permeabilidade para fora da região de furo de poço próxima, restaurando a permeabilidade da zona na qual o modificador de permeabilidade foi colocado. A composição pode ser usada em formações compreendendo uma ampla faixa de permeabilidades, por exemplo, 30 mD a 13.000 mD. O modificador de permeabilidade pode ser usado tanto em sistemas oleaginosos como aquosos. O modificador de permeabilidade pode ser usado em ambas as emulsões, em que a fase contínua é um fluido oleaginoso ou aquoso.
[0019] Nos tratamentos de consolidação, o modificador de permeabilidade pode alterar a permeabilidade de zonas de alta permeabilidade, de modo que fluidos de tratamento subsequentemente bombeados, por exemplo, fluidos de pré-lavagem, fluidos de consolidação de sólido (por exemplo, tratamentos de resina) e fluidos pós-lavagem podem ser aplicados mais uniformemente às zonas da região de furo de poço próxima da formação subterrânea. Deve ser entendido que o tratamento subsequente pode não ser exatamente uniforme, mas, nos exemplos, o modificador de permeabilidade pode alterar a permeabilidade da zona de alta permeabilidade de modo que ela se aproxime da permeabilidade de uma zona de baixa permeabilidade com a qual ela possa ser comparada.
[0020] Nos exemplos, um fluido de pré-lavagem pode ser usado para preparar a superfície dos poros permeáveis da formação subterrânea para um tratamento de consolidação (por exemplo, um fluido de consolidação de sólido). Um fluido de pós-lavagem pode ser usado para ajudar a assegurar que a permeabilidade da porção tratada da formação subterrânea não seja reduzida deslocando o fluido de consolidação de sólido dos poros e deixando um filme fino nos grãos da formação, embora mantendo uma concentração nos pontos de contato grão a grão. Como resultado, a permeabilidade pode ser restabelecida nas zonas tratadas com produção de areia reduzida.
[0021] Os fluídos de pré-lavagem e pós-lavagem podem incluir qualquer fluido de base aquosa ou de base oleaginosa que não interaja de forma adversa com os outros componentes usados de acordo com esta invenção ou com a formação subterrânea. O fluido pré-lavagem e/ou pós- lavagem pode compreender um surfactante. Qualquer surfactante compatível com tratamentos usados mais tarde pode ser usado, por exemplo, para ajudar um fluido de consolidação de sólido a fluir para os pontos de contato entre particulados adjacentes na formação subterrânea. Tais surfactantes podem incluir, mas não estão limitados a, ésteres de fosfato de nonil fenol etoxilados, misturas de um ou mais surfactantes catiônicos, um ou mais surfactantes não iônicos e um surfactante de alquil fosfonato. Misturas adequadas de um ou mais surfactantes catiônicos e não iônicos podem ser usadas. Um exemplo específico de um surfactante adequado é C12-C22 alquil fosfonato. O surfactante ou surfactantes usados podem ser incluídos nos fluídos de pré- lavagem ou pós-lavagem em qualquer quantidade suficiente. Em algumas modalidades da presente invenção, o surfactante está presente no fluido de pré-lavagem ou pós-lavagem em uma quantidade na faixa de cerca de 0,1% a cerca de 10% em peso do fluido de pré-lavagem ou pós-lavagem.
[0022] Um fluido de consolidação de sólido (por exemplo, um tratamento de resina) pode consolidar sólidos indesejados, tal como areia, e pode até aglomerar outros tipos de sólidos indesejados, tal como finos. Finos, como aqui definidos, são qualquer tipo de partícula sólida indesejada que não será removida por uma tela de agitador. A consolidação de sólidos indesejados, tal como areia, pode ser feita para estabilizar a formação subterrânea e também de modo que areia não seja produzida. A produção de sólidos indesejados, tal como areia, pode danificar o equipamento de poço e/ou a formação subterrânea. Por outro lado, os finos tipicamente podem ser produzidos de forma a evitar danos no furo de poço próximo. A aglomeração dos finos, caso tal aglomeração atinja um nível suficiente, pode permitir que os finos não sejam produzidos de uma maneira semelhante aos sólidos não desejados consolidados, tal como areia. Além disso, a aglomeração dos finos pode permitir que os finos que são produzidos sejam filtrados usando telas agitadoras ou qualquer outro método de filtração suficiente, ao passo que os finos não aglomerados podem não ser removidos através de telas agitadoras.
[0023] Resinas adequadas para uso como um fluido de consolidação de sólido incluem qualquer resina que seja capaz de formar uma massa consolidada endurecida. Muitas dessas resinas são comumente usadas em tratamentos de consolidação e algumas resinas adequadas incluem resinas à base de epóxi de dois componentes, resinas novolac, resinas de poliepóxido, resinas de fenol-aldeído, resinas de ureia-aldeído, resinas de uretano, resinas fenólicas, resinas de furano, resinas de furano/álcool furfurílico, resinas fenólicas/látex, resinas de fenol formaldeído, resinas de poliéster e híbridos e copolímeros dos mesmos, resinas de poliuretano e híbridos e copolímeros dos mesmos, resinas de acrilato e misturas dos mesmos. Algumas resinas adequadas, tal como resinas epóxi, podem ser curadas com um catalisador ou ativador interno de modo que quando bombeadas furo abaixo elas possam ser curadas usando apenas tempo e temperatura. Outras resinas adequadas, tal como resinas de furano, geralmente requerem um catalisador retardado no tempo ou um catalisador externo para ajudar a ativar a polimerização das resinas se a temperatura de cura for baixa (isto é, menos de cerca de 250°F), mas curarão sob o efeito de tempo e temperatura se a temperatura da formação estiver acima de cerca de 250°F, preferencialmente, acima de cerca de 300°F.
[0024] A seleção de uma resina adequada pode ser afetada pela temperatura da formação subterrânea à qual o fluido de consolidação de sólido será introduzido. A título de exemplo, para formações subterrâneas tendo uma temperatura estática de fundo de poço ("BHST") variando de cerca de 60°F a cerca de 250°F, resinas à base de epóxi de dois componentes compreendendo um componente de resina endurecível e um componente de agente de endurecimento contatando agentes de endurecimento específicos podem ser preferidas. Para formações subterrâneas tendo uma BHST variando de cerca de 300°F a cerca de 600°F, uma resina à base de furano pode ser preferida. Para formações subterrâneas tendo uma BHST variando de cerca de 200°F a cerca de 400°F ou uma resina com base fenólica ou uma resina à base de epóxi de HT de um componente podem ser apropriadas. Para formações subterrâneas tendo uma BHST de pelo menos cerca de 175°F, uma resina de fenol/fenol formaldeído/álcool furfurílico também podem ser adequadas. Com o benefício desta divulgação, um especialista na técnica será capaz de reconhecer e selecionar uma resina adequada para uso em aplicações de tratamento de consolidação.
