BR112019000911B1 - Composição aquosa de ácido sintético, seus usos, método de acidificação da matriz de uma formação de dolomita contendo hidrocarboneto, método de acidificação da matriz de uma formação de giz contendo hidrocarboneto, método de acidificação da matriz de uma formação de calcário contendo hidrocarboneto, e método de criação de canais de escoamento em uma formação contendo hidrocarboneto - Google Patents
Composição aquosa de ácido sintético, seus usos, método de acidificação da matriz de uma formação de dolomita contendo hidrocarboneto, método de acidificação da matriz de uma formação de giz contendo hidrocarboneto, método de acidificação da matriz de uma formação de calcário contendo hidrocarboneto, e método de criação de canais de escoamento em uma formação contendo hidrocarboneto Download PDFInfo
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Abstract
composições de ácido sintético de cloridrato de lisina, como alternativas aos ácidos convencionais na indústria de petróleo e gás, trata-se de uma composição aquosa de ácido sintético para uso em atividades na indústria petrolífera, sendo que a referida composição compreende: lisina e cloreto de hidrogênio a uma proporção molar que varia de 1:3 a 1:12,5, de preferência, de mais de 1:5 a 1:8,5; podendo também compreender um iodato ou iodeto de metal; um álcool ou um derivado deste. a referida composição demonstra propriedades vantajosas em relação a ácidos sintéticos conhecidos a temperaturas superiores a 90°c. a referida composição é útil em várias operações da indústria de petróleo e gás. as modalidades preferidas da referida composição oferecem importantes vantagens na acidificação da matriz, aumentando a eficácia dos canais de escoamento em comparação com os ácidos minerais convencionais, como o ácido clorídrico (hcl).
Description
[001] Trata-se a presente invenção de composições para uso em várias aplicações na indústria de petróleo e gás, mais especificamente, refere-se a composições aquosas de ácidos sintéticos, como alternativas aos ácidos convencionais, em uma vasta gama de temperaturas.
[002] Na indústria de petróleo e gás, a estimulação com um ácido é realizada em um poço para aumentar ou restabelecer a produção. Em alguns casos, um poço exibe, inicialmente, uma baixa permeabilidade, e a estimulação é empregada para dar início à produção do reservatório. Em outros casos, emprega-se a estimulação ou a remediação para estimular a permeabilidade e o fluxo de um poço já existente, que tenha se tornado subprodutivo devido a questões de formação de incrustação ou esgotamento da formação.
[003] A acidificação é um tipo de tratamento de estimulação, que é realizado acima ou abaixo da pressão de fratura do reservatório, na tentativa de iniciar, restabelecer ou aumentar a permeabilidade natural do reservatório. A acidificação é obtida por meio do bombeamento do ácido, predominantemente do ácido clorídrico, para o poço, para dissolver, tipicamente, calcário, dolomita e cimento de calcita entre os grãos de sedimentos insolúveis em ácido das rochas do reservatório ou para tratar a acumulação de incrustações.
[004] Existem três tipos principais de aplicações de ácido: acidificação da matriz, acidificação da fratura e acidificação da iniciação da fratura (bombeada antes de um colchão de fraturamento ou operação de cimentação, a fim de auxiliar na iniciação da fratura da formação (reduzir as pressões de fratura, aumentar taxas de alimentação), bem como limpar o cimento remanescente no furo de poço ou em perfurações. Um tratamento de acidificação da matriz é realizado quando o ácido é bombeado para dentro do poço e dos poros da formação do reservatório abaixo da pressão de fratura. Nesta forma de acidificação, os ácidos dissolvem a formação de sedimentos e/ou sólidos de lama que estão inibindo a permeabilidade da rocha, aumentando os poros naturais do reservatório (canais de escoamento) e estimulando o fluxo de hidrocarbonetos para o poço, para recuperação. Enquanto a acidificação da matriz é feita a uma pressão baixa o suficiente para evitar o fraturamento da rocha do reservatório, a acidificação da fratura envolve o bombeamento do ácido para o poço a uma pressão muito alta, fraturando, fisicamente, a rocha do reservatório e corroendo os sedimentos inibidores da permeabilidade. Este tipo de tratamento ácido forma canais ou fraturas através dos quais os hidrocarbonetos podem fluir, além de formar uma série de canais de escoamento. Em alguns casos, um agente de escoramento é introduzido no fluido, para auxiliar a manter as fraturas abertas, aumentando ainda mais o fluxo de hidrocarbonetos no furo do poço.
[005] Existem muitos ácidos minerais e orgânicos utilizados para realizar um tratamento ácido em poços. O tipo mais comum de ácido utilizado em poços para estimular a produção é o ácido clorídrico (HCl), que é útil na estimulação de reservatórios carbonáticos.
[006] Alguns dos principais desafios enfrentados na indústria de petróleo e gás pelo uso do ácido clorídrico incluem: níveis extremamente altos de corrosão (o que é combatido pelo acréscimo de inibidores de corrosão do tipo formador de película, os quais são, tipicamente, tóxicos e prejudiciais aos seres humanos, ao meio ambiente e aos equipamentos), as areações entre os ácidos e os vários tipos de metais podem variar muito, mas, os metais mais leves, como, alumínio e magnésio, são muito suscetíveis aos principais efeitos que causam danos imediatos. O ácido clorídrico produz o gás cloreto de hidrogênio, que é tóxico (potencialmente fatal) e corrosivo para a pele, para os olhos e para metais. Em níveis acima de 50 ppm (partes por milhão), pode ser imediatamente perigoso para a vida e para a saúde (IPVS). Em níveis de 1300-2000 ppm, a morte pode ocorrer em 2-3 minutos.
[007] Os efeitos ambientais inerentes (esterilidade orgânica, envenenamento de animais selvagens, etc.) dos ácidos, no caso de uma liberação não intencional ou acidental na superfície ou no fundo do poço, em aquíferos ou em outras fontes de água, são devastadores, podendo causar uma redução significativa do pH, aumentar substancialmente a toxicidade e potencialmente poderia causar uma mortandade em massa de espécies aquáticas e possível envenenamento de seres humanos ou gados e animais selvagens expostos a/ou que bebam a água. Uma liberação não intencional na superfície também pode fazer com que o gás cloreto de hidrogênio seja liberado, colocando, possivelmente, em risco a saúde humana e animal. Este é um evento comum em grandes locais de armazenamento, quando os tanques racham ou vazam. Normalmente, se perto do público, grandes áreas precisam ser evacuadas após o evento e um plano de evacuação de emergência abrangente e caro para ser implementado precisa estar estabelecido antes da aprovação de tais áreas de armazenamento. Por causa de sua natureza ácida, o gás cloreto de hidrogênio também é corrosivo, particularmente na presença de umidade.
[008] A incapacidade dos ácidos minerais com aditivos de controle de corrosão comuns e de suas misturas biodegradarem-se naturalmente resulta em altos custos com limpeza e recuperação para o operador, caso ocorra uma liberação não intencional. Além disso, os gases tóxicos produzidos por ácidos minerais e alguns orgânicos são prejudiciais para humanos/animais, bem como são altamente corrosivos e/ou produzem vapores potencialmente explosivos. As exigências para transporte e armazenamento de ácidos são restritivas e taxativas. Além disso, os perigos em torno da exposição para a equipe profissional encarregada da mistura desses produtos perigosos restringem seu uso/implementação em áreas de alto risco, como, por exemplo, dentro dos limites da cidade e áreas ambientalmente sensíveis, como, por exemplo, em alto-mar.
[009] Outra preocupação é a possibilidade para incidentes de exposição nos locais devido aos altos níveis de corrosão dos ácidos, mesmo a temperaturas ambientes, o que causa falhas potenciais no tanque de armazenamento e/ou falhas no equipamento de implementação, ou seja, flexitubos, ou falhas de ferro a alta pressão causadas por altas taxas de corrosão (corrosões puntiformes (por pites), rachaduras, furos e falhas maiores). Outras preocupações incluem: falhas de equipamentos para fundo de poço devido à corrosão, o que faz com que o operador tenha de executar uma manutenção e substituir as bombas do fundo de poço, tubulações, cabos, obturadores, etc.; nível de qualidade ou resistência inconsistente dos ácidos minerais e orgânicos; possíveis problemas de fornecimento baseados nos níveis de produção industrial; altos níveis de corrosão nos equipamentos de bombeamento de superfície, resultando em dispendiosos níveis de reparação e manutenção para operadores e empresas de serviços; a exigência de equipamento especializado, o qual é construído com a finalidade de bombear ácidos, aumenta consideravelmente os gastos com operadores e empresas de serviços; e a incapacidade de obter um produto acabado localmente ou muito próximo do uso final, e; dificuldades de armazenamento no local e transporte.
