BR112018007637B1 - Método para tratar formações subterrâneas com fluidos de tratamento compreendendo surfactantes - Google Patents

Abstract

MÉTODO PARA TRATAR FORMAÇÕES SUBTERRÂNEAS COM FLUIDOS DE TRATAMENTO COMPREENDENDO SURFACTANTES. Métodos para tratar formações subterrâneas são fornecidos. Em uma modalidade, os métodos compreendem fornecer um fluido de tratamento compreendendo um fluido de base aquoso e um surfactante compreendendo uma amina etoxilada ou derivado da mesma; introduzir o fluido de tratamento num furo de poço penetrando pelo menos uma porção de uma formação subterrânea; e produzir fluidos do furo de poço durante ou após a introdução do fluido de tratamento no furo de poço.

Description

FUNDAMENTOS

[001] A presente invenção se refere a métodos para tratar formações subterrâneas e, mais especificamente, métodos para tratar formações subterrâneas com fluidos de tratamento compreendendo surfactantes.

[002] Hidrocarbonetos, tal como óleo e gás, são comumente obtidos de formações subterrâneas que podem estar localizadas em terra ou offshore. O desenvolvimento de operações subterrâneas e dos processos envolvidos na remoção de hidrocarbonetos de uma formação subterrânea tipicamente envolve uma série de etapas diferentes, tal como, por exemplo, perfuração de um furo de poço numa locação de poço desejada, tratamento do furo de poço para otimizar a produção de hidrocarbonetos e a realização das etapas necessárias para produzir e processar os hidrocarbonetos da formação subterrânea.

[003] Surfactantes são amplamente usados em fluidos de tratamento para operações de perfuração e outras operações de tratamento de poços, incluindo tratamentos de fraturamento hidráulico e acidificação (tanto acidificação de fratura quanto acidificação de matriz). Os surfactantes podem também ser utilizados em operações de recuperação de óleo intensificadas ou melhoradas. Muitas variáveis podem afetar a seleção de um surfactante para uso em tais tratamentos e operações, tal como tensão superficial interfacial, umectabilidade, compatibilidade com outros aditivos (tal como outros aditivos usdos em tratamento de acidificação) e tendência de emulsificação. Surfactantes são um componente importante em fluidos de tratamento para assegurar produtividade mais alta a partir de formações de óleo e gás não convencionais. Surfactantes podem fornecer controle de perda de fluido mais eficaz, eficiência de contrafluxo de fluido e recuperação de óleo. Por exemplo, surfactantes podem melhorar a recuperação de óleo reduzindo tensão interfacial, alterando a umectabilidade da formação subterrânea e/ou estabilizando uma emulsão. No entanto, surfactantes convencionais podem apresentar preocupações ambientais, de saúde e de segurança. Além disso, surfactantes convencionais podem ser sensíveis a mudanças em pH, temperatura e salinidade.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[004] Estes desenhos ilustram certos aspectos de algumas das modalidades da presente invenção e não devem ser utilizados para limitar ou definir as reivindicações.

[005] A Figura 1 é um diagrama ilustrando um exemplo de um sistema de fraturamento que pode ser utilizado de acordo com certas modalidades da presente invenção.

[006] A Figura 2 é um diagrama ilustrando um exemplo de uma formação subterrânea na qual uma operação de fraturamento pode ser realizada de acordo com certas modalidades da presente invenção.

[007] As Figuras 3A e 3Bsão gráficos ilustrando dados relativos a estabilidade térmica de uma formulação de amina etoxilada da presente invenção e uma formulação de surfactante não emulsionante padrão de campo.

[008] A Figura 4 é um gráfico ilustrando dados relativos a pH e a estabilidade de salinidade de uma formulação de amina etoxilada.

[009] Embora modalidades desta invenção tenham sido representadas, essas modalidades não implicam uma limitação sobre a invenção e nenhuma tal limitação deve ser inferida. A matéria divulgada é capaz de consideráveis modificações, alterações e equivalentes na forma e na função, como ocorrerão para aqueles versados na técnica pertinente e tendo o benefício desta invenção. As modalidades representadas e descritas desta invenção são apenas exemplos e não são exaustivas do escopo da invenção. DESCRIÇÃO DE CERTAS MODALIDADES

[0010] Modalidades ilustrativas da presente invenção são descritas em detalhes aqui. No interesse da clareza, nem todas as características de uma implementação real podem ser descritas neste relatório descritivo. Será, naturalmente, apreciado que no desenvolvimento de qualquer tal modalidade real numerosas decisões específicas de implementação podem ser tomadas para atingir os objetivos de implementação específicos que podem variar de uma implementação para outra. Mais ainda, será apreciado que tal esforço de desenvolvimento pode ser complexo e demorado, mas seria, contudo, um empreendimento rotineiro para aqueles versados na técnica tendo o benefício da presente invenção.

[0011] A presente invenção se refere a métodos para tratar formações subterrâneas. Particularmente, a presente invenção se refere a métodos para o uso de aminas etoxiladas em formações subterrâneas.