[0025] Em alguns exemplos, um solvente pode ser usado com uma resina no fluido de consolidação de sólidos. Qualquer solvente que seja compatível com a resina escolhida e alcance o efeito de viscosidade desejado pode ser adequado para uso. Alguns solventes preferidos são aqueles tendo altos pontos de inflamação (por exemplo, cerca de 125°F); tais solventes podem incluir, mas não estão limitados a, lactato de butila, éter de butilglicidila, éter metílico de dipropileno glicol, éter dimetílico de dipropileno glicol, dimetil formamida, éter metílico de dietilenglicol, éter butílico de etilenoglicol, éter butílico de dietilenoglicol, carbonato de propileno, metanol, álcool butílico, d-limoneno, ésteres metílicos de ácidos graxos ou suas combinações. Outros solventes podem incluir solventes dissolvíveis aquosos, tal como, solventes de metanol, isopropanol, butanol, éter de glicol e suas combinações. Solventes de éter de glicol adequados também podem ser usados, exemplos podem incluir, mas não estão limitados a, éter metílico de dietileno glicol, éter metílico de dipropileno glicol, 2- butoxi etanol, éteres de um alcanol di-hídrico C2 a C6 contendo pelo menos um grupo C1 a C6 alquila, mono éteres de alcanóis di-hídricos, metoxipropanol, butoxietanol e hexoxietanol e seus isômeros. A seleção de um solvente apropriado pode depender da resina escolhida.
[0026] O fluido de consolidação de sólidos, o fluido de pré-lavagem e/ou o fluido de pós-lavagem podem compreender qualquer número de aditivos adicionais incluindo, mas não limitados a, sais, surfactantes, ácidos, aditivos de controle de perda de fluido, gás, espumantes, inibidores de corrosão, inibidores de incrustação, catalisadores, agentes de controle de argila, biocidas, redutores de fricção, agentes antiespuma, agentes de obstrução, dispersantes, floculantes, eliminadores de H2S , eliminadores de CO2 , eliminadores de oxigênio, lubrificantes, viscosificantes, rompedores, agentes de aumento de peso, materiais particulados (por exemplo, particulados de propante) e semelhantes. Em certas modalidades, o fluido de consolidação de sólidos, o fluido pré-lavagem e/ou o fluido de pós-lavagem podem compreender um ativador ou catalisador que pode ser utilizado, entre outros, para ativar a polimerização da resina. Com o benefício desta divulgação, um especialista na técnica será capaz de reconhecer e selecionar um aditivo adequado para uso em um fluido de consolidação de sólidos, fluido de pré-lavagem e/ou fluido de pós-lavagem.
[0027] Conforme discutido, o modificador de permeabilidade pode ser usado seletivamente antes de qualquer estágio de um tratamento de consolidação, por exemplo, o modificador de permeabilidade pode ser usado antes da introdução do fluido de pré-lavagem, antes da introdução do fluido de consolidação de sólidos ou antes da introdução do fluido de pós-lavagem. Além disso, se desejado, o modificador de permeabilidade pode ser usado antes de múltiplos estágios de um tratamento de consolidação, por exemplo, antes de ambos os fluidos de pré-lavagem e antes dos fluidos de consolidação de sólidos; ou também pode ser usado antes de cada estágio de tratamento de consolidação, por exemplo, antes do fluido de pré-lavagem, antes do fluido de consolidação de sólidos e antes do fluido de pós-lavagem.
[0028] Os modificadores de permeabilidade podem ser líquidos e geralmente podem não deixar partículas ou resíduos para trás. Eles geralmente podem ser compatíveis com a formação e podem não danificar a formação. Ao contrário de outros tipos de modificadores de permeabilidade, ou o uso de materiais desviadores e partículas sólidas, o modificador de permeabilidade aqui descrito pode tipicamente ser um modificador temporário de permeabilidade e pode ser empurrado adicionalmente para a formação subterrânea e para fora da região de furo de poço próxima, de modo que a modificação de permeabilidade da região de furo de poço próxima apenas dure tanto quanto o modificador de permeabilidade permanecer na mesma. O método pode ser adequado para operações onshore e offshore.
[0029] Sem limitação por teoria, o modificador de permeabilidade pode funcionar entrando seletivamente na zona ou zonas de alta permeabilidade de uma região de furo de poço próxima de uma formação subterrânea. Neste exemplo, a formação subterrânea compreende pelo menos duas zonas de diferentes permeabilidades. Uma vez introduzido, o modificador de permeabilidade modifica a permeabilidade da zona ou zonas de alta permeabilidade. O modificador de permeabilidade proporciona resistência elevada ao fluxo de quaisquer fluidos de tratamento subsequentemente bombeados nestas zonas de alta permeabilidade, assim, a permeabilidade destas zonas de alta permeabilidade é diminuída e sua permeabilidade pode se aproximar daquela das zonas de baixa permeabilidade nas quais o modificador de permeabilidade não foi introduzido (isto é, a zona ou zonas nas quais o modificador de permeabilidade não entrou seletivamente). Como tal, pode ser possível uma aplicação mais uniforme do fluido de tratamento entre as zonas de furo de poço próximas da formação subterrânea, em comparação com o tratamento das zonas sem o uso do modificador de permeabilidade. Quando as permeabilidades das zonas se aproximam da paridade, o modificador de permeabilidade disposto dentro das zonas de alta permeabilidade pode ser empurrado para fora da região de furo de poço próxima pelo próximo fluido bombeado subsequentemente ou outros fluidos de tratamento subsequentemente bombeados e fluir adicionalmente para a formação restaurando a permeabilidade desigual da zona tratada para subsequente produção de fluido.
[0030] O modificador de permeabilidade opcionalmente pode compreender um fluido de base oleaginosa, por exemplo, em alguns casos quando o modificador de permeabilidade pode precisar ser diluído. Em alguns exemplos, o próprio fluido de base pode possuir funcionalidade dupla de modo que ele carregue um modificador de permeabilidade, por exemplo, uma resina ou poliamina e também pode ser um fluido viscoso com um fluido de alta viscosidade e, portanto, funciona como um próprio modificador de permeabilidade. Fluidos de base oleaginosa adequados podem compreender, sem limitação, óleo de silicone, óleo diesel, óleo de querosene, óleo parafínico, ou quaisquer outros fluidos oleaginosos adequados que, de preferência, não interagem indesejavelmente com a formação subterrânea, o modificador de permeabilidade ou um fluido de tratamento subsequentemente bombeado. A quantidade de fluido de base oleaginosa incluído pode variar, sem limitação, de cerca de 5% a cerca de 99% em peso da composição total.