[010] Normalmente, os ácidos são produzidos em áreas industriais de países localizados a alguma distância das áreas de produção de petróleo e gás, até dez aditivos também podem ser necessários para controlar vários aspectos das propriedades dos ácidos, além das complicações na logística de manuseio e transporte. Seria muito vantajoso ter uma alternativa que exigisse uma quantidade mínimo de aditivos.
[011] Taxas de reação e corrosão extremamente altas com o aumento da temperatura fazem com que os ácidos convencionais gastem/reajam ou "neutralizem" antes de alcançar o efeito desejado, como, por exemplo, penetrar profundamente em uma formação de petróleo ou gás, para aumentar o canal de escoamento ou "caminho" gravado eficazmente para que o produto petrolífero possa fluir livremente para o poço. Como um exemplo, em algumas situações, o ácido clorídrico pode ser utilizado na tentativa de liberar um tubo de perfuração preso. Antes de chegar à profundidade necessária para dissolver a formação que fez com que o tubo/tubulação ficasse preso(a), muitos ácidos gastam ou neutralizam a formação mais próxima da superfície, devido às temperaturas aumentadas do fundo de poço e à velocidade de reação muito maior, por isso, é vantajoso ter uma alternativa que gaste ou reaja mais metodicamente, permitindo que o mangue seja tratado com uma solução que ainda está ativa, e o tubo/a tubulação seja puxado(a) livremente.
[012] Quando utilizado para tratar problemas de formação de incrustação em equipamentos de superfície devido à precipitação mineral da água, ácidos convencionais são expostos a dispositivos mecânicos e humanos, bem como equipamentos caros, causando maiores riscos ao operador e custos. Quando misturados com bases ou fluidos de pH mais alto, os ácidos criarão uma grande quantidade de energia térmica (reação exotérmica), causando potenciais problemas de segurança e danos aos equipamentos; os ácidos normalmente precisam ser misturados com água doce (devido à sua intolerância à água altamente salina, causando possível precipitação de minerais) para a concentração desejada, exigindo-se que as empresas pré-misturem fora do local, em oposição à mistura no local, com água do mar ou produzida, aumentando, assim, os custos associados ao transporte.
[013] Os ácidos minerais convencionais utilizados em uma situação de controle de pH podem causar a rápida degradação de certos polímeros/aditivos que requeiram cargas aumentadas ou produtos químicos adicionais, para combater esses efeitos negativos. Muitas áreas de operações em alto-mar têm regras regulatórias muito rígidas em relação a transporte/manuseio e implantação de ácidos, causando aumento de responsabilidades e custos para o operador. Ao utilizar um ácido para desoxidar tubos ou tubulação, deve-se dar muita atenção ao processo, devido aos altos níveis de corrosão, à medida que as temperaturas aumentam, pois os aditivos típicos utilizados para controlar os níveis de corrosão nos sistemas ácidos começam a degradar-se muito rapidamente (devido aos inibidores que "recobrem" o aço ou “afasta-se”, em aplicações sob alta velocidade), fazendo com que os ácidos se tornem muito corrosivos, resultando em danos aos equipamentos/tubulares no fundo do poço. Ácidos convencionais podem ser prejudiciais a muitos elastômeros e/ou vedações encontrados na indústria de gás e petróleo, como, por exemplo, os encontrados em sistemas de segurança versus estouros (BOP's)/ferramentas de fundo de poço/vedadores/bombas submersíveis/vedações, etc. Ter que lidar com ácido gasto durante o processo de retrolavagem também é muito caro, pois, normalmente, esses ácidos ainda estão com pH baixo e permanecem tóxicos e corrosivos. É vantajoso ter uma mistura ácida que possa ser exportada para as instalações de produção através de tubulações que, uma vez gasta ou aplicada, é muito maior do que a do ácido clorídrico (HCl) gasto, reduzindo os custos/taxas para descarte. Além disso, os ácidos minerais normalmente precipitam ferro e/ou minerais solubilizados durante a operação, à medida que o pH do ácido gasto aumenta, causando transtornos nas instalações e perda de produção. É vantajoso ter um ácido forte que mantenha esses metais e minerais solubilizados em solução, mesmo quando o pH aumenta drasticamente, próximo de um estado neutro, reduzindo a necessidade de descartar os ácidos gastos e permitindo que sejam processados e tratados de maneira econômica.
[014] Os ácidos são utilizados na execução de muitas operações na indústria de petróleo e gás e são considerados necessários para alcançar a produção desejada de vários poços de petróleo e equipamentos, bem como manter seus respectivos sistemas e auxiliar em certas funções operacionais de perfuração (isto é, liberar um tubo de perfuração preso, tratamentos com reboco). Os perigos associados decorrentes do uso de ácidos minerais são extensos e precisam ser atenuados através de controles, sejam estes química ou mecanicamente projetados.
[015] Eliminar ou simplesmente reduzir os efeitos negativos dos ácidos fortes, mantendo ao mesmo tempo utilidade, é uma dificuldade e risco para a indústria. À medida que a população e o Governo exigem cada vez maios o uso de produtos menos perigosos, as empresas buscam alternativas que realizem a função sem todos ou sem a maior parte dos inconvenientes associados ao uso de ácidos convencionais.
[016] Várias operações na indústria petrolífera expõem fluidos a temperaturas muito altas (algumas superiores a 200°C/392°F). As composições utilizadas nessas várias operações devem resistir a altas temperaturas sem perder a sua eficácia global. Essas composições também devem poder ser aplicadas em operações a uma vasta gama de temperaturas, enquanto não afetam, ou pelo menos afetam ou corroem minimamente o equipamento com o qual entra em contato, em comparação com um ácido mineral convencional, cujo efeito de corrosão a temperaturas ultra altas é muito difícil e dispendioso de controlar.
[017] As operações em alto-mar de petróleo e gás são altamente reguladas devido às preocupações ambientais que surgem em decorrência de suas operações e potencialidade de vazamentos, juntamente com espaços de trabalho confinados, que oferecem pouca chance de saída, no caso de um incidente. A complexidade da perfuração e da completação de poços em alto-mar é sempre composta por ambos os problemas de segurança (exposição a produtos químicos perigosos, por exemplo) para os trabalhadores, tanto em plataformas petrolíferas em alto-mar, como em plataformas de produção, além das preocupações ambientais.
[018] Muitos países que fazem fronteira com as águas onde a perfuração e a produção em alto-mar são rotineiramente executadas implementaram uma série de regulamentos e parâmetros operacionais destinados a minimizar o impacto da exposição ambiental e humana. Estes regulamentos/procedimentos incluem a proibição e/ou a regulamentação de determinados produtos químicos que possam ser prejudiciais à vida marinha e/ou ao meio ambiente. A fim de suplantar esses regulamentos muito restritivos, muitas empresas petrolíferas empregam programas de contenção muito caros, para o manuseio de certos produtos químicos, como, por exemplo, os ácidos, que têm uma grande variedade de usos na indústria de exploração e produção de petróleo e gás.
[019] Muitas das questões relacionadas com a exploração e a produção de petróleo e gás em alto-mar decorrem do fato de as condições sob as quais estas são realizadas serem substancialmente diferentes daquelas encontradas nos mesmos tipos de operações realizadas em terra, incluindo, mas sem se limitar a espaços confinados, falta de rotas de fuga, equipamentos operacionais e de segurança de superfície e de fundo de poço muito caros, em comparação com os requisitos para operações terrestres.
[020] Os ácidos convencionalmente utilizados em várias operações de petróleo e gás podem ser expostos a temperaturas de até 200°C. A estas temperaturas, sua reatividade e suas propriedades corrosivas são aumentadas exponencialmente e, por consequência, sua eficácia econômica é grandemente diminuída. A corrosão é uma das principais preocupações sob altas temperaturas e é difícil e dispendiosa para ser controlada com química adicional, se acaso fosse possível controlá-la. Em muitas situações, um procedimento mecânico deve ser utilizado em oposição a uma solução química, devido às restrições de temperatura.
[021] Os ácidos modificados e sintéticos desenvolvidos e atualmente patenteados, como, por aqueles, aqueles que contêm componentes principais de ureia e ácido clorídrico, visam aumentar a segurança da equipe de profissionais, reduzindo os efeitos da corrosão, diminuindo a taxa de reação e reduzindo a toxicidade do ácido clorídrico (HCl). No entanto, verificou-se que sob temperaturas superiores a 90°C, a componente ureia em um ácido sintético ou modificado contendo tal composto tende a decompor-se e produzir amoníaco e dióxido de carbono, como um subproduto de decomposição. O componente amoníaco neutralizará o componente ácido ou o ácido clorídrico (HCl) e tornará o produto não reativo ou neutro. Além disso, existe o risco de danos no poço e/ou na formação, devido à precipitação mineral solubilizada não controlada decorrente do aumento do pH predominantemente causado pela formação de amoníaco durante a fase de decomposição.