[0012] Mais especificamente, a presente invenção fornece métodos que compreendem: fornecer um fluido de tratamento compreendendo: um fluido de base aquoso e um surfactante compreendendo uma amina etoxilada ou derivado da mesma; introduzir o fluido de tratamento em um furo de poço penetrando pelo menos uma porção de uma formação subterrânea; e produzir fluidos do furo de poço durante ou após a introdução do fluido de tratamento no furo de poço. Em certas modalidades, a presente invenção fornecer métodos compreendendo introduzir o fluido de tratamento em um furo de poço penetrando pelo menos uma porção de uma formação subterrânea a ou acima de uma pressão suficiente para criar ou intensificar uma ou mais fraturas na formação subterrânea.

[0013] Dentre as muitas vantagens potenciais para os métodos e as composições da presente invenção, apenas algumas das quais são aludidas aqui, os métodos e as composições da presente invenção podem fornecer surfactantes para uso em formações subterrâneas que são mais seguras, menos tóxicas e/ou mais eficazes do que certos outros surfactantes usados em operações subterrâneas. Surfactantes de amina etoxilada podem ser não tóxicos e podem ser mais estáveis, pois eles são menos sensíveis a variações de temperatura, pH e salinidade do que surfactantes convencionais. Outra vantagem pode ser um efeito sinérgico de um surfactante de amina etoxilada com outros surfactantes (por exemplo, outros surfactantes etoxilados, surfactantes de alquil poliglicosídeo) ou solventes no fluido, o que pode resultar em tensão interfacial mais baixa do que os surfactantes podem atingir independentemente ou sem os solventes. Além da funcionalidade de surfactante, as aminas etoxiladas também poderm servir como um inibidor de corrosão.

[0014] Como aqui utilizado, o termo "surfactante de amina etoxilada" se refere a surfactantes compreendendo uma amina etoxilada ou derivado da mesma. Aminas etoxiladas são aminas compreendendo óxido de etileno. Exemplos de aminas etoxiladas que podem ser adequadas para certas modalidades da presente invenção incluem, mas não estão limitados a, compostos tendo a seguinte estrutura química geral:

onde R representa um grupo alquila e x e y são inteiros não zero. Em certas modalidades, R pode compreender um grupo alquila substituído, insubstituído, linear, ramificado, cíclico ou acíclico de C1 a C20. Variáveis x e y podem ser as mesmas ou diferentes e podem ser um inteiro de 1 a 25. Por exemplo, em algumas modalidades, R é um grupo alquila de C10C18 e a soma de x e y é de 2 a 50. Em certas modalidades, a soma de x e y é de 2 a 20. Em algumas modalidades, a amina etoxilada é uma amina terciária tendo um grupo alquila e dois ou mais grupos polioxietileno fixados ao átomo de nitrogênio. Em algumas modalidades, os métodos e as composições da presente invenção podem compreender um derivado de amina etoxilada.

[0015] Em certas modalidades, um surfactante de amina etoxilada pode estar presente num fluido de tratamento da presente invenção numa quantidade de cerca de 1 x 10-5 galões por mil galões (gpt) de fluido de tratamento até cerca de 50 gpt. Em algumas modalidades, o surfactante de amina etoxilada pode estar presente num fluido de tratamento da presente invenção numa quantidade de cerca de 0,1 gpt até cerca de 50 gpt. Em algumas modalidades, o surfactante de amina etoxilada pode estar presente num fluido de tratamento da presente invenção numa quantidade de cerca de 0,1 gpt até cerca de 10 gpt.

[0016] Em certas modalidades, surfactantes adicionais podem ser usados junto com o surfactante de amina etoxilada. Em algumas modalidades, o surfactante de amina etoxilada pode ter um efeito sinérgico com os surfactantes adicionais. Por exemplo, em algumas modalidades, a amina etoxilada pode ajudar a dispersar os surfactantes adicionais no fluido. Exemplos de surfactantes adicionais adequados incluem, mas não são limitados a alquil poliglicosídeos, álcoois alquílicos alcoxilados e sais dos mesmos, alquil fenóis alcoxilados e sais dos mesmos, alquil sulfonatos, aril sulfonatos, sulfatos, fosfatos, carboxilatos, polioxialquil glicóis, álcoois graxos, ésteres alquílicos de polioxietileno glicol sorbitano, ésteres alquílicos de sorbitano, polissorbatos, glicosídeos, compostos de amina quaternária, surfactantes de óxido de amina e qualquer combinação dos mesmos.