[0031] O modificador de permeabilidade opcionalmente pode compreender um fluido de base aquosa, por exemplo, em alguns casos quando um gel reticulado pode ser usado. Fluidos de base aquosa adequados podem compreender, sem limitação, água doce, água salgada, salmoura, água do mar ou quaisquer outros fluidos aquosos adequados que, de preferência, não interagem indesejavelmente com a formação subterrânea, o modificador de permeabilidade ou um fluido de tratamento subsequentemente bombeado. A quantidade de fluido de base aquosa incluído pode variar, sem limitação, de cerca de 5% a cerca de 99% em peso da composição total. Alternativamente, o modificador de permeabilidade opcionalmente pode compreender qualquer fluido, solução, ou líquido gelificado não aquoso com agentes gelificantes. O modificador de permeabilidade pode não deixar qualquer resíduo nos poros da formação e o fluido de tratamento subsequente deve ser capaz de empurrar o modificador de permeabilidade adicionalmente para a formação subterrânea da região de furo de poço próxima.
[0032] Conforme discutido acima, o modificador de permeabilidade pode ser usado em formações subterrâneas compreendendo zonas com uma ampla faixa de permeabilidades. Sem limitação, os modificadores de permeabilidade podem ser utilizados em formações subterrâneas compreendendo uma zona com uma permeabilidade em uma faixa incluindo qualquer de e entre qualquer de cerca de 30 mD a cerca de 13.000 mD. Por exemplo, a formação subterrânea pode compreender uma zona com uma permeabilidade de cerca de 30 mD, cerca de 100 mD, cerca de 200 mD, cerca de 500 mD, cerca de 750 mD, cerca de 1.000 mD ou cerca de 13.000 mD. Um especialista na técnica, com o benefício desta divulgação, deve ser capaz de reconhecer uma formação subterrânea apropriada na qual usar os modificadores de permeabilidade.
[0033] O modificador de permeabilidade pode ser usado para reduzir a permeabilidade de uma zona em uma região de furo de poço próxima de uma formação subterrânea. O modificador de permeabilidade pode reduzir a permeabilidade da zona em qualquer quantidade desejada. Sem limitação, o modificador de permeabilidade pode reduzir a permeabilidade da zona numa quantidade numa faixa incluindo qualquer de e entre qualquer de cerca de 1% a cerca de 99%, em que 100% representa uma vedação completa (por exemplo,0 mD).
[0034] Em alguns tratamentos de consolidação, a zona de alta permeabilidade pode compreender um caminho de fluxo. O modificador de permeabilidade pode formar uma barreira na zona de alta permeabilidade para reduzir o fluxo através do caminho de fluxo, reduzindo desse modo o fluxo de fluidos de tratamento subsequentemente bombeados através do caminho de fluxo. Exemplos dos tipos de caminhos de fluxo que podem ter sua permeabilidade reduzida pelo modificador de permeabilidade incluem, mas não estão limitados a, canhoneios, tal como aqueles formados por um canhão de canhoneio, fissuras, rachaduras, fraturas, raias, canais de fluxo, vazios, raias de alta permeabilidade, vazios anulares ou combinações dos mesmos, bem como qualquer outra zona de alta permeabilidade na formação através da qual fluidos podem fluir de forma indesejável.
[0035] Conforme discutido acima e como será apreciado pelos especialistas na técnica, o modificador de permeabilidade pode ser usado em uma variedade de operações subterrâneas onde é desejável reduzir o fluxo de sólidos indesejados. Os métodos de usar o modificador de permeabilidade podem primeiro incluir preparar o modificador de permeabilidade. O modificador de permeabilidade pode ser preparado de qualquer maneira adequada, por exemplo, combinando os componentes, se forem usados múltiplos componentes, em qualquer ordem adequada. O modificador de permeabilidade pode ser usado como um tratamento de etapa única, no qual o modificador de permeabilidade é introduzido na região de furo de poço próxima da formação subterrânea. Alternativamente, o modificador de permeabilidade pode ser usado como um tratamento de múltiplas etapas no qual o modificador de permeabilidade é misturado com um fluido de base e/ou aditivos para formular um modificador de permeabilidade de viscosidade suficiente antes da introdução na região de furo de poço próxima da formação subterrânea.
[0036] Um método de tratamento de consolidação pode ser usado em conjunto com um ou mais dos métodos, composições e/ou sistemas ilustrados nas FIGs. 1 e 2. O método pode compreender introduzir um modificador de permeabilidade numa formação subterrânea compreendendo zonas de permeabilidade heterogênea; introduzir um fluido de tratamento na formação subterrânea subsequente ao modificador de permeabilidade, em que o modificador de permeabilidade desvia pelo menos parcialmente o fluido de tratamento na formação subterrânea, de modo que o tratamento da formação subterrânea com o fluido de tratamento seja mais uniforme e em que o modificador de permeabilidade tenha uma viscosidade mais alta do que o fluido de tratamento; e consolidar uma ou mais zonas da formação subterrânea. O método pode compreender ainda bombear o modificador de permeabilidade de um abastecimento de fluido e para um furo de poço via um conduto de abastecimento de furo de poço acoplado fluidicamente ao furo de poço, o furo de poço penetrando a formação subterrânea. O modificador de permeabilidade pode ser um líquido tendo uma viscosidade de cerca de 3 cP a cerca de 3.000 cP. O modificador de permeabilidade pode ser selecionado do grupo consistindo em óleos de silicone, poliacrilamida, óleo mineral, óleo de parafina, óleo de querosene, óleo diesel, óleo de rícino, óleo de milho, óleo de amendoim, óleo de oliva, óleo de palma, óleo de soja, resinas à base de epóxi, resinas novolac, resinas de poliepóxido, resinas de fenol-aldeído, resinas de ureia-aldeído, resinas de uretano, resinas fenólicas, resinas de furano, resinas de furano/álcool furfurílico, resinas fenólicas/látex, resinas de fenol formaldeído, resinas de bisfenol A diglicidil éter, resinas de butoximetil butil glicidil éter, resinas de bisfenol A-epicloro-hidrina, resinas de bisfenol F, resinas de glicidil éter, resinas de poliéster e híbridos e copolímeros dos mesmos, resinas de poliuretano e híbridos e copolímeros dos mesmos, resinas de acrilato, bis-(2-hidroxietil) isodeciloxipropilamina, poli (5) oxietileno isodeciloxipropilamina, bis-(2-hidroxietil) isotrideciloxipropilamina, poli (5) oxietileno isotrideciloxipropil amina, bis-(2-hidroxietil) linear alquiloxipropilamina, bis (2-hidroxietil) soja amina, poli (15) oxietileno soja amina, bis (2-hidroxietil) octadecilamina, poli (5) oxietileno octadecilamina, poli (8) oxietileno octadecilamina, poli (10) oxietileno octadecilamina, etileno diamina, 1,3-diaminopropano, hexametilenodiamina, derivados dos mesmos e combinações dos mesmos. O modificador de permeabilidade pode compreender cerca de 10% a cerca de 50% do volume do fluido de tratamento. O fluido de permeabilidade pode ser cerca de 2 a cerca de 5 vezes mais viscoso do que o fluido de tratamento. As zonas de permeabilidade heterogênea podem compreender permeabilidades numa faixa de cerca de 30 mD a cerca de 13.000 mD. O fluido de tratamento pode ser um fluido de tratamento consolidado. O modificador de permeabilidade pode reduzir a permeabilidade de uma zona da formação subterrânea numa quantidade entre cerca de 1% a cerca de 99%.