[022] O Pedido de Patente Canadense CA 2.865.855 apresenta composições contendo ácido clorídrico a uma concentração entre 8% em peso e 28% em peso inclusive e pelo menos um aminoácido. A proporção molar entre aminoácido/ácido clorídrico varia entre 0,2 e 1,5, e água suficiente está presente para dissolver o ácido clorídrico e o aminoácido. O aminoácido pode incluir alanina, asparaginas, ácido aspártico, cisteína, ácido glutâmico, histidina, leucina, lisina, metionina, prolina, serina, treonina ou valina ou combinações destes.
[023] O Pedido de Patente Norte-Americano US 20140041690 A1 descreve o uso de glicina na produção de um ácido sintético, cuja finalidade é eliminar todos os inconvenientes dos ácidos fortes, como o ácido clorídrico. O novo composto é produzido por meio da dissolução da glicina em água, a uma proporção em peso de aproximadamente 1:1 a 1:1,5. A descrição afirma que a solução é misturada até que, necessariamente, a glicina esteja completamente dissolvida na água. Quando a dissolução estiver completa, o gás cloreto de hidrogênio é dissolvido na solução para produzir o novo composto, o qual é referido como glicina hidrogênio.
[024] Apesar da técnica anterior e à luz dos problemas substanciais provocados pelo uso de ácidos em operações de petróleo e gás sob temperaturas elevadas, ainda existe a necessidade crítica de encontrar uma alternativa aos conhecidos ácidos sintéticos ou complexados/modificados, que permaneçam estáveis sob temperaturas superiores a 90°C, enquanto também oferece segurança e menores efeitos de corrosão de um ácido modificado, mantendo ainda força/desempenho de um ácido clorídrico.
[025] Os inventores descobriram, de forma surpreende e inesperada, que, combinando um aminoácido com o ácido clorídrico em proporções apropriadas, pode-se obter uma alternativa mais segura ao ácido clorídrico (HCl), mantendo-se, ao mesmo tempo, as propriedades de desempenho originais do ácido clorídrico e a sua utilidade em operações de petróleo e gás.
[026] Descobriu-se também que as composições preferidas da presente invenção exibem estabilidade durante as operações sob temperatura elevada (acima de 90°C e, em alguns casos, até 220°C) e, por conseguinte, torna-as úteis na indústria de petróleo e gás para todas as aplicações nas quais um ácido é necessário e oferece aos operadores a capacidade de tratar operações de manutenção/produção e completações sob alta e ultra alta temperaturas, com uma tecnologia que oferece um nível de segurança, vantagens técnicas e baixa corrosão indisponíveis na indústria até o presente momento. As composições preferidas, de acordo com a presente invenção, podem idealmente ser utilizadas em várias operações de campo petrolífero, incluindo, mas sem se limitar a: ácido de quebra de ponta de lança, operações de fraturamento ácido, tratamentos de poço de injeção/descarte, tratamentos de incrustações com injeção cíclica de vapor a alta temperatura (CSS), tratamentos de incrustações com drenagem gravitacional assistida por injeção de vapor (SAGD), instalações de tubulações e equipamentos de superfície e subsuperfície, remoção de reboco, desoxidação de tubulação, operações de acidificação da matriz, estimulações, fraturamento, imersões, compressões de cimento, controle de pH do fluido, operações de tubos presos e lavagens ácidas, imersões e compressões de tubos enrolados.
[027] Consequentemente, ainda existe a necessidade de composições de ácido forte que sejam mais seguras e tecnicamente avançadas para uso na indústria petrolífera, que possam ser utilizadas nesta variedade de aplicações e temperaturas, bem como possam diminuir uma série de perigos associados e problemas operacionais, como, por exemplo, altas taxas de corrosão e danos no poço causados por uma taxa de reação explosiva ou extremamente agressiva sob temperaturas mais altas tipicamente associada aos ácidos convencionais.
[028] As composições, de acordo com a presente invenção, foram desenvolvidas para a indústria de petróleo e gás, e suas aplicações associadas, visando os problemas de corrosão, logística e manuseio, exposição humana e ambiental, taxas de reação, níveis de toxicidade, tendências de biodegradação e compatibilidades de fluidos/formação e instalações e/ou produção e compatibilidades de infraestrutura de tratamento da água.
[029] Um objetivo da presente invenção consiste em fornecer uma composição aquosa de ácido sintético que possa ser utilizada em uma grande variedade de aplicações na indústria de petróleo e gás e que exiba propriedades vantajosas em relação às composições conhecidas.
[030] De acordo com um aspecto da presente invenção, é fornecida uma composição aquosa de ácido sintético para uso em atividades de petróleo e gás, sendo que a referida composição compreende: - lisina e cloreto de hidrogênio a uma proporção molar que varia de 1:2,1 a 1:12,5; de preferência, a composição aquosa de ácido sintético compreende lisina e cloreto de hidrogênio a uma proporção molar que varia de 1:3 a 1:12,5; de preferência, a uma proporção molar que varia de 1:3,5 a 1:9, preferivelmente, a uma proporção molar que varia de 1:4,5 a 1:8,5, ainda mais preferivelmente, a uma proporção molar que varia de 1:5 a 1:6.5.
[031] De acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, é fornecida uma composição aquosa de ácido sintético que, mediante o uso apropriado, resulta em uma taxa de corrosão muito baixa em tubulares e equipamentos da indústria de petróleo e gás.
[032] De acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, é fornecida uma composição aquosa de ácido sintético para uso na indústria petrolífera, que é biodegradável.
[033] De acordo com outra modalidade preferida da presente invenção, é fornecida uma composição aquosa de ácido sintético para uso na indústria petrolífera, que tem uma natureza de desgaste (reação) controlada e mais metódica, que é quase linear, à medida que a temperatura aumenta, baixa exalação/pressão de vapor, baixa toxicidade, e tem um processo de fabricação altamente controlado, assegurando qualidade e força estável ao produto final.
[034] De acordo com outra modalidade preferida da presente invenção, é fornecida uma composição aquosa de ácido sintético para uso na indústria petrolífera, que tem um pH inferior a 1.
[035] De acordo com outra modalidade preferida da presente invenção, é fornecida uma composição aquosa de ácido sintético para uso na indústria petrolífera, que manterá as partículas de ferro e o carbonato solubilizado em solução, mesmo quando o pH sobe para um nível superior a pH 4.
[036] De acordo com outra modalidade preferida da presente invenção, é fornecida uma composição aquosa de ácido sintético para uso na indústria petrolífera, que fornecerá estabilidade térmica sob temperaturas superiores a 100°C.
[037] De acordo com outra modalidade preferida da presente invenção, é fornecida uma composição ácida para uso na indústria petrolífera, que fornecerá proteção versus corrosão a um limite aceitável do campo petrolífero, quando a referida composição estiver em contato com componentes metálicos e estiver a temperaturas entre 100°C e 220°C.
[038] De acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, é fornecida uma composição aquosa de ácido sintético para uso na indústria petrolífera, que tem uma reatividade exotérmica mínima mediante a diluição ou durante o processo de reação. De preferência, a composição aquosa de ácido sintético para uso na indústria petrolífera é compatível com os aditivos ácidos existentes na indústria.
[039] De acordo com outra modalidade preferida da presente invenção, é fornecida uma composição aquosa de ácido sintético para uso na indústria petrolífera, que possui maior tolerância à salinidade. Uma tolerância para fluidos ou soluções salinas de alta salinidade é desejável para aplicações de ácidos em alto-mar e em terra. Os ácidos convencionais são normalmente misturados com água doce e aditivos, geralmente fora das instalações, e depois são transportados para a área de tratamento como uma mistura acabada. É vantajoso ter uma alternativa que possa ser transportada como um concentrado com segurança para a área de tratamento e depois misturada com água salgada produzida ou água do mar, reduzindo, consideravelmente, a necessidade de logística. Um sistema ácido convencional pode precipitar sais/minerais fortemente se misturado com fluidos de um nível salino excessivo, resultando em tamponamento de formação ou danos auxiliares, inibindo a produção e aumentando substancialmente os custos. As soluções salinas também estão tipicamente presentes nas formações, tendo, portanto, um sistema ácido que tenha uma alta tolerância às soluções salinas, reduz-se significativamente a possibilidade de danos na formação ou emulsões que formam no fundo de poço, durante ou após a colocação/desgaste do produto (reação) ocorrer.