[0017] Em certas modalidades, um solvente pode ser usado junto com o surfactante de amina etoxilada. Em algumas modalidades, o surfactante de amina etoxilada pode ter um efeito sinérgico com o solvente. Em certas modalidades, um fluido de tratamento da presente invenção pode compreender um fluido de base aquoso e um solvente. Em algumas modalidades, isto poderesultar em tensão interfacial mais baixa do que osurfactante de amina etoxiladaou solvente pode atingir independentemente. Em certas modalidades, o solvente pode compreender qualquer solvente adequado ou combinação do mesmo. Exemplos de solventes adequados para algumas modalidades da presente invenção incluem, mas não estão limitados a, um solvente não aquoso, um solvente não aromático, um álcool, glicerol, dióxido de carbono, isopropanol ou qualquer combinação ou derivado dos mesmos. Exemplos de solventes não aromáticos que podem ser adequados para uso em certas modalidades da presente divulgaçao incluem, mas não estão limitados a, um álcool etoxilado, um álcool alcoxilado, um éter de glicol, uma amida dissubstituída, RHODIASOLV® MSOL (uma mistura de glicerina e acetona disponível de Solvay em Houston, Texas), MUSOL® (isopropilideno glicerol, disponível de Halliburton em Houston, Texas), trietanolamina, ácido etilenodiaminatetra-acético, N,N-dimetil 9-decenamida, éster metílico de soja, éster metílico de canola, STEPOSOL® C-42 (uma mistura de metil laurato e metil miristato, disponível de Stepan em Northfield, IL), STEPOSOL® SC (uma mistura de metil soiato e etil lactato, disponível de Stepan em Northfield, IL), qualquer combinação e qualquer derivado dos mesmos.

[0018] Em certas modalidades, os surfactantes da presente invenção, sejam sozinhos ou em conjunto com outros aditivos, podem aumentar a produção de fluidos de hidrocarbonetos de formações de hidrocarbonetos não convencionais. Exemplos de reservatórios não convencionais incluem, mas não se limitam a, reservatórios tais como reservatórios de areias pouco permeáveis, gás de folhelho, óleo de folhelho, metano de leito de carvão, carbonato pouco permeável e de hidrato de gás. Surfactantes podem afetar muitas variáveis em tratamentos e operações subterrâneas, tal como tensão interfacial/superficial, umectabilidade, compatibilidade com outros aditivos (tal como outros aditivos usados em tratamentos de acidificação) e tendência de emulsificação.

[0019] Sem limitar a invenção de qualquer teoria ou mecanismo particular, acredita-se que surfactantes da presente invenção gerem uma emulsão óleo em água de vida curta, auxiliando a solubilização e mobilização de óleo.

[0020] Em algumas modalidades, os surfactantes da presente invenção podem agir como um auxiliar de contrafluxo. Auxiliares de contrafluxo podem reduzir a pressão capilar, blocos de óleo e/ou blocos de água, melhorando a cinética do contrafluxo e minimizando a quantidade de fluido de fraturamento deixado para trás na formação. Além disso, os auxiliares de contrafluxo podem ajudar na "limpeza" de um pacote de propante e/ou acelerar o fluxo de hidrocarbonetos através da formação e de um pacote de propante.

[0021] Como aqui utilizado, um "bloco de água" se refere geralmente a uma condição causada por um aumento na saturação de água na área perto do furo de poço. Um bloco de água pode ser formar quando a área perto do furo de poço é exposta a um volume relativamente alto de filtrado do fluido de perfuração. Em algumas modalidades, a elevada presença de água pode fazer a argila presente na formação intumescer e reduzir a permeabilidade e/ou a água pode se acumular em gargalos de poro, resultando em uma permeabilidade diminuída devido a elevada pressão capilar e forças coesivas.

[0022] Como aqui usado, um "bloco de óleo" geralmente se refere a uma condição na qual uma quantidade elevada de óleo satura a área perto do furo de poço. Devido à umectabilidade da formação subterrânea e à pressão capilar resultante, o óleo pode reduzir a permeabilidade da formação subterrânea ao fluxo de fluidos, incluindo óleo e água. Sem limitar a invenção a qualquer teoria ou mecanismo particular, acredita-se que as composições e os métodos aqui descritos podem remover um bloco de água ou óleo removendo pelo menos uma porção da água e/ou do óleo na área próxima ao furo de poço e/ou alterar a umectabilidade da formação subterrânea. Por exemplo, em certas modalidades, a superfície de formação pode úmida com óleo. Ao alterar a umectabilidade da superfície de uma formação subterrânea para ser mais úmida em água, a superfície da formação pode ser mais compatível com água de injeção e outros fluidos à base de água. Em certas modalidades, os métodos e as composições da presente invenção podem também reduzir a tensão interfacial entre o fluido na formação e as superfícies da formação.

[0023] Em algumas modalidades, os métodos e as composições da presente invenção podem reduzir diretamente ou indiretamente a pressão capilar na porosidade da formação. A pressão capilar reduzida pode levar a elevadas taxas de drenagem de água e/ou óleo. Em algumas modalidades, taxas de drenagem de água melhoradas podem permitir uma redução em blocos de água existentes, bem como uma redução na formação de blocos de água. Em certas modalidades, os métodos e as composições da presente invenção podem permitir recuperação de água, óleo e/ou outro fluido intensificada.

[0024] Em certas modalidades, as aminas etoxiladas da presente invenção também poderm servir como um inibidor de corrosão. Por exemplo, os métodos da presente invenção podem inibir corrosão em um furo de poço. Em algumas modalidades, as aminas etoxiladas poderm evitar corrosão durante o período de contrafluxo e produçao inicial.