[0037] Um método de tratamento de consolidação pode ser usado em conjunto com um ou mais dos métodos, composições e/ou sistemas ilustrados nas FIGs. 1 e 2. O método pode compreender introduzir um modificador de permeabilidade numa formação subterrânea, em que o modificador de permeabilidade compreende um líquido viscoso; introduzir um fluido de tratamento de consolidação na formação subterrânea subsequente ao modificador de permeabilidade, em que o modificador de permeabilidade desvia pelo menos parcialmente o fluido de tratamento na formação subterrânea, de modo que o tratamento da formação subterrânea com o fluido de tratamento seja mais uniforme e em que o modificador de permeabilidade tenha uma viscosidade mais alta do que o fluido de tratamento; e deixar o fluido de tratamento de consolidação para consolidar pelo menos uma porção da formação subterrânea. O método pode ainda compreender introduzir outro volume do modificador de permeabilidade na formação subterrânea antes da introdução de um fluido de pré-lavagem no fluido de tratamento de consolidação e introduzir o fluido de pré-lavagem na formação subterrânea. O método pode ainda compreender introduzir outro volume do modificador de permeabilidade na formação subterrânea antes da introdução de um fluido de pós-lavagem no fluido de tratamento de consolidação e introduzir o fluido de pós-lavagem na formação subterrânea. O método pode compreender ainda bombear o modificador de permeabilidade de um abastecimento de fluido para um furo de poço via um conduto de abastecimento de furo de poço acoplado fluidicamente ao furo de poço, o furo de poço penetrando a formação subterrânea. O modificador de permeabilidade pode ser um líquido tendo uma viscosidade de cerca de 3 cP a cerca de 3.000 cP. O modificador de permeabilidade pode ser selecionado do grupo consistindo em óleos de silicone, poliacrilamida, óleo mineral, óleo de parafina, óleo de querosene, óleo diesel, óleo de rícino, óleo de milho, óleo de amendoim, óleo de oliva, óleo de palma, óleo de soja, resinas à base de epóxi, resinas novolac, resinas de poliepóxido, resinas de fenol-aldeído, resinas de ureia-aldeído, resinas de uretano, resinas fenólicas, resinas de furano, resinas de furano/álcool furfurílico, resinas fenólicas/látex, resinas de fenol formaldeído, resinas de bisfenol A diglicidil éter, resinas de butoximetil butil glicidil éter, resinas de bisfenol A-epicloro-hidrina, resinas de bisfenol F, resinas de glicidil éter, resinas de poliéster e híbridos e copolímeros dos mesmos, resinas de poliuretano e híbridos e copolímeros dos mesmos, resinas de acrilato, bis-(2- hidroxietil) isodeciloxipropilamina, poli (5) oxietileno isodeciloxipropilamina, bis-(2-hidroxietil) isotrideciloxipropilamina, poli (5) oxietileno isotrideciloxipropil amina, bis-(2-hidroxietil) linear alquiloxipropilamina, bis (2-hidroxietil) soja amina, poli (15) oxietileno soja amina, bis (2-hidroxietil) octadecilamina, poli (5) oxietileno octadecilamina, poli (8) oxietileno octadecilamina, poli (10) oxietileno octadecilamina, etileno diamina, 1,3-diaminopropano, hexametilenodiamina, derivados dos mesmos e combinações dos mesmos. O modificador de permeabilidade pode compreender cerca de 10% a cerca de 50% do volume do fluido de tratamento. O fluido de permeabilidade pode ser cerca de 2 a cerca de 5 vezes mais viscoso do que o fluido de tratamento. As zonas de permeabilidade heterogênea podem compreender permeabilidades numa faixa de cerca de 30 mD a cerca de 13.000 mD. O fluido de tratamento pode ser um fluido de tratamento consolidado. O modificador de permeabilidade pode reduzir a permeabilidade de uma zona da formação subterrânea numa quantidade entre cerca de 1% a cerca de 99%.
[0038] O sistema de poço pode ser usado em conjunto com um ou mais dos métodos, composições e/ou sistemas ilustrados nas FIGs. 1 e 2. O sistema pode compreender um modificador de permeabilidade; um tratamento de consolidação compreendendo um fluido de pré-lavagem, um fluido de tratamento de consolidação e um pós-fluido, em que o fluido de tratamento de consolidação tem uma viscosidade menor que o modificador de permeabilidade; um sistema de manipulação de fluido compreendendo o modificador de permeabilidade e o tratamento de consolidação; e um conduto fluidicamente acoplado ao sistema de manipulação de fluido e a um furo de poço. O sistema de manipulação de fluido pode compreender um abastecimento de fluido e um equipamento de bombeamento. O modificador de permeabilidade pode ser um líquido tendo uma viscosidade de cerca de 3 cP a cerca de 3.000 cP. O modificador de permeabilidade pode ser selecionado do grupo consistindo em óleos de silicone, poliacrilamida, óleo mineral, óleo de parafina, óleo de querosene, óleo diesel, óleo de rícino, óleo de milho, óleo de amendoim, óleo de oliva, óleo de palma, óleo de soja, resinas à base de epóxi, resinas novolac, resinas de poliepóxido, resinas de fenol-aldeído, resinas de ureia-aldeído, resinas de uretano, resinas fenólicas, resinas de furano, resinas de furano/álcool furfurílico, resinas fenólicas/látex, resinas de fenol formaldeído, resinas de bisfenol A diglicidil éter, resinas de butoximetil butil glicidil éter, resinas de bisfenol A-epicloro-hidrina, resinas de bisfenol F, resinas de glicidil éter, resinas de poliéster e híbridos e copolímeros dos mesmos, resinas de poliuretano e híbridos e copolímeros dos mesmos, resinas de acrilato, bis-(2-hidroxietil) isodeciloxipropilamina, poli (5) oxietileno isodeciloxipropilamina, bis-(2-hidroxietil) isotrideciloxipropilamina, poli (5) oxietileno isotrideciloxipropil amina, bis- (2-hidroxietil) linear alquiloxipropilamina, bis (2-hidroxietil) soja amina, poli (15) oxietileno soja amina, bis (2-hidroxietil) octadecilamina, poli (5) oxietileno octadecilamina, poli (8) oxietileno octadecilamina, poli (10) oxietileno octadecilamina, etileno diamina, 1,3-diaminopropano, hexametilenodiamina, derivados dos mesmos e combinações dos mesmos. O modificador de permeabilidade pode compreender cerca de 10% a cerca de 50% do volume do fluido de tratamento. O fluido de permeabilidade pode ser cerca de 2 a cerca de 5 vezes mais viscoso do que o fluido de tratamento. O fluido de tratamento pode ser um fluido de tratamento consolidado. O modificador de permeabilidade pode reduzir a permeabilidade de uma zona da formação subterrânea numa quantidade entre cerca de 1% a cerca de 99%.