[040] De acordo com outro aspecto da presente invenção, é fornecida uma composição aquosa de ácido sintético para uso na indústria petrolífera, que é imediatamente reativa mediante contato/aplicação.
[041] De acordo com outro aspecto da presente invenção, é fornecida uma composição aquosa de ácido sintético para uso na indústria petrolífera, que resulta em menos erosão próxima do poço não intencional ou dissolução da face, devido a uma taxa de reação mais controlada. Isso, por sua vez, resulta em uma penetração na formação mais profunda, maior permeabilidade e reduz a possibilidade de comunicação zonal durante um tratamento típico de aplicação de isolamento mecânico em 'furo aberto'. À medida em que um ácido altamente reativo, como, por exemplo, o ácido clorídrico, é implantado em um poço que possui vedadores de furos abertos para isolamento (sem revestimento), há um potencial para causar uma perda de resistência à compressão perto do poço, resultando em comunicação entre zonas ou seções de interesse, bem como possibilidade de produção de areia e migração de grãos finos. É vantajoso ter uma alternativa que reaja com uma taxa ou velocidade muito mais controlada, reduzindo, assim, grandemente, a possibilidade de comunicação zonal e os possíveis efeitos colaterais negativos dos sistemas ácidos tradicionais mencionados acima.
[042] De acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, é fornecida uma composição aquosa de ácido sintético para uso na indústria petrolífera, que fornece uma taxa de reação controlada e abrangente ao longo de uma grande variedade de temperaturas até 220°C.
[043] De acordo com outra modalidade preferida da presente invenção, é descrito o uso de uma composição aquosa de ácido sintético compreendendo lisina e cloreto de hidrogênio a uma proporção molar que varia de 1:3,5 a 1:12,5 para injeção em um poço de petróleo ou gás, para realizar um tratamento com a referida composição; recuperar o ácido gasto do poço; e enviar o ácido gasto para uma usina. Consequentemente, uma composição, de acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, pode superar muitas das desvantagens encontradas no uso de composições da técnica anterior relacionadas à indústria de petróleo e gás.
[044] De acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, é fornecido um método de acidificação da matriz de uma formação de dolomita contendo hidrocarboneto, sendo que o referido método compreende as seguintes etapas: - fornecer uma composição contendo uma mistura de ácido clorídrico e lisina e água; sendo que a proporção molar entre o ácido clorídrico e a lisina varia de 4,5:1 a 8,5:1; - injetar a referida composição no fundo da referida formação a uma pressão abaixo da pressão de fraturamento da formação, e; - deixar um período de tempo suficiente para a composição entrar em contato com a referida formação e criar canais de escoamento na referida formação.
[045] De acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, é fornecido um método de acidificação da matriz de uma formação de giz contendo hidrocarboneto, sendo que o referido método compreende as seguintes etapas: - fornecer uma composição compreendendo uma mistura de ácido clorídrico e lisina e água; sendo que a proporção molar entre o ácido clorídrico e a lisina varia de 4,5:1 a 8,5:1; - injetar a referida composição no fundo da referida formação a uma pressão abaixo da pressão de fraturamento da formação, e; - deixar um período de tempo suficiente para a composição entrar em contato com a referida formação e criar canais de escoamento na referida formação.
[046] De acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, é fornecido um método de acidificação da matriz de uma formação de calcário contendo hidrocarboneto, sendo que o referido método compreende: - fornecer uma composição compreendendo uma mistura de ácido clorídrico e lisina e água; sendo que a proporção molar entre o ácido clorídrico e a lisina varia de 4,5:1 a 8,5:1; - injetar a referida composição no fundo da referida formação a uma pressão abaixo da pressão de fraturamento da formação, e; - deixar um período de tempo suficiente para a composição entrar em contato com a referida formação e criar canais de escoamento na referida formação.
[047] De acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, é fornecido um método de criação de canais de escoamento em uma formação contendo hidrocarboneto, sendo que o referido método compreende as seguintes etapas: - fornecer uma composição compreendendo uma mistura de ácido clorídrico e lisina e água; sendo que a proporção molar entre o ácido clorídrico e a lisina varia de 4,5:1 a 8,5:1; - injetar a referida composição no fundo da referida formação a uma pressão abaixo da pressão de fraturamento da formação, e; - deixar um período de tempo suficiente para a composição entrar em contato com a referida formação e criar canais de escoamento na referida formação; sendo que a referida taxa de injeção está abaixo da taxa de injeção utilizada com um ácido mineral convencional.
[048] De preferência, a taxa de injeção desejada utilizada é determinada ao testar a referida composição em várias taxas de injeção em uma amostra de testemunhos da referida formação; coletar o volume dos poros para dados de irrupção obtidos a partir dos referidos ensaios; traçar um gráfico do volume de poros para dados de irrupção versus a taxa de injeção, e; determinar a taxa de injeção ideal, como o ponto mais baixo no gráfico.
[049] De acordo com outro aspecto da presente invenção, é descrito o uso de uma composição aquosa de ácido sintético na indústria petrolífera, para realizar uma atividade selecionada do grupo que consiste em: estimular formações; auxiliar na redução das pressões de ruptura durante as operações de bombeamento no fundo de poço; tratar reboco do poço após operações de perfuração; auxiliar na liberação de tubo preso; desincrustar tubulações e/ou poços de produção; aumentar a injetividade dos poços de injeção; reduzir o pH de um fluido; remover incrustação indesejável sobre uma superfície selecionada do grupo que consiste em: equipamentos, poços e instalações e equipamentos relacionados; fratura de poços; estímulos completos da matriz; realizar imersões e compressões anulares e bombeamento forçado de ácido; desoxidar tubos ou tubulação e/ou tubos enrolados; aumentar a permeabilidade efetiva das formações; reduzir ou remover danos ao poço; limpar perfurações, e; solubilizar calcário, dolomita, calcita e as combinações destes. A referida composição compreende lisina e ácido clorídrico (HCl) a uma proporção molar que varia entre 2,11 e 12,5. De preferência, a composição compreende lisina e ácido clorídrico (HCl) a uma proporção molar que varia entre 1:4,5 e 1:8,5.
[050] A presente invenção poderá ser melhor compreendida considerando-se a seguinte descrição de várias modalidades da presente invenção em conexão com as figuras em anexo, sendo que: - a Figura 1 é uma representação gráfica da dissolução de CaCO3 ao longo do tempo a 70°C por um controle e duas composições, de acordo com a modalidade preferida da presente invenção; - a Figura 2 é uma representação gráfica da dissolução de CaCO3 ao longo do tempo a 70°C por um controle e duas composições, de acordo com a modalidade preferida da presente invenção; - a Figura 3 é uma representação gráfica da dissolução de CaCO3 ao longo do tempo a 70°C por um controle e duas composições, de acordo com a modalidade preferida da presente invenção, e; - a Figura 4 é uma representação gráfica da dissolução do CaCO3 ao longo do tempo a 70°C por um controle e duas composições, de acordo com a modalidade preferida da presente invenção.
[051] A descrição abaixo e as modalidades aqui descritas são fornecidas a título de ilustração de um exemplo, ou exemplos, de modalidades particulares dos princípios da presente invenção. Estes exemplos são fornecidos com a finalidade de explicar e não limitar tais princípios e a presente invenção.
[052] Lisina-HCl é o componente principal em termos de porcentagem em peso e volume da composição da presente invenção, e como um aminoácido, contém pelo menos um grupo amino, -NH2, e um grupo carboxila, -COOH. Quando adicionado ao ácido clorídrico, forma-se um ácido de Lewis/aduto de base, no qual o grupo amino primário atua como uma base de Lewis e o próton do ácido clorídrico (HCl) como o ácido de Lewis. O próprio aduto formado reduz grandemente os efeitos perigosos do ácido clorídrico, como, por exemplo, o efeito exalação, a higroscopicidade e a natureza altamente corrosiva. O excesso de nitrogênio também pode atuar como um inibidor de corrosão sob altas temperaturas. Lisina e cloreto de hidrogênio estão presentes a uma proporção molar que varia de 1:3 a 1:12,5; de preferência, a uma proporção molar que varia de 1:4,5 a 1:9, e, preferivelmente, a uma proporção molar que varia de mais de 1:5 a 1:8,5. A proporção entre lisina:HCl pode ser ajustada ou determinada de acordo com a aplicação pretendida e a capacidade de solubilização desejada. Ao aumentar a proporção do componente HCl, a capacidade de solubilização aumentará, ao mesmo tempo que também oferecerá certas vantagens de saúde, segurança, ambientais e operacionais sobre o ácido clorídrico.