[0025] Em algumas modalidades, os métodos e as composições da presente invenção podem proporcionar fluidos de tratamento compreendendo surfactantes que são mais estáveis a variações em temperatura, pH e salinidade do que composições de surfactante convencionais. Por exemplo, em algumasmodalidades, o surfactante de amina etoxilada ouderivado de amina etoxiladapode proporcionar tensão interfacial estável através de uma variedade de temperaturas, níveis de pH e salinidades.

[0026] Em certas modalidades da presente invenção, surfactantes de amina etoxilada, fluidos de tratamento ou aditivos relacionados da presente invenção podem ser introduzidos numa formação subterrânea, um furo de poço penetrando uma formação subterrânea, tubulação (por exemplo, oleoduto) e/ou um recipiente usando qualquer método ou equipamento conhecido na técnica. A introdução das aminas eteoxiladas, fluidos de tratamento ou aditivos relacionados da presente invenção pode, em tais modalidades, incluir liberação por meio de qualquer um de um tubo, umbilical, bomba, gravidade e combinações dos mesmos. Aditivos, fluidos de tratamento ou compostos relacionados da presente invenção podem, em várias modalidades, ser liberados no fundo de poço (por exemplo, para o furo de poço) ou para linhas de fluxo no lado superior / tubulações ou equipamento de tratamento de superfície.

[0027] As composições usadas nos métodos e nas composições da presente invenção podem compreender qualquer fluido de base aquoso conhecido na arte. O termo "fluido de base" se refere ao componente principal do fluido (em oposição a componentes dissolvidos e/ou suspensos no mesmo) e não indica qualquer condição ou propriedade particular desse fluido, tal como sua massa, quantidade, pH, etc. Fluidos aquosos que podem ser adequados para uso nos métodos e nas composições da presente invenção podem compreender água de qualquer fonte. Tais fluidos aquosos podem compreender água doce, água salgada (por exemplo, água contendo um ou mais sais dissolvidos na mesma), salmoura (por exemplo, água salgada saturada), água do mar ou qualquer combinação das mesmas. Na maioria das modalidades da presente invenção, os fluidos aquosos compreendem uma ou mais espécies iônicas, tal como aquelas formadas por sais dissolvidos na água. Por exemplo, água do mar e/ou água produzida podem compreender uma variedade de espécies catiônicas divalentes dissolvidas nas mesmas. Em certas modalidades, a densidade do fluido aquoso pode ser ajustada para, entre outros fins, proporcionar transporte e suspensão de particulado adicional nas composições da presente invenção. Em certas modalidades, o pH do fluido aquoso pode ser ajustado (por exemplo, por um tampão ou outro agente de ajuste de pH) para um nível específico, o que pode depender, dentre outros fatores, dos tipos de agentes viscosificantes, ácidos e outros aditivos incluídos no fluido. Aqueles versados na técnica, com o beneficio desta invenção, reconhecerão quando tais ajustes de densidade e/ou pH são apropriados.

[0028] Em certas modalidades, os métodos e as composições da presente invenção opcionalmente podem compreender qualquer número de aditivos adicionais. Exemplos de tais aditivos adicionais incluem, mas não estão limitados a, sais, surfactantes adicionais, ácidos, particulados de propantes, agentes de desvio, aditivos de controle de perda de fluido, gás, nitrogênio, dióxido de carbono, agentes de modificação de superfície, agentes de pegajosidade, espumantes, inibidores de corrosão adicionais, inibidores de incrustação, catalisadores, agentes de controle de argila, biocidas, redutores de atrito, agentes antiespuma, agentes de obstrução, floculantes, extratores de H2S, extratores de CO2, extratores de oxigênio, lubrificantes, viscosificantes, rompedores, agentes de aumento de peso, modificadores de permeabilidade relativa, resinas, agentes umectantes, agentes de intensificação de revestimento, agentes de remoção de torta de filtro, agentes anticongelantes (por exemplo, etileno glicol) e semelhantes. Um especialista na técnica, com o benefício desta invenção, reconhecerá os tipos de aditivos que podem ser incluídos nos fluidos da presente invenção para uma aplicação particular.

[0029] Os surfactantes e as composições de amina etoxilada da presente invenção podem ser usados numa variedade de aplicações. Estas incluem aplicações de fundo de poço (por exemplo, perfuração, fraturamento, completações, produção de óleo), uso em condutos, recipientes e/ou outras porções de aplicações de refinação, torres/aplicações de separação de gás, tratamentos de tubulação, descarte e/ou tratamentos de água e descarte e/ou tratamentos de esgoto.

[0030] Em algumas modalidades, a presente invenção fornece métodos para usar os aditivos, fluidos de tratamento e compostos relacionados para realizar uma variedade de tratamentos subterrâneos incluindo, mas não se limitando a, tratamentos de fraturamento hidráulico, tratamentos de acidificação e operações de perfuração. Em algumas modalidades, os compostos da presente invenção podem ser usados no tratamento de uma porção de uma formação subterrânea, por exemplo, em tratamentos de acidificação tais como acidificação de matriz ou acidificação de fratura. Em certas modalidades, um fluido de tratamento pode ser introduzido numa formação subterrânea. Em algumas modalidades, o fluido de tratamento pode ser introduzido em um furo de poço que penetra uma formação subterrânea. Em algumas modalidades, o fluido de tratamento pode ser introduzido a uma pressão suficiente para criar ou intensificar uma ou mais fraturas dentro da formação subterrânea (por exemplo, fraturamento hidráulico).