[0039] Métodos de exemplo do uso de modificadores de permeabilidade serão agora descritos em mais detalhes com referência às FIGs. 1 e 2. Qualquer um dos exemplos anteriores dos modificadores de permeabilidade pode se aplicar no contexto das FIGs. 1 e 2. Referindo-se agora à FIG. 1, é ilustrado um sistema de manipulação de fluido 2. O sistema de manipulação de fluido 2 pode ser usado para preparação do modificador de permeabilidade e para introdução do modificador de permeabilidade em um furo de poço. O sistema de manipulação de fluido 2 pode incluir veículos móveis, instalações imóveis, patins, mangueiras, tubos, tanques ou reservatórios de fluido, bombas, válvulas e/ou outras estruturas e equipamentos adequados. Por exemplo, o sistema de manipulação de fluido 2 pode incluir um abastecimento de fluido 4 e equipamento de bombeamento 6, ambos os quais podem ser acoplados fluidicamente com um conduto de abastecimento de furo de poço 8. O abastecimento de fluido 4 pode conter o modificador de permeabilidade. O equipamento de bombeamento 6 pode ser usado para abastecer o modificador de permeabilidade do abastecimento de fluido 4, o qual pode incluir tanque, reservatório, conexões para abastecimentos de fluido externos e/ou outras estruturas e equipamentos adequados. Embora não ilustrado, o abastecimento de fluido 4 pode conter um ou mais componentes (por exemplo, incluindo opcionais tais como fluido de base, viscosificantes, etc.) do modificador de permeabilidade em tanques separados ou outros recipientes que podem ser misturados em qualquer momento desejado. O equipamento de bombeamento 6 pode ser acoplado fluidicamente com o conduto de abastecimento de furo de poço 8 para comunicar o modificador de permeabilidade para o furo de poço. O sistema de manipulação de fluido 2 também pode incluir sensores de superfície e de fundo de poço (não mostrados) para medir pressão, taxa, temperatura e/ou outros parâmetros de tratamento. O sistema de manipulação de fluido 2 pode incluir controles de bomba e/ou outros tipos de controles para partir, parar e/ou de outra forma controlar o bombeamento, bem como controles para selecionar e/ou de outro modo controlar fluidos bombeados durante o tratamento de injeção. Um sistema de controle de injeção pode comunicar com esses equipamentos para monitorar e controlar o tratamento de injeção. O sistema de manipulação de fluido 2 pode ser configurado como mostrado na FIG. 1 ou de uma maneira diferente e pode incluir características adicionais ou diferentes, conforme apropriado. O sistema de manipulação de fluido 2 pode ser implantado via equipamentos de patim, embarcação marítima ou pode ser compreendido de equipamento implantado submarino.
[0040] Voltando agora para a FIG. 2, um sistema de poço de exemplo 10 é mostrado. Conforme ilustrado, o sistema de poço 10 pode incluir um sistema de manipulação de fluido 2 o qual pode incluir abastecimento de fluido 4, equipamento de bombeamento 6 e conduto de abastecimento de furo de poço 8. Como descrito anteriormente em conexão com a FIG. 1, o equipamento de bombeamento 6 pode ser acoplado fluidicamente com o conduto de abastecimento de furo de poço 8 para comunicar o modificador de permeabilidade ao furo de poço 14. Conforme representado na FIG. 2, o abastecimento de fluido 4 e o equipamento de bombeamento 6 podem estar acima da superfície 12 enquanto o furo de poço 14 está abaixo da superfície 12. O sistema de poço 10 pode ser configurado como mostrado na FIG. 2 ou de uma maneira diferente e pode incluir características adicionais ou diferentes, conforme apropriado.
[0041] Conforme ilustrado na FIG. 2, o sistema de poço 10 pode ser usado para introdução de um modificador de permeabilidade 16, aqui descrito, na formação subterrânea 18 circundando o furo de poço 14. Geralmente, um furo de poço 14 pode incluir tipos de geometrias e orientações de furo de poço horizontais, verticais, inclinadas, curvadas e outros tipos e o modificador de permeabilidade 16 pode ser geralmente aplicado à formação subterrânea 18 circundando qualquer porção do furo de poço 14. Conforme ilustrado, o furo de poço 14 pode incluir um revestimento 20 que pode ser cimentado (ou de outro modo fixado) na parede do furo de poço por bainha de cimento 22. As perfurações 23 permitem que fluidos de tratamento (por exemplo, modificador de permeabilidade 16) e/ou outros materiais fluam para dentro e para fora da formação subterrânea 18. Um tampão 26, que pode ser qualquer tipo de tampão (por exemplo, tampão de obstrução, etc.) pode ser disposto no furo de poço 14 abaixo dos canhoneios 23 se desejado.
[0042] O modificador de permeabilidade 16, pode ser bombeado do abastecimento de fluido 4 pelo interior do revestimento 20 no furo de poço 14. Como ilustrado, o conduto de poço 28 (por exemplo, tubulação espiralada, tubo de perfuração, etc.) pode ser disposto no revestimento 20 através do qual o modificador de permeabilidade 16 pode ser bombeado. O conduto de poço 28 pode ser o mesmo ou diferente do conduto de abastecimento de furo de poço 8. Por exemplo, o conduto de poço 28 pode ser uma extensão do conduto 8 de abastecimento de furo de poço 14 ou pode ser tubulação ou outro conduto que é acoplado ao conduto 8 de abastecimento de furo de poço. O modificador de permeabilidade 16 pode ser deixado fluir pelo interior do conduto de poço 28, sair do conduto de poço 28 e, finalmente, entrar na formação subterrânea 18 circundando o furo de poço 14 por meio de canhoneios 23 através do revestimento 20 (se o furo de poço for revestido como na FIG. 2) e da bainha de cimento 24.