[053] É preferível adicionar a lisina a uma proporção molar menor do que 1:1 para os moles do ácido clorídrico - (ou qualquer outro ácido). Ensaios mostraram que mesmo adicionando lisina ao ácido clorídrico (HCl) a uma proporção molar de aproximadamente 1:2 neutralizaria o ácido clorídrico ao ponto de quase completamente remover todo o seu caráter ácido. De preferência, a composição, de acordo com a presente invenção, compreende, no mínimo, 1 mol de lisina para 3,0 moles de ácido clorídrico (HCl). O cloridrato de lisina também permite uma taxa reduzida de reação quando na presença de materiais à base de carbonato. Isto é novamente devido às ligações moleculares associadas mais fortes do que o ácido clorídrico tradicionalmente exibe. Além disso, uma vez que a composição, de acordo com a presente invenção, é composta principalmente de lisina (que é naturalmente biodegradável), o ensaio de produto mostrou que o cloridrato de lisina manterá a mesma função de biodegradabilidade, algo que não ocorreria com o ácido clorídrico sozinho.
[054] Álcoois e seus derivados, como, por exemplo, álcoois alquinos e derivados e, de preferência, álcool propargílico e seus derivados podem ser utilizados como inibidores de corrosão. O álcool propargílico em si é tradicionalmente utilizado como um inibidor de corrosão que funciona bem em baixas concentrações. No entanto, é um produto químico muito tóxico/inflamável para manusear como um concentrado, portanto, deve-se ter cuidado quando houver exposição ao concentrado. Na composição, de acordo com a presente invenção, é preferível utilizar 2-propin-1-ol complexado com metiloxirano, pois é um derivado muito mais seguro para manusear. Basocorr® é um exemplo de tal composto.
[055] Iodatos ou iodetos de metal, como, por exemplo, iodeto de potássio, iodeto de sódio, iodeto de cobre e iodeto de lítio, podem potencialmente ser utilizados como intensificadores de inibidores de corrosão. Na verdade, o iodeto de potássio é um iodeto de metal tradicionalmente utilizado como intensificador de inibidor de corrosão, no entanto, é caro, mas funciona extremamente bem. Ele não é regulamentado e seguro para manusear. O iodeto ou iodato está, de preferência, presente em uma porcentagem de peso que varia de 0,1% a 5% em peso, preferivelmente, de 0,2% a 3% em peso, mais preferivelmente, de 0,25% a 2% em peso.
[056] O uso do ácido fórmico como inibidor de corrosão é conhecido há décadas. No entanto, as altas concentrações nas quais seu uso foi relatado juntamente com os compostos que foi misturado não o tornou um composto desejável em muitas aplicações. As composições da técnica anterior contendo ácido fórmico requerem a presença de compostos contendo quinolina ou seus derivados, que tornam o seu uso, em um mundo cada vez mais ambientalmente consciente, bastante restrito. Na presente invenção, o ácido fórmico ou um derivado do mesmo, como, por exemplo, ácido fórmico, ácido acético, etilformato e butilformato, pode estar presente em uma quantidade que varia entre 0,05% e 2,0% em peso, de preferência, em uma quantidade de aproximadamente 0,15% em peso, quando tal composto está presente, o ácido fórmico é o composto preferido.
[057] O monocloridrato de lisina é utilizado como reagente de partida. Para obter uma proporção molar de 1:2,1 de lisina para o ácido clorídrico (HCl), 370 ml de uma solução de 50% em peso de lisina-HCl (também referida como L50) e 100 ml de HCl aq. 36% (a 22 Baume) são combinados. Quando aditivos são utilizados, eles são adicionados após a mistura completa. Por exemplo, álcool propargílico e iodeto de potássio podem ser adicionados neste momento. A circulação é mantida até que todos os produtos tenham sido solubilizados. Componentes adicionais podem agora ser adicionados, conforme necessário. O processo para obter outras composições, de acordo com a presente invenção, é semelhante, sendo que a única diferença está na quantidade de ácido clorídrico (HCl) adicionada.
[058] A composição resultante do Exemplo 1 é um líquido de cor âmbar com um odor semelhante à fermentação, com um prazo de validade superior a 1 ano. Apresenta uma temperatura de ponto de congelamento de aproximadamente -30°C e uma temperatura de ponto de ebulição de aproximadamente 100°C. Tem uma gravidade específica de 1,15 ± 0,02. É completamente solúvel em água e seu pH é inferior a 1.
[059] A composição é biodegradável e é classificada como ligeiramente irritante, de acordo com a classificações para testes dermatológicos. A composição tem substancialmente baixa exalação. O ensaio de toxicidade foi calculado utilizando informação substituta e a dose letal mediana LD50 foi determinada como sendo superior a 2000 mg/kg.
[060] Uma composição, de acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, foi preparada para produzir uma composição de lisina:ácido clorídrico a uma proporção de 1:4,5. Esta composição é obtida através da seguinte proporção de mistura: 370 ml da solução L50 + 300 ml de ácido clorídrico a 22 Baume; que leva à seguinte proporção: 1 mol de monocloridrato de lisina para 4,5 moles de ácido clorídrico (HCl).
[061] A composição do Exemplo 2 tem uma aparência de âmbar líquido. Sua salinidade é de 48%. Seu ponto de congelamento é -45°C e o ponto de ebulição é acima de 100°C. Seu pH é inferior a 1,0. A composição do Exemplo 2 também foi testado quanto à corrosividade dermatológica e foi considerada não corrosiva à pele. A toxicidade oral foi calculada por meio do uso da dose letal mediana LD50 em modelo de rato e considerada de baixa toxicidade oral. É considerada prontamente biodegradável e oferece um potencial bioacumulativo menor quando comparado ao HCl a 15%.
[062] Uma composição, de acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, foi preparada seguindo o mesmo procedimento que o encontrado no Exemplo 1, para produzir uma composição de lisina:HCl a uma proporção de 1:6,5.
[063] Com relação ao impacto de corrosão da composição no aço típico do campo petrolífero, estabeleceu-se que as composições, de acordo com os Exemplos 1, 2 e 3, estavam claramente bem abaixo dos limites de corrosão definidos pela indústria para certas aplicações, como, por exemplo, aplicações de ponta de lança ou incrustação sob temperaturas mais baixas.
[064] Em modalidades preferidas da presente invenção, 2- propin-1-ol complexado com metiloxirano pode estar presente em uma faixa de 0,05% a 5,0% em peso, de preferência, pode estar presente em uma quantidade que varia de 0,1% a 3% em peso, preferivelmente, de 0,5% a 2,0% e ainda mais preferivelmente de 0,75% a 1,5% em peso. Como substituto do iodeto de potássio, pode-se utilizar iodeto de sódio, iodeto de cobre e iodeto de lítio. No entanto, prefere-se o iodeto de potássio. O ácido fórmico pode estar presente em uma faixa de 0,05% a 2,0%, de preferência, pode estar presente em uma quantidade de aproximadamente 0,15%. Como substituto do ácido fórmico, pode-se utilizar ácido acético. No entanto, prefere-se o ácido fórmico.