[0031] Fluidos de tratamento podem ser usados numa variedade de operações de tratamento subterrâneas. Como usados neste documento, os termos "tratar", "tratamento", "tratando" e equivalentes gramaticais dos mesmos se referem a qualquer operação subterrânea que usa um fluido em conjunto com a realização de uma função desejada e/ou para um propósito desejado. O uso destes termos não implica qualquer ação particular pelo fluido de tratamento. Operações de tratamento ilustrativas podem incluir, por exemplo, operações de fraturamento, operações de enchimento de cascalho, operações de acidificação, dissolução e remoção de incrustação, operações de consolidação e semelhantes.

[0032] Certas modalidades dos métodos e das composições divulgadas neste documento podem afetar diretamente ou indiretamente um ou mais componentes ou equipamentos associados com a preparação, distribuição, recaptura, reciclagem, reuso e/ou descarte das composições divulgadas. Por exemplo, e com referência à Figura 1, os métodos e as composições divulgadas podem, diretamente ou indiretamente, afetar um ou mais componentes ou equipamentos associados com um sistema de fraturamento exemplar 10 de acordo com uma ou mais modalidades. Em certos casos, o sistema 10 inclui um aparelho de produção de fluido de fraturamento 20, uma fonte de fluido 30, uma fonte de propante 40 e um sistema de bomba e misturador 50 e reside na superfície numa locação de poço onde um poço 60 está localizado. Em certos casos, o aparelho de produção de fluido de fraturamento 20 combina um precursor de gel com fluido (por exemplo, líquido ou substancialmente líquido) da fonte de fluido 30, para produzir um fluido de fraturamento hidratado que é usado para fraturar a formação. O fluido de fraturamento hidratado pode ser um fluido pronto para uso num tratamento de estimulação de fratura do poço 60 ou um concentrado ao qual fluido adicional é adicionado antes do uso numa estimulação de fratura do poço 60. Em algumas modalidades, o aparelho de produção de fluido de fraturamento 20 pode ser omitido e o fluido de fraturamento originado diretamente da fonte de fluido 30. Em certas modalidades, o fluido de fraturamento pode compreender água, um fluido de hidrocarboneto, um gel de polímero, espuma, ar, gases úmidos e/ou outros fluidos.

[0033] A fonte de propante 40 pode incluir um propante para combinação com o fluido de fraturamento. Em certas modalidades, um ou mais particulados de tratamento da presente invenção podem ser proporcionados na fonte de propante 40 e, desse modo, combinados com o fluido de fraturamento com o propante. O sistema pode também incluir fonte de aditivo 70 que fornece um ou mais aditivos (por exemplo, surfactantes de amina etoxilada, agentes gelificantes, agentes de aumento de peso e/ou outros aditivos) para alterar as propriedades do fluido de fraturamento. Por exemplo, os outros aditivos 70 podem ser incluídos para reduzir o atrito de bombeamento, para reduzir ou eliminar a reação do fluido à formação geológica na qual o poço é formado, para operar como surfactantes e/ou para servir a outras funções. Em certas modalidades, os outros aditivos 70 podem incuir um surfactante de amina etoxilada da presente invenção.

[0034] O sistema de bomba e misturador 50 recebe o fluido de fraturamento e o combina com outros componentes, incluindo propante da fonte de propante 40 e/ou fluido adicional da fonte de aditivo 70. A mistura resultante pode ser bombeada pelo poço 60 sob uma pressão suficiente para criar ou intensificar uma ou mais fraturas em uma zona subterrânea, por exemplo, para estimular produção de fluidos da zona. Notavelmente, em certos casos, o aparelho de produção de fluido de fraturamento 20, a fonte de fluido 30 e/ou a fonte de propante 40 podem ser equipados com um ou mais dispositivos de dosagem (não mostrados) para controlar o fluxo de fluidos, partículas de propante e/ou outras composições para o sistema de bombeamento e misturador 50. Esses dispositivos de dosagem podem permitir ao sistema de bombeamento e misturador 50 originar de uma, algumas ou todas as diferentes fontes num dado tempo e pode facilitar a preparação de fluidos de fraturamento de acordo com a presente invenção utilizando métodos de mistura contínua ou "em voo". Assim, por exemplo, o sistema de bombeamento e misturador 50 pode fornecer apenas fluido de fraturamento para o poço em algumas vezes, apenas partículas de propante em outras vezes e combinações desses componentes em ainda outras vezes.