[0043] O modificador de permeabilidade 16 pode, então, entrar seletivamente na zona ou zonas permeáveis que possuem as mais altas permeabilidades, observadas como zonas de alta permeabilidade 24A. As zonas permeáveis com permeabilidades mais baixas, observadas como zonas de baixa permeabilidade 24B, podem não compreender o modificador de permeabilidade 16 ou podem compreender uma quantidade reduzida de modificador de permeabilidade 16 em comparação com as zonas de alta permeabilidade 24A. Uma vez que o modificador de permeabilidade 16 foi introduzido, um fluido subsequente, por exemplo um fluido pré-lavagem, pode ser introduzido nos canhoneios 23 da formação subterrânea 18 circundando o furo de poço 14. O modificador de permeabilidade viscoso 16 disposto dentro das zonas de alta permeabilidade 24A reduz o fluxo de fluido para essas zonas de alta permeabilidade 24A. Assim, a permeabilidade das zonas de alta permeabilidade 24A pode se aproximar daquela das zonas de baixa permeabilidade 24B e o fluido subsequente pode fluir tanto para as zonas de alta permeabilidade 24A como para as zonas de baixa permeabilidade 24B numa quantidade mais uniformemente distribuída. O modificador de permeabilidade 16 pode continuar a fluir através das zonas de alta permeabilidade 24A ao longo do tempo e/ou pode ser empurrado adicionalmente para as zonas de alta permeabilidade 24A de modo que o modificador de permeabilidade não esteja mais dentro de uma região de furo de poço próxima da formação subterrânea 18 e a permeabilidade das zonas de alta permeabilidade 24A possa reverter para níveis anteriores.
[0044] Os modificadores de permeabilidade exemplares divulgados neste documento podem diretamente ou indiretamente afetar um ou mais componentes ou equipamentos associados com a preparação, distribuição, recaptura, reciclagem, reuso e/ou descarte dos modificadores de permeabilidade. Por exemplo, os modificadores de permeabilidade podem afetar diretamente ou indiretamente um ou mais misturadores, equipamento de mistura relacionado, tanques de lama, instalações ou unidades de armazenamento, separadores de composição, trocadores de calor, sensores, medidores, bombas, compressores e similares usados para gerar, armazenar, monitorar, regular e/ou recondicionar os modificadores de permeabilidade. O modificador de permeabilidade podem também afetar direta ou indiretamente qualquer equipamento de transporte ou distribuição usado para transportar o modificador de permeabilidade para uma locação de poço ou furo abaixo como, por exemplo, quaisquer recipientes de transporte, condutos, tubulações, caminhões, tubulares, e/ou tubos usados para mover composicionalmente o modificador de permeabilidade de um local para outro, quaisquer bombas, compressores ou motores (por exemplo, do lado superior ou de fundo de poço) usados para conduzir o modificador de permeabilidade em movimento, quaisquer válvulas ou articulações relacionadas usadas para regular a pressão ou taxa de fluxo da composição de resina e fluidos espaçadores (ou fluidos contendo o mesmo modificador de permeabilidade, e quaisquer sensores (isto é, de pressão e temperatura), medidores e/ou combinações dos mesmos e similares. O modificador de permeabilidade divulgado pode também afetar diretamente ou indiretamente os vários equipamentos e ferramentas de fundo de poço que podem entrar em contato com os modificadores de permeabilidade tais como, mas não se limitando a, revestimento de furo de poço, liner de furo de poço, coluna de completação, colunas de inserção, coluna de perfuração, tubulação espiralada, cabo liso, cabo de aço, tubo de perfuração, comandos, motores de lama, motores e/ou bombas de fundo de poço, bombas de cimento, motores e/ou bombas montadas na superfície, centralizadores, turbolizadores, arranhadores, flutuadores (por exemplo, sapatas, comandos, válvulas, etc.), ferramentas de perfilagem e equipamento de telemetria relacionado, atuadores (por exemplo, dispositivos eletromecânicos, dispositivos hidromecânicos, etc.), luvas deslizantes, luvas de produção, tampões, telas, filtros, dispositivos de controle de fluxo (por exemplo, dispositivos de controle de influxo, dispositivos de controle de influxo autônomos, dispositivos de controle de fluxo de saída, etc.), acoplamentos (por exemplo, conexão úmida eletro-hidráulica, conexão seca, acoplador indutivo, etc.), linhas de controle (por exemplo, elétricas, de fibra óptica, hidráulicas, etc). , linhas de supervisão, brocas de perfuração e alargadores, sensores ou sensores distribuídos, trocadores de calor de fundo de poço, válvulas e dispositivos de atuação correspondentes, vedações de ferramenta, packers, tampões de cimento, tampões de obstrução e outros dispositivos de isolamento de furo de poço, ou componentes e semelhantes.
[0045] Para facilitar um melhor entendimento da presente invenção, os seguintes exemplos de modalidades preferenciais são dados. De nenhum modo os exemplos devem ser lidos para limitar ou definir o escopo da divulgação.
[0046] Dois enchimentos de areia foram preparados usando Agente de Estabilização de Resistência SSA-2™ disponível da Halliburton Energy Services, Inc. de Houston, TX; Aditivo de Cimento MICROSAND™ disponível da Halliburton Energy Services, Inc. de Houston, TX; e argila de Bentonita. Um dos enchimentos de areia possuía uma permeabilidade de 200 mD. O outro enchimento de areia possuía uma permeabilidade de 1.000 mD. Os componentes do enchimento de areia de 200 mD foram usados em uma razão de SSA-2™:MICROSAND™:Argila de Bentonita de 85:13:2. Os componentes do enchimento de areia de 1.000 mD foram usados em uma razão SSA-2™:MICROSAND™:Argila de Bentonita de 92:6:2 Ambos os enchimentos de areia tiveram um volume de poro de aproximadamente 20 mL. Os enchimentos de areia foram conectados em paralelo como ilustrado de acordo com o aparelho da FIG. 3. Estes enchimentos de areia foram usados para representar materiais de formação. A permeabilidade inicial do enchimento de areia foi medida usando uma salmoura de KCI a 3% a uma taxa de fluxo de 5 mL/min. e a mudança na pressão foi observada. A permeabilidade foi, então, calculada de acordo com a lei de Darcy.
[0047] O enchimento de areia de 200 mD é ilustrado como enchimento de areia 30. O enchimento de areia de 1.000 mD é ilustrado como enchimento de areia 32. Os transdutores de pressão 34 foram acoplados adjacentes tanto ao influxo quanto ao fluxo de saída de cada enchimento de areia 30 e 32 e foram usados para medir a diferença de pressão (ΔP) através dos enchimentos de areia 30 e 32. A regulação de contrapressão foi controlada através da entrada de nitrogênio no ponto 36 como mostrado. A contrapressão foi regulada nos pontos 38, como mostrado. Balanças 40 foram usadas para medir a taxa de volume de fluido passando através dos enchimentos de areia 30 e 32.