[065] Composições, de acordo com as modalidades preferidas da presente invenção, foram expostas a ensaios de corrosão. Os resultados dos ensaios de corrosão são apresentados nas Tabelas de 1 a 10. Os controles utilizados foram composições de ureia-HCl e ureia-HCl com aditivos. Cupons de aço de classe N80 e J55 foram expostos às várias composições listadas durante um período de 6 horas sob temperaturas variáveis. Tabela 1- Comparação do ensaio de corrosão entre lisina-HCl por meio do uso vários aditivos. Tempo de execução: 6 horas em cupons de aço N-80 a 90°C com uma área de superfície de 28,0774 cm2 Notas: CI-4A refere-se a Basocorr PP; CI-2 é um surfactante CI que forma uma película à base de etoxilato; FA refere-se ao ácido fórmico; CI-1A refere-se ao iodeto de potássio; NIS refere-se a um surfactante não iônico. Observe também o impacto do uso de água do mar nas composições de controle. Tabela 2- Ensaio de corrosão em cupons de aço N-80 com uma área de superfície de 28,0774 cm2 a 90°C por um período de 6 horas Tabela 3 - Ensaio de corrosão em cupons de aço N-80 com uma área de superfície de 28,0774 cm2 a 130°C por um período de 6 horas
Tabela 4 - Ensaio de corrosão em cupons de aço N-80 recondicionados com uma área de superfície de 28,0774 cm2 a 90°C por um período de 6 horas Tabela 5 - Ensaio de corrosão em cupons de aço N-80 recondicionados com uma densidade de 7,86g/ml e uma área de superfície de 28,0774 cm2 a 130°C por um período de 6 horas
Nota 1: poucas corrosões puntiformes (por pites) profundas Nota 2: duas corrosões puntiformes (por pites) profundas Nota 3: duas corrosões puntiformes (por pites) Tabela 6 - Ensaio de corrosão em cupons de aço J-55 recondicionados com uma densidade de 7,86g/ml e uma área de superfície de 28,922 cm2 a 90°C por um período de 6 horas
Tabela 7 - Ensaio de corrosão em cupons de aço N-80 recondicionados com uma densidade de 7,86g/ml e uma área de superfície de 28,0774 cm2 a 110°C por um período de 6 horas
Nota 1: cupom ligeiramente espumoso ficou oleoso Nota 2: alguma corrosão puntiforme (por pites) Tabela 8 - Ensaio de corrosão em cupons de aço N-80 recondicionados com uma densidade de 7,86g/ml e uma área de superfície de 28,0774 cm2 a 130°C por um período de 6 horas
Notas: 1: cupom ligeiramente espumoso ficou oleoso 2: uma corrosão puntiforme (por pites) no lado maior, cupom se mantém. 3: Nenhuma corrosão puntiforme 4: duas corrosões puntiformes no lado maior 5: várias corrosões puntiformes no lado maior 6: alguma corrosão puntiforme (por pites) 7: uma corrosão puntiforme média 8: mais de uma corrosão puntiforme média 9: muitas corrosões puntiformes médias profundas Tabela 9 - Ensaio de corrosão em cupons de aço J-55 com uma densidade de 7,86g/ml e uma área de superfície de 28,922 cm2 a 70°C por um período de 6 horas
[066] O ensaio de corrosão foi realizado por meio do uso de uma composição, de acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, a uma temperatura de 130°C, com uma área de superfície do aço QT- 800 de 34,31 cm2 e uma densidade de 7,86 g/ml. Os resultados desta série de ensaios de corrosão são apresentados na Tabela 10 abaixo. Tabela 10 - Ensaio de corrosão em cupons de aço QT- 800 com uma densidade de 7,86g/ml e uma área de superfície de 28,922 cm2 a 130°C por um período de 6 horas
[067] O ensaio de corrosão realizado ajuda a determinar o impacto do uso de tal composição de ácido sintético de substituição, de acordo com a presente invenção, em comparação com o padrão da indústria (misturas de ácido clorídrico (HCl) ou quaisquer outras misturas de ácidos minerais ou orgânicos), quando exposta a uma variedade de temperaturas.
[068] Os resultados obtidos para a composição contendo apenas o ácido clorídrico (HCl) foram utilizados como linha de base para comparar outras composições quando as temperaturas do ensaio estavam acima de 90°C, em cuja temperatura a decomposição da ureia em amoníaco e dióxido de carbono começa a ocorrer.
[069] Adicionalmente, as composições, de acordo com as modalidades preferidas da presente invenção, permitem ao usuário final utilizar uma alternativa aos ácidos convencionais, com vantagens de desempenho no fundo de poço, de transporte e armazenamento, bem como de saúde, segurança e meio ambiente. O aperfeiçoamento no controle da corrosão em curto/longo prazo é uma vantagem da presente invenção versus o uso de ácido clorídrico (HCl) em temperaturas superiores a 90°C. A redução da corrosividade da pele, a natureza de desgaste controlada e a alta tolerância ao sal são algumas outras vantagens das composições, de acordo com a presente invenção.
[070] Para avaliar a eficácia do ácido sintético, de acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, foi efetuado o ensaio de dissolução para estudar o poder de dissolução de várias composições mediante a exposição ao carbonato de cálcio. Os ensaios foram realizados a uma temperatura de 23°C e foram comparados com a eficácia de uma solução de ácido clorídrico a 15% e uma solução de ácido clorídrico a 28%. Os resultados são mostrados na Tabela 11 abaixo. Tabela 11 - Resultados de dissolução para várias composições ácidas e solubilidade total
[071] Além disso, o desempenho de dissolução de duas composições, de acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, foi testado versus o desempenho do ácido clorídrico (HCl). Em uma série de ensaios, composições contendo lisina-HCl a 100%, a uma proporção de 1:9 (lisina-HCl), em um caso, e a uma proporção de 1:12,5 (lisina-HCl), em outro caso, foram testadas versus 28% de ácido clorídrico (HCl) a uma temperatura de 70°C. Os resultados são mostrados na Figura 1. Como pode ser visto na Figura 1, ambas as composições de Lisina-HCl forneceram uma melhor reação, ao prolongarem o tempo de reação até o desgaste total (ou quase total). Isso destaca uma das vantagens que as novas composições de ácido sintético, de acordo com a presente invenção, quando utilizadas em operações de petróleo e de gás, por exemplo, em uma operação de fraturamento, quando é desejável ter um ácido que tenha um desgaste controlado mais metódico (reação).
[072] Em uma segunda série de ensaios, composições contendo lisina-HCl a 50% a uma proporção de 1:9 (lisina-HCl), em um caso, e na proporção de 1:12,5 (lisina-HCl), em outro caso, foram testadas versus 28% de ácido clorídrico (HCl) a uma temperatura de 70°C. Os resultados são mostrados na Figura 2. Como pode ser visto, ambas as composições de Lisina- HCl forneceram uma reação melhorada, prolongando o tempo de reação até totalmente (ou quase totalmente) gastas. Isso novamente destaca uma das vantagens que as novas composições de ácido sintético, de acordo com a presente invenção, oferecem.
[073] Em um terceiro ensaio, as composições contendo lisina-HCl a 50%, a uma proporção de 1:4 (lisina-HCl), em um caso, e a uma proporção de 1:6 (lisina-HCl), em outro caso, foram testadas versus ácido clorídrico a 15% a uma temperatura de 70°C. Os resultados são apresentados na Figura 3. Como pode ser visto, ambas as composições de Lisina-HCl forneceram uma reação melhorada, prolongando o tempo de reação até estar completamente (ou quase completamente) gastas.
[074] No quarto ensaio, as composições contendo lisina- HCl a 100%, a uma proporção de 1:4 (lisina-HCl), em um caso, e a uma proporção de 1:6 (lisina-HCl), em outro caso, foram testadas versus ácido clorídrico a 15% a uma temperatura de 70° C. Os resultados são apresentados na Figura 4. Como pode ser visto, ambas as composições de Lisina-HCl forneceram uma reação melhorada, prolongando o tempo de reação até estarem completamente (ou quase completamente) gastas.
[075] Numerosos estudos do processo de produção de canais de escoamento na acidificação de carbonato mostraram que o padrão de dissolução criado pelo ácido que flui pode ser caracterizado como um dos três tipos: (1) dissolução compacta, na qual a maior parte do ácido é gasta perto da face da rocha; (2) produção de canais de escoamento, na qual a dissolução avança mais rapidamente nas pontas de um pequeno número de microcanais altamente condutores, isto é, canais de escoamento, do que nas paredes circundantes, e; (3) dissolução uniforme.
[076] O padrão de dissolução que é criado depende da velocidade intersticial, que é definida como a velocidade do ácido que flui através do meio poroso. A velocidade intersticial está relacionada com a taxa de injeção (velocidade intersticial = taxa de injeção / área de baixa porosidade). Os padrões de dissolução compacta são criados em taxas de injeção relativamente baixas, os padrões de canais de escoamento são criados em taxas de injeção intermediárias e os padrões de dissolução uniforme em altas taxas de injeção.
[077] Essa velocidade intersticial na ponta do canal de escoamento controla a propagação do canal de escoamento. A taxa de injeção de ácido ideal é então calculada com base em uma correlação de fluxo semi- empírica. Na taxa de injeção ideal, para um determinado volume, o ácido penetra mais na formação, resultando no mais eficiente resultado de estimulação ácida. As estruturas do canal de escoamento mudam de grande diâmetro sob baixa velocidade intersticial para canais de escoamento finos sob condições ideais de velocidade e a padrões mais ramificados sob alta velocidade intersticial.
[078] Esta série de ensaios experimentais examinou uma composição, de acordo com a presente invenção, sendo que a referida composição tinha uma proporção de lisina-HCl de 1:4,5. Esta composição é concebida como um ácido sintético aquoso de baixo risco/baixa corrosão melhorado por meio da adição de produtos químicos de propriedade do campo petrolífero, para substituir misturas de ácido clorídrico (HCl) padrão, especialmente para temperatura de alta a ultra alta e/ou aplicações críticas de segurança (ou seja, aplicações em alto-mar).