[0035] A Figura 2 mostra o poço 60 durante uma operação de fraturamento em uma porção de uma formação subterrânea de interesse 102 circundando um furo de poço 104. O furo de poço 104 se estende da superfície 106 e o fluido de fraturamento 108 é aplicado a uma porção da formação subterrânea 102 circundando a porção horizontal do furo de poço. Embora mostrado como vertical desviando para horizontal, o furo de poço 104 pode incluir geometrias e orientações de furo de poço horizontais, verticais, inclinadas, curvadas e outros tipos de geometrias e orientações de furo de poço, e o tratamento de fraturamento pode ser aplicado a uma zona subterrânea circundando qualquer porção do furo de poço. O furo de poço 104 pode incluir um revestimento 110 que é cimentado ou de outro modo fixado à parede do furo de poço. O furo de poço 104 pode ser não revestido ou incluir seções não revestidas. Canhoneios podem ser formados no revestimento 110 para permitir que fluidos de fraturamento e/ou outros materiais fluam para a formação subterrânea 102. Em poços revestidos, canhoneios podem ser formados usando cargas de forma, um canhão, hidro-jateamento e/ou outras ferramentas.

[0036] O poço é mostrado com uma coluna de trabalho 112 pendente da superfície 106 para o furo de poço 104. O sistema de bomba e misturador 50 é acoplado a uma coluna de trabalho 112 para bombear fluido de fraturamento 108 para o furo de poço 104. A coluna de trabalho 112 pode incluir tubulação espiralada, tubo articulado e/ou outras estruturas que permitem ao fluido fluir para o furo de poço 104. A coluna de trabalho 112 pode incluir dispositivos de controle de fluxo, válvulas de desvio, orifícios e ou outras ferramentas ou dispositivos de poço que controlam um fluxo de fluido do interior da coluna de trabalho 112 para a zona subterrânea 102. Por exemplo, a coluna de trabalho 112 pode incluir orifícios adjacentes à parede do furo de poço para comunicar o fluido de fraturamento 108 diretamente para a formação subterrânea 102 e/ou a coluna de trabalho 112 pode incluir orifícios que são espaçados entre si a partir da parede do furo de poço para comunicar o fluido de fraturamento 108 para um anular no furo de poço entre a coluna de trabalho 112 e a parede do furo de poço.

[0037] A coluna de trabalho 112 e/ou o furo de poço 104 podem incluir um ou mais conjuntos de packers 114 que vedam o anular entre a coluna de trabalho 112 e o furo de poço 104 para definir um intervalo do furo de poço 104 para o qual o fluido de fraturamento 108 será bombeado. A Figura 2 mostra dois packers 114, um definindo uma fronteira furo acima do intervalo e um definindo a extremidade a jusante do intervalo. Quando o fluido de fraturamento 108 é introduzido no furo de poço 104 (por exemplo, na Figura 2, a área do furo de poço 104 entre os packers 114) a uma pressão hidráulica suficiente, uma ou mais fraturas 116 podem ser criadas na zona subterrânea 102. Os particulados de propantes (e/ou particulados de tratamento da presente invenção) no fluido de fraturamento 108 podem entrar nas fraturas 116, onde eles podem permanecer após o fluido de fraturamento fluir para fora do furo de poço. Estes particulados de propante podem "abrir" fraturas 116 de tal modo que fluidos possam fluir mais livremente através das fraturas 116.

[0038] Embora não especificamente ilustrado aqui, os métodos e as composições divulgadas podem também afetar, diretamente ou indiretamente, qualquer equipamento de transporte ou distribuição utilizado para transportar as composições para o sistema de fraturamento 10 tal como, por exemplo, quaisquer embarcações de transporte, condutos, tubulações, caminhões, tubulares e/ou tubos utilizados para mover fluidicamente as composições de um local para outro, quaisquer bombas, compressores ou motores utilizados para acionar as composições em movimento, quaisquer válvulas ou juntas relacionadas usadas para regular a pressão ou a taxa de fluxo das composições e quaisquer sensores (isto é, pressão e temperatura), medidores e/ou combinações dos mesmos e semelhantes.

[0039] Para facilitar uma melhor compreensão da presente invenção, os seguintes exemplos de certos aspectos de modalidades preferidas são dados. Os exemplos seguintes não são os únicos exemplos que poderiam ser dados de acordo com a presente invenção e não se destinam a limitar o escopo da invenção ou das reivindicações.

[0040] EXEMPLOS.

EXEMPLO 1

[0041] Neste exemplo, a estabilidade térmica de uma formulação de amina etoxilada foi comparada com uma formulação de surfactante não emulsionante padrão de campo. A estabilidade térmica foi testada medindo as tensões interfaciais de cada composição em três condições diferentes: (1) à temperatura ambiente, (2) após aquecimento e manutenção da composição a 320°F e 300 psi por 1 dia, e (3) após aquecimento e manutenção da composição a 320°F e 300 psi por 4 dias. As medições de tensão interfacial foram obtidas usando um tensiômetro de queda automático “Tracker H” Teclis Instruments. As Figuras 3A e 3B mostram as medições de tensão interfacial para cada formulação em cada condição. A Tabela 1 mostra a tensão interfacial final para cada formulação em cada condição. Conforme mostrado nas Figuras 3A e 3B e na Tabela 1, a formulação de amina etoxilada foi mais estável a variação de temperatura do que a formulação de surfactante não emulsionante padrão de campo.