[0048] Um modificador de permeabilidade compreendendo óleo de silicone foi injetado no ponto 42 e prosseguiu a fluir em direção a ambos os enchimentos de areia. Um volume de poro do modificador de permeabilidade foi usado e o modificador de permeabilidade possuía uma viscosidade de 300 cP. Três fluidos foram bombeados após o modificador de permeabilidade em testes separados para medir as taxas de fluxo e os volumes passando através de cada enchimento de areia após tratamento com o modificador de permeabilidade. Os fluidos foram LCA-1, um solvente orgânico disponível da Halliburton Energy Services de Houston, TX; metanol; e resina SandTrap® 225 um epóxi disponível da Halliburton Energy Services de Houston, TX.
[0049] A FIG. 4A é um controle e ilustra fluxo através do enchimento de areia sem o modificador de permeabilidade, conforme medido pela salmoura de KCI a 3% como discutido acima. A FIG. 4B ilustra o fluxo de LCA-1 através dos enchimentos de areia. A FIG. 4C ilustra fluxo de metanol através dos enchimentos de areia. A FIG. 4D ilustra o fluxo de resina Sandtrap® 225 através dos enchimentos de areia. Cada Figura (Figs. 4A a 4D) traçam os volumes de poro dos seus respectivos fluidos passados através de cada enchimento de areia após o tratamento de volume de 1 poro com o modificador de permeabilidade, traçado contra os volumes de poros totais de seus respectivos fluidos que foram bombeados.
[0050] Os dados ilustram que um modificador de permeabilidade pode ser usado para ajustar a permeabilidade de uma zona ou de zonas com diferentes permeabilidades, de modo que as diferentes permeabilidades possam se aproximar da paridade para um fluido subsequentemente bombeado.
[0051] Para a amostra da FIG. 4D, que usou resina Sandtrap® 225 como o fluido de tratamento subsequente, as resistências compressivas não confinadas foram obtidas a partir de diferentes seções dos enchimentos de areia tratados. A resistência compressiva não confinada foi medida em enchimentos de areia consolidados depois de cortá-los em formas cilíndricas e aplicar pressão até o ponto de quebra ocorrer. A força no ponto de ruptura é equivalente à resistência compressiva não confinada. As resistências compressivas não confinadas e as permeabilidades de reganho foram traçadas como ilustrado na FIG. 5. As resistências compressivas não confinadas para ambos os enchimentos de areia estavam acima do critério de aprovação e ambos os enchimentos de areia também tinham permeabilidades de reganho aceitáveis.
[0052] Deve ser compreendido que as composições e os métodos estão descritos em termos de “compreendendo”, “contendo” ou “incluindo” vários componentes ou etapas, as composições e métodos também podem “consistir essencialmente em” ou “consistir em” vários componentes e etapas. Além disso, os artigos indefinidos "um" ou "uma", como usados nas reivindicações, são aqui definidos para significar um ou mais de um dos elementos que eles apresentam.
[0053] Por uma questão de brevidade, apenas certas faixas são explicitamente divulgadas aqui. Entretanto, as faixas de qualquer limite inferior poderão ser combinadas com qualquer limite superior para relatar uma faixa não explicitamente relatada, bem como as faixas de qualquer limite inferior poderão ser combinadas com qualquer outro limite inferior para relatar uma faixa não explicitamente relatada, na mesma maneira, as faixas de qualquer limite superior poderão ser combinadas com qualquer outro limite superior para relatar uma faixa não explicitamente relatada. Adicionalmente, sempre que uma faixa numérica com um limite inferior e um limite superior for divulgada, qualquer número e qualquer faixa incluída que caia dentro da faixa também serão especificamente divulgados. Especificamente, cada faixa de valores (na forma, “de cerca de a a cerca de b”, ou, equivalentemente, “de cerca de a até b”, ou, equivalentemente, “de cerca de a-b”) divulgada neste documento será entendida como estabelecendo cada número e faixa englobada dentro da faixa mais ampla de valores, mesmo se não explicitamente recitada. Assim, cada ponto ou valor individual poderá servir como seu próprio limite inferior ou superior combinado com qualquer outro ponto ou valor individual ou qualquer outro limite inferior ou superior, para relatar uma faixa não explicitamente relatada.
[0054] Portanto, a presente divulgação é bem adaptada para alcançar os fins e as vantagens mencionadas assim como aquelas que são inerentes à mesma. As modalidades particulares divulgadas acima são ilustrativas somente, pois a presente invenção pode ser modificada e praticada de maneiras diferentes, mas equivalentes, aparentes àqueles versados na técnica tendo o benefício dos ensinos deste documento. Embora modalidades individuais sejam discutidas, a invenção cobre todas as combinações de todas essas modalidades. Mais ainda, nenhuma limitação é pretendida aos detalhes de construção ou projeto mostrados neste documento, que não como descrito nas reivindicações abaixo. Além disso, os termos nas reivindicações têm seu significado normal, ordinário, a menos que expressamente e claramente definido pelo titular da patente. Portanto, é evidente que as modalidades ilustrativas particulares divulgadas acima podem ser alteradas ou modificadas e que todas essas variações são consideradas dentro do escopo e do espírito da presente invenção. Se houver qualquer conflito nos usos de uma palavra ou um termo neste relatório descritivo e uma ou mais patentes ou outros documentos que possam ser incorporados aqui por referência, as definições que são consistentes com este relatório descritivo devem ser adotadas.
Claims (18)
1. Método de tratamento de consolidação, caracterizado pelo fato de que compreende: introduzir um modificador de permeabilidade (16) em uma formação subterrânea compreendendo zonas de permeabilidade heterogênea; introduzir um fluido de tratamento na formação subterrânea subsequente ao modificador de permeabilidade (16), em que o modificador de permeabilidade (16) desvia pelo menos parcialmente o fluido de tratamento na formação subterrânea, de modo que o tratamento da formação subterrânea com o fluido de tratamento seja mais uniforme e em que o modificador de permeabilidade (16) tem uma viscosidade de 2 a 5 vezes mais alta que o fluido de tratamento; e consolidar uma ou mais zonas da formação subterrânea.
2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda bombear o modificador de permeabilidade (16) de um abastecimento de fluido e para um furo de poço via um conduto de abastecimento de furo de poço acoplado fluidicamente ao furo de poço, o furo de poço penetrando a formação subterrânea.