[079] O sistema ácido, de acordo com a presente invenção, foi comparado com ácido clorídrico a 15% sob exatamente as mesmas condições de ensaio. A curva de eficiência do canal de escoamento (volume de poros para irrupção versus velocidade intersticial) foi determinada para ambos os sistemas ácidos para comparação. Concluiu-se que a composição de lisina- HCl tem o volume de poros ideal semelhante para irrupção a 50% menor da velocidade intersticial ideal, em comparação com o ácido clorídrico (HCl).
[080] Duas séries de experimentos de acidificação da matriz foram conduzidas para avaliar o desempenho da composição acima mencionada, de acordo com a presente invenção (lisina- ácido clorídrico a uma proporção de 1:4,5) versus ácido clorídrico a 15%. Os experimentos utilizaram uma composição de lisina-HCl a 90% (a uma proporção de 1:4,5) compreendendo 0,3% de volume do inibidor de corrosão comercial comum, e o outro conjunto de experimentos utilizou uma solução de ácido clorídrico a 15% com 0,3% de volume de um inibidor de corrosão. Os experimentos foram conduzidos utilizando testemunhos de calcário de Indiana.
[081] Todos os testemunhos tinham 1,5 polegadas de diâmetro e 8 polegadas de comprimento. A porosidade média das amostras de testemunho foram de 12,8% e a permeabilidade média foi de 40 mD. A contrapressão utilizada nestes experimentos foi de 2000 psi. A temperatura do ensaio foi de 180°F (82°C). Os testemunhos de calcário foram selecionados pois eles ajudam na simulação da geologia encontrada mais comumente nos campos petrolíferos da América do Norte.
[082] O aparelho de acidificação da matriz consiste em um sistema de bombeamento, um sistema de acumulação, uma célula de contenção do testemunho, um sistema de manutenção de pressão, um sistema de aquecimento e um sistema de aquisição de dados. A bomba seringa Teledyne Isco® foi utilizada para injetar água e ácido a taxas constantes. Uma contrapressão reguladora foi utilizada para manter a pressão mínima desejada do sistema a 2000 psi.
[083] A pressão confinante foi ajustada a 400-500 psi acima da pressão de injeção, para evitar vazamento. Duas fitas de aquecimento foram utilizadas para aquecer o suporte do testemunho e o fluido de injeção, para os ensaios de temperatura. Durante o experimento, o sistema foi inicialmente pressurizado por injeção de água. Uma vez que o fluxo atingiu um estado estável, a permeabilidade foi calculada a partir do diferencial de pressão medido a célula de contenção do testemunho. O sistema foi então aquecido até a temperatura do experimento. Quando o sistema total, o fluido, a célula de contenção do testemunho e o testemunho, atingiu a temperatura alvo, a injeção de água foi interrompida e a injeção de ácido foi iniciada. A injeção foi interrompida quando os canais de escoamento romperam o testemunho e o tempo de injeção de ácido foi registrado para o cálculo do volume de poros para irrupção. Para cada condição experimental, foram realizados de 4 a 6 ensaios individuais com os mesmos parâmetros de temperatura e pressão. A única condição que mudou foi a taxa de injeção. A taxa variou em um intervalo até que a condição ideal fosse identificada. O modelo Buijse e Glasbergen (2005) foi utilizado para gerar a relação de eficiência do canal de escoamento, ajustando os dados experimentais obtidos.
[084] Os testemunhos utilizados nos ensaios tinham 1,5 polegadas de diâmetro e 8 polegadas de comprimento. As amostras de calcário de Indiana foram obtidas de uma amostra de afloramento para garantir propriedades lineares.
[085] Os resultados experimentais para o ácido clorídrico (HCl) estão listados na Tabela 12 abaixo. Os resultados experimentais para a composição de lisina- ácido clorídrico estão listados na Tabela 13. Tabela 12 - Experimento de Canais de Escoamento # 1 - Resultados Experimentais para o ácido clorídrico (HCl) Tabela 13 - Experimento de Canais de Escoamento # 1 - Resultados Experimentais para composição de lisina-ácido clorídrico
[086] As condições ideais para dois conjuntos de experimentos com a equação de Buijse e Glasbergen estão listadas na Tabela 14. A tomografia computadorizada foi realizada para ambos os sistemas ácidos sob as mesmas condições de 3 ml/min e uma velocidade intersticial (2,1 cm/min). Tabela 14 - Condição ideal obtida a partir dos resultados experimentais do Experimento de Canais de Escoamento # 1
[087] De acordo com a teoria de eficiência do canal de escoamento, o diâmetro do canal de escoamento deve aumentar quando a velocidade de injeção diminui e a estimulação começa a perder eficiência mediante baixas taxas de injeção. Isto não é observado durante este estudo quando se utiliza a composição de lisina-HCl. A uma baixa taxa de injeção de 0,8 ml/min (0,5 cm/min), o testemunho de ácido clorídrico (HCl) desenvolveu um canal de escoamento de grande diâmetro e a velocidade de propagação do canal de escoamento é lenta. O ensaio foi interrompido porque a manga para confinar a pressão foi quebrada pela dissolução compacta exibida com o ácido clorídrico (HCl). Ao contrário disso, a composição de lisina-HCl mostrou um diâmetro de canal de escoamento semelhante à taxa de injeção mais ideal (taxa de injeção mais alta). À taxa de injeção de 1,6 ml/min, os canais de escoamento criados pela composição de lisina-HCl foram muito menores (desejados) do que os criados pela composição de ácido clorídrico a 15%. Isto mostra que a composição de lisina-HCl, de acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, tem maior eficiência de estimulação, em geral, em comparação com o ácido clorídrico (HCl), especialmente mediante taxa de injeção mais baixa.
[088] Observações preliminares dos ensaios de eficiência dos canais de escoamento #1: a velocidade intersticial ideal para a composição de lisina-HCl é inferior a velocidade intersticial ideal para a solução de ácido clorídrico a 15%, proporcionando uma vantagem potencial em relação aos sistemas ácidos convencionais de ácido clorídrico (HCl). O objetivo é obter rápida propagação do canal de escoamento (alta eficiência de estimulação) sem se limitar à taxa de injeção no campo e a composição de lisina-HCl exibe este efeito; e o volume de poros ideal para a irrupção para a composição de lisina- HCl é semelhante ao da composição de ácido clorídrico (HCl) a 15%. Com os recursos de retardamento ou prevenção versus corrosão, outros sistemas ácidos geralmente tem o volume de poros aumentado para a irrupção, devido à redução das taxas de reação. Este efeito negativo não é observado no presente caso com a composição de lisina-HCl, conforme testada.
[089] Duas séries de experimentos de acidificação da matriz foram realizadas para avaliar o desempenho de uma composição de lisina/HCl (proporção de 1:4,5 de lisina-HCl) versus ácido clorídrico a 15%. Um conjunto de experimentos utilizou 90% da composição de lisina:HCl compreendendo 0,3% em volume de um inibidor de corrosão, e o outro conjunto de experimentos utilizou uma solução de ácido clorídrico a 15% com 0,3% em volume de um inibidor de corrosão. Os experimentos foram conduzidos utilizando testemunhos de dolomita siluriana. Todas as amostras do testemunho tinham 1,5 polegadas por 8 polegadas e três destas amostras do testemunho tinham 1,5 polegadas por 6 polegadas. A porosidade média das amostras do testemunho foi de 12,6% e a permeabilidade média foi de 92,83 mD. A contrapressão utilizada nesses experimentos foi de 2000 psi. A temperatura do ensaio foi de 180°F (82°C). Os testemunhos de dolomita foram selecionados para ajudar na simulação da geologia mais comumente encontrada em campos petrolíferos do Oriente Médio.
[090] Os procedimentos do ensaio foram os mesmos do Experimento dos Canais de Escoamento #1.
[091] Os testemunhos utilizados nos ensaios tinham 1,5 polegadas de diâmetro e 8 polegadas de comprimento (D1-D11), 1,5 polegadas de diâmetro e 8 polegadas de comprimento (D12-D14). Os testemunhos de dolomita siluriana foram obtidos de uma amostra de afloramento para garantir propriedades lineares. A porosidade média das amostras do testemunho foi de 12,6% e a permeabilidade média foi de 92,83 mD. Após a difração de raios-x (DRX) dos testemunhos, determinou-se que a mineralogia das amostras do testemunho foi de quase 100% dolomita.