[0042] TABELA 1.

EXEMPLO 2.

[0043] Neste exemplo, foi realizado um teste de tendência de emulsão para comparar a tendência de emulsão de uma formulação de surfactante de amina etoxilada em um gel rompido a 10% para uma formulação de surfactante não emulsionante padrão de campo em um gel rompido a 10%. As formulações foram misturadas com dois óleos crus diferentes e observadas à temperatura ambiente para determinar quanto tempo depois da mistura a emulsão rompeu. Os resultados do teste de tendência de emulsão são mostrados na Tabela 2. Conforme mostrado na Tabela 2, o tempo de rompimento de emulsão para a formulação de surfactante de amina etoxilada foi comparável à formulação de surfactante não emulsionante padrão de campo.

[0044] TABELA 2.

EXEMPLO 3

[0045] Neste exemplo, pH e estabilidade de salinidade foram medidos para uma formulação de amina etoxilada. Formulações de amina etoxilada compreendendo concentrações variáveis de NaCl (1 por cento em peso, 3 por cento em peso e 6 por cento em peso) foram preparadas em três níveis de pH diferentes (4, 7 e 10) e a tensão superficial foi medida para cada uma. Os resultados das medições de tensão superficial são mostrados na Figura 4, que mostra que a tensão superficial da formulação de amina etoxilada era estável em relação às variações de pH e salinidade.

[0046] Uma modalidade da presente invenção é um método compreendendo: fornecer um fluido de tratamento compreendendo: um fluido de base aquoso; e um surfactante compreendendo uma amina etoxilada ou derivado da mesma; introduzir o fluido de tratamento em um furo de poço penetrando pelo menos uma porção de uma formação subterrânea; e produzir fluidos do furo de poço durante ou após a introdução do fluido de tratamento no furo de poço.

[0047] Outra modalidade da presente invenção é um método compreendendo fornecer um fluido de tratamento compreendendo: um fluido de base aquoso; e um surfactante compreendendo uma amina etoxilada ou derivado da mesma; e introduzir o fluido de tratamento em um furo de poço penetrando pelo menos uma porção de uma formação subterrânea a ou acima de uma pressão suficiente para criar ou intensificar uma ou mais fraturas na formação subterrânea.

[0048] Outra modalidade da presente invenção é um método compreendendo fornecer um fluido de tratamento compreendendo: um fluido de base aquoso; e um surfactante compreendendo uma amina etoxilada ou derivado da mesma; introduzir o fluido de tratamento em um furo de poço penetrando pelo menos uma porçao de uma formação subterrânea compreendendo um reservatório não convencional; e produzir fluidos do furo de poço durante ou após a introdução do fluido de tratamento no furo de poço, em que a quantidade de fluidos produzidos do furo de poço durante ou após a introdução do fluido de tratamento compreendendo o surfactante é maior que a quantidade de fluidos que seriam produzidos durante ou apos a introdução do mesmo fluido de tratamento sem o surfactante.

[0049] Portanto, a presente invenção é bem adaptada para atingir as finalidades e as vantagens mencionadas, assim como aquelas que são inerentes à mesma. As modalidades particulares divulgadas acima são ilustrativas apenas, pois a presente invenção pode ser modificada e colocada em prática de maneiras diferentes, porém equivalentes, pelos versados na técnica tendo o benefício dos ensinamentos deste documento. Embora numerosas mudanças possam ser feitas por aqueles versados na técnica, essas mudanças são englobadas dentro do espírito do objeto definido pelas reivindicações anexas. Mais ainda, nenhuma limitação é pretendida aos detalhes de construção ou projeto mostrados neste documento, que não como descrito nas reivindicações abaixo. Portanto, é evidente que as modalidades ilustrativas particulares divulgadas acima podem ser alteradas ou modificadas e todas essas variações são consideradas dentro do escopo e espírito da presente invenção. Em particular, toda faixa de valores (por exemplo,"de cerca de a até cerca de b" ou, de modo equivalente, "de aproximadamente a até b" ou, de modo equivalente, "de aproximadamente a a b") aqui divulgada será entendida como se referindo ao conjunto de potência (o conjunto de todos os subconjuntos) da respectiva faixa de valores. Os termos nas reivindicações têm seu significado claro, ordinário, salvo se outra forma explícita e claramente definida pelo titular da patente.

Claims (19)

1. Método para tratar formações subterrâneas com fluidos de tratamento compreendendo surfactantes, caracterizado pelo fato de que compreende: fornecer um fluido de tratamento compreendendo: um fluido de base aquoso; e um primeiro surfactante compreendendo uma amina etoxilada ou derivado da mesma; um segundo surfactante compreendendo um álcool etoxilado ou um sal de um álcool etoxilado; um terceiro surfactante selecionado do grupo consistindo em: um álcool alquílico alcoxilado, um sal de álcool alquílico alcoxilado, um alquil sulfonato, um aril sulfonato, um sulfato, um fosfato, um carboxilato, um polioxialquil glicol, um éster alquílico de polioxietileno glicol sorbitano, um éster alquílico de sorbitano, um polissorbato, um glicosídeo, um composto de amina quaternária, e qualquer combinação dos mesmos; e um solvente compreendendo glicerina e acetona; introduzir o fluido de tratamento num furo de poço (104) penetrando pelo menos uma porção de uma formação subterrânea (102); e produzir fluidos do furo de poço durante ou após a introdução do fluido de tratamento no furo de poç (104).