3. Método de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que o modificador de permeabilidade (16) é um líquido e tem uma viscosidade de 3 cP a 3.000 cP.
4. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado pelo fato de que o modificador de permeabilidade (16) é selecionado do grupo consistindo em óleos de silicone, poliacrilamida, óleo mineral, óleo de parafina, óleo de querosene, óleo diesel, óleo de rícino, óleo de milho, óleo de amendoim, óleo de oliva, óleo de palma, óleo de soja, resinas à base de epóxi, resinas novolac, resinas de poliepóxido, resinas de fenol-aldeído, resinas de ureia-aldeído, resinas de uretano, resinas fenólicas, resinas de furano, resinas de furano/álcool furfurílico, resinas fenólicas/látex, resinas de fenol formaldeído, resinas de bisfenol A diglicidil éter, resinas de butoximetil butil glicidil éter, resinas de bisfenol A-epicloro-hidrina, resinas de bisfenol F, resinas de glicidil éter, resinas de poliéster e híbridos e copolímeros dos mesmos, resinas de poliuretano e híbridos e copolímeros dos mesmos, resinas de acrilato, bis-(2-hidroxietil) isodeciloxipropilamina, poli (5) oxietileno isodeciloxipropilamina, bis-(2-hidroxietil) isotrideciloxipropilamina, poli (5) oxietileno isotrideciloxipropil amina, bis- (2-hidroxietil) linear alquiloxipropilamina, bis (2-hidroxietil) soja amina, poli (15) oxietileno soja amina, bis (2-hidroxietil) octadecilamina, poli (5) oxietileno octadecilamina, poli (8) oxietileno octadecilamina, poli (10) oxietileno octadecilamina, etileno diamina, 1,3-diaminopropano, hexametilenodiamina, derivados dos mesmos e combinações dos mesmos.
5. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo fato de que o modificador de permeabilidade (16) compreende de 10% a 50% do volume do fluido de tratamento.
6. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizado pelo fato de que as zonas de permeabilidade heterogênea compreendem permeabilidades em uma faixa de 30 mD a 13.000 mD.
7. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado pelo fato de que o fluido de tratamento é um fluido de tratamento de consolidação.
8. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizado pelo fato de que o modificador de permeabilidade (16) reduz a permeabilidade de uma zona da formação subterrânea em uma quantidade entre 1% e 99%.
9. Método de tratamento de consolidação, caracterizado pelo fato de que compreende: introduzir um modificador de permeabilidade (16) em uma formação subterrânea, em que o modificador de permeabilidade (16) compreende um líquido viscoso; introduzir um fluido de tratamento de consolidação na formação subterrânea subsequente ao modificador de permeabilidade (16), em que o modificador de permeabilidade (16) desvia pelo menos parcialmente o fluido de tratamento na formação subterrânea, de modo que o tratamento da formação subterrânea com o fluido de tratamento seja mais uniforme e em que o modificador de permeabilidade (16) tem uma viscosidade de 2 a 5 vezes mais alta que o fluido de tratamento; e permitir que o fluido de tratamento de consolidação consolide pelo menos uma porção da formação subterrânea.
10. Método de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que compreende ainda introduzir outro volume do modificador de permeabilidade (16) na formação subterrânea antes da introdução de um fluido de pré-lavagem no fluido de tratamento de consolidação e introduzir o fluido de pré-lavagem na formação subterrânea.
11. Método de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que compreende ainda introduzir outro volume do modificador de permeabilidade (16) na formação subterrânea antes da introdução de um fluido de pós-lavagem no fluido de tratamento de consolidação e introduzir o fluido de pós-lavagem na formação subterrânea.
12. Método de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que compreende ainda bombear o modificador de permeabilidade (16) de um abastecimento de fluido e para um furo de poço via um conduto de abastecimento de furo de poço fluidicamente acoplado ao furo de poço, o furo de poço penetrando a formação subterrânea.
13. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 9 a 12, caracterizado pelo fato de que o modificador de permeabilidade (16) tem uma viscosidade de 3 cP a 3.000 cP.
14. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 9 a 13, caracterizado pelo fato de que o modificador de permeabilidade (16) é selecionado do grupo consistindo em óleos de silicone, poliacrilamida, óleo mineral, óleo de parafina, óleo de querosene, óleo diesel, óleo de rícino, óleo de milho, óleo de amendoim, óleo de oliva, óleo de palma, óleo de soja, resinas à base de epóxi, resinas novolac, resinas de poliepóxido, resinas de fenol-aldeído, resinas de ureia-aldeído, resinas de uretano, resinas fenólicas, resinas de furano, resinas de furano/álcool furfurílico, resinas fenólicas/látex, resinas de fenol formaldeído, resinas de bisfenol A diglicidil éter, resinas de butoximetil butil glicidil éter, resinas de bisfenol A-epicloro-hidrina, resinas de bisfenol F, resinas de glicidil éter, resinas de poliéster e híbridos e copolímeros dos mesmos, resinas de poliuretano e híbridos e copolímeros dos mesmos, resinas de acrilato, bis-(2-hidroxietil) isodeciloxipropilamina, poli (5) oxietileno isodeciloxipropilamina, bis-(2-hidroxietil) isotrideciloxipropilamina, poli (5) oxietileno isotrideciloxipropil amina, bis- (2-hidroxietil) linear alquiloxipropilamina, bis (2-hidroxietil) soja amina, poli (15) oxietileno soja amina, bis (2-hidroxietil) octadecilamina, poli (5) oxietileno octadecilamina, poli (8) oxietileno octadecilamina, poli (10) oxietileno octadecilamina, etileno diamina, 1,3-diaminopropano, hexametilenodiamina, derivados dos mesmos e combinações dos mesmos.
15. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 9 a 14, caracterizado pelo fato de que o modificador de permeabilidade (16) compreende de 10% a 50% do volume do fluido de tratamento de consolidação.
16. Sistema de poço (10), caracterizado pelo fato de que compreende: um modificador de permeabilidade (16); um tratamento de consolidação compreendendo um fluido de pré-lavagem, um fluido de tratamento de consolidação e um pós-fluido, em que o modificador de permeabilidade (16) tem uma viscosidade de 2 a 5 vezes mais alta que o fluido de tratamento de consolidação; um sistema de manipulação de fluido (2) compreendendo o modificador de permeabilidade (16) e o tratamento de consolidação; e um conduto (8) fluidicamente acoplado ao sistema de manipulação de fluido (2) e a um furo de poço (14).
17. Sistema de poço de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o sistema de manipulação de fluido (2) compreende um abastecimento de fluido (4) e um equipamento de bombeamento (6).
18. Sistema de poço de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o modificador de permeabilidade (16) compreende de 10% a 50% do volume do fluido de tratamento de consolidação.
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