[092] Os resultados experimentais para a composição de ácido clorídrico a 15% estão listados na Tabela 15. Os resultados para a composição de lisina-HCl estão listados na Tabela 16. Tabela 15 - Experimento de Canais de Escoamento # 2 - Resultados Experimentais para o ácido clorídrico (HCl) Tabela 16 - Experimento de Canais de Escoamento # 2 - Resultados Experimentais para lisina-HCl a 90% a uma proporção de 1:4,5
[093] Para entender os resultados dos experimentos de injeção de água em testemunhos, os dados do volume dos poros para a irrupção foram organizados versus velocidade intersticial e, em seguida, aplicou-se o modelo de Buijse e Glasbergen para ajustar a curva dos dados experimentais e identificar a condição ideal. A condição ideal para os dois conjuntos de experimentos com a equação de Buijse e Glasbergen está listada na Tabela 17. Tabela 17 - Condição ideal obtida a partir dos resultados experimentais (utilizando o Modelo Buijse e Glasbergen) do Experimento de Canais de Escoamento # 2
[094] Observações preliminares do ensaio de eficiência do canal de escoamento #2: o volume de poros ideal para irrupção para a composição de lisina-HCl a 90% é ligeiramente maior que para a composição de ácido clorídrico a 15%; a velocidade intersticial ideal para a composição de HCR- 6000 a 90% está na faixa comparável da composição de ácido clorídrico a 15%; e o volume dos poros para irrupção para taxas de injeção mais altas (acima do ideal) é similar para ambos os sistemas.
[095] Duas séries de experimentos de acidificação da matriz foram realizados para avaliar o desempenho de uma composição de lisina-HCl a 90% a uma proporção de 1:4,5 e uma composição de lisina-HCl a 50% a uma proporção de 1:6,5 versus ácido clorídrico a 15%. Um primeiro conjunto de experimentos utilizou uma composição de lisina-HCl a 90% a uma proporção de 1:4,5 com 0,3% em volume de um inibidor de corrosão; um segundo conjunto de experimentos utilizou uma composição de lisina-HCl a 50% a uma proporção de 1:6,5 com 0,3% em volume de um inibidor de corrosão, e; um terceiro conjunto de experimentos utilizou uma solução de ácido clorídrico a 15% com 0,3% em volume de um inibidor de corrosão. Os experimentos foram conduzidos por meio do uso de testemunhos de giz do Kansas. Todos os testemunhos tinham 1,5 polegadas de diâmetro e 6 polegadas de comprimento. A porosidade média das amostras de testemunho foi de 33% e a permeabilidade média foi de 1,57 mD. A contrapressão utilizada nesses experimentos foi de 1200 psi. A temperatura do ensaio foi de 70°F (21°C). Os testemunhos de giz foram selecionados, uma vez que eles ajudam na simulação da geologia encontrada mais comumente em campos petrolíferos no Mar do Norte. NOTA: O aumento da pressão de confinamento devido à necessidade de usar uma contrapressão superior às temperaturas mais elevadas rachou os testemunhos de giz, assim sendo, os ensaios foram conduzidos à temperatura ambiente. O ensaio laboratorial anteriormente publicado mostrou pouca variação nos resultados com temperaturas mais altas.
[096] Os procedimentos do ensaio foram os mesmos do Experimento dos Canais de Escoamento #1.
[097] Os testemunhos utilizados nos ensaios tinham 1,5 polegadas de diâmetro e 8 polegadas de comprimento (KC3-KC11). Os testemunhos de giz de Kansas tiveram uma permeabilidade média de 1.57 Md e porosidade de 33%.
[098] Os resultados experimentais para o ácido clorídrico a 15% estão listados na Tabela 18. Os resultados para a composição de lisina- HCl a 90% a uma proporção de 1:4,5 estão listados na Tabela 19. Os resultados para a composição de lisina-HCl a 50% (a uma proporção de 1:6,5) estão listados na Tabela 20. Tabela 18 - Experimento de Canais de Escoamento # 3 - Resultados Experimentais para Ácido Clorídrico a 15% Tabela 19 - Experimento de Canais de Escoamento # 3 - Resultados Experimentais para Composição de Lisina-HCl a 90% a uma Proporção de 1:4,5 Tabela 20 - Experimento de Canais de Escoamento # 3 - Resultados Experimentais para Composição de Lisina-HCl a 50% a uma Proporção de 1:6,5
[099] Para entender os resultados dos experimentos de injeção de água em testemunhos, os dados do volume dos poros para a irrupção foram organizados versus velocidade intersticial e, em seguida, aplicou-se o modelo de Buijse e Glasbergen para ajustar a curva dos dados experimentais e identificar a condição ideal. A condição ideal para os três conjuntos de experimentos com a equação de Buijse e Glasbergen está listada na Tabela 21. Tabela 21 - Condição ideal obtida a partir dos resultados experimentais (utilizando o Modelo Buijse e Glasbergen) do Experimento de Canais de Escoamento # 3
[0100] A composição de lisina: HCl a 90% tem o mesmo nível de volume de poros para irrupção em comparação com o ácido clorídrico a 15%, com a velocidade intersticial ideal aproximadamente 50% menor do que para o ácido clorídrico a 15%. Esses dados mostram que às baixas taxas de injeção (abaixo da taxa de injeção ideal para ácido clorídrico a 15%), a composição de lisina-HCl a 90% tem um volume de poros significativamente menor para irrupção. Os resultados de volume de poros para irrupção e velocidade intersticial para a composição de lisina-HCl a 50% (a uma proporção de 1:6,5), embora um pouco superior àqueles do ácido clorídrico a 15%, são melhorias marcadas em relação a outras composições de ácido retardado conhecidas. Os resultados da composição de lisina-HCl a 50% (a uma proporção de 1:6,5) também indicam que a concentração ideal de uma composição a uma proporção de 1:6,5 para uma comparação mais apropriada com ácido clorídrico a 15% seria uma diluição a 75% do concentrado 1:6,5. Neste caso, o teor de ácido seria semelhante ao da composição de ácido clorídrico a 15% e ao da composição de lisina-HCl a 90% (na proporção de 1:4,5).
[0101] O modelo de propagação de canal de escoamento Buijse - Glasbergen utiliza os valores ideais obtidos pelo ajuste da curva para calcular a velocidade de propagação do canal de escoamento, que, então, é utilizada para calcular o comprimento do canal de escoamento. Quanto mais comprido for o canal de escoamento, melhor será o resultado da estimulação. À medida que a injeção prossegue, os canais de escoamento tornam-se mais compridos e a taxa de propagação do canal de escoamento diminui. Para um contato longo (como, por exemplo, poços horizontais), às vezes, é inevitável uma menor velocidade intersticial, e o sistema ácido que tem menor velocidade intersticial ideal, mas volume de poros para irrupção comparável, terá uma significativa vantagem. Além disso, os dados registrados foram comparados para analisar a propagação do canal de escoamento sob várias taxas, por meio do uso da solução de ácido clorídrico a 15% e a composição de lisina-HCl a 90% (proporção de 1:4,5). Pela comparação, constatou-se que, para um poço com 0,4 pés de raio e comprimento de contato de 1000 pés, a composição de lisina-HCl a 90% (proporção de 1:4,5) se destacou como um ácido retardado, mas também produziu uma penetração aumentada do canal de escoamento em ambas as taxas de injeção testadas.
[0102] Além disso, verificou-se que houve uma redução adicional da camada superficial, por meio do uso da composição de lisina-HCl a 90% (proporção de 1:4,5), devido à melhoria na propagação do canal de escoamento. Normalmente, os ácidos retardados teriam maior volume de poros para irrupção (PVBT) e, do ponto de vista da produção de canal de escoamento, os ácidos retardados tipicamente não têm vantagem na propagação do canal de escoamento. A composição de lisina-HCl não apresenta essa desvantagem como um ácido retardado.
[0103] As observações preliminares dos ensaios experimentais de eficiência do canal de escoamento utilizando a composição de lisina-HCl a 90% (a uma proporção de 1:4,5) incluem o seguinte: a velocidade intersticial ideal para a composição de lisina-HCl é quase 50% inferior a velocidade intersticial ideal para a solução de ácido clorídrico a 15%, proporcionando uma vantagem potencial em relação aos sistemas ácidos convencionais de ácido clorídrico (HCl), o que permite aos operadores executarem a estimulação sob condição ideal, sem taxas de injeção extremamente altas; e a composição de lisina-HCl mostra um comparável volume dos poros para a irrupção (PVBT) ideal, em comparação com o sistema de ácido clorídrico a 15% testado. Combinada com baixa velocidade intersticial ideal, a composição ácida, de acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, pode melhorar a eficácia da estimulação