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a amina etoxilada ou derivado da mesma inibe corrosão em pelos menos uma porção da formação subterrânea.

3. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que o surfactante está presente no fluido de tratamento numa quantidade de 1 x 10-5 gpt até 50 gpt com base no volume total do fluido de tratamento.

4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de tratamento compreende ainda um surfactante adicional.

5. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de tratamento compreende ainda um solvente adicional.

6. Método de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que o fluido de tratamento é selecionado do grupo consistindo em: um solvente não aquoso, um solvente não aromático, um álcool, glicerol, dióxido de carbono, isopropanol, qualquer combinação e qualquer derivado dos mesmos.

7. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, caracterizado pelo fato de que a formação subterrânea compreende um reservatório não convencional.

8. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: permitir que pelo menos um dos surfactantes reduza a pressão capilar em pelo menos uma porção da formação subterrânea.

9. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizado pelo fato de que a quantidade de fluidos produzidos do furo de poço durante ou após a introdução do fluido de tratamento compreendendo os surfactantes é maior que a quantidade de fluidos que seriam produzidos durante ou após a introdução do mesmo fluido de tratamento sem o surfactante.

10. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 8, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: permitir que pelo menos um dos surfactantes altere uma umectabilidade de uma superfície da formação.

11. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 8, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: permitir que pelo menos um dos surfactantes reduza tensão interfacial entre um fluido na formação e uma superfície da formação.

12. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 9, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: permitir que pelo menos um dos surfactantes remova pelo menos uma porção de um bloco de óleo, um bloco de água ou ambos.

13. Método para tratar formações subterrâneas com fluidos de tratamento compreendendo surfactantes, caracterizado pelo fato de que compreende: fornecer um fluido de tratamento compreendendo: um fluido de base aquoso; e um primeiro surfactante compreendendo uma amina etoxilada ou derivado da mesma; e um segundo surfactante compreendendo um álcool etoxilado ou um sal de um álcool etoxilado; um terceiro surfactante selecionado do grupo consistindo em: um álcool alquílico alcoxilado, um sal de álcool alquílico alcoxilado, um alquil sulfonato, um aril sulfonato, um sulfato, um fosfato, um carboxilato, um polioxialquil glicol, um éster alquílico de polioxietileno glicol sorbitano, um éster alquílico de sorbitano, um polissorbato, um glicosídeo, um composto de amina quaternária, e qualquer combinação dos mesmos; e um solvente compreendendo glicerina e acetona; introduzir o fluido de tratamento em um furo de poço (104) penetrando pelo menos uma porção de uma formação subterrânea (102) a ou acima de uma pressão suficiente para criar ou intensificar uma ou mais fraturas na formação subterrânea.

14. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: produzir fluidos do furo de poço.

15. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 13 ou 14, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: permitir que pelo menos um dos surfactantes reduza a pressão capilar em pelo menos uma porção da formação subterrânea.

16. Método de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: permitir que pelo menos um dos surfactantes remova pelo menos uma porção de um bloco de óleo, um bloco de água ou ambos.

17. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 13 a 16, caracterizado pelo fato de que a formação subterrânea compreende um reservatório não convencional.

18. Método para tratar formações subterrâneas com fluidos de tratamento compreendendo surfactantes, caracterizado pelo fato de que compreende: fornecer um fluido de tratamento compreendendo: um fluido de base aquoso; e um primeiro surfactante compreendendo uma amina etoxilada ou derivado da mesma; um segundo surfactante compreendendo um álcool etoxilado ou um sal de um álcool etoxilado; um terceiro surfactante selecionado do grupo consistindo em: um álcool alquílico alcoxilado, um sal de álcool alquílico alcoxilado, um alquil sulfonato, um aril sulfonato, um sulfato, um fosfato, um carboxilato, um polioxialquil glicol, um éster alquílico de polioxietileno glicol sorbitano, um éster alquílico de sorbitano, um polissorbato, um glicosídeo, um composto de amina quaternária, e qualquer combinação dos mesmos; e um solvente compreendendo glicerina e acetona; introduzir o fluido de tratamento num furo de poço (104) penetrando pelo menos uma porção de uma formação subterrânea (102) compreendendo um reservatório não convencional; e produzir fluidos do furo de poço durante ou após a introdução do fluido de tratamento no furo de poço, em que a quantidade de fluidos produzidos a partir do furo de poço durante ou após a introdução do fluido de tratamento compreendendo os surfactantes é maior que a quantidade de fluidos que seriam produzidos durante ou após a introdução do mesmo fluido de tratamento sem o surfactante.

19. Método de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que compreende ainda: permitir que pelo menos um dos surfactantes remova pelo menos uma porção de um bloco de óleo, um bloco de água ou ambos.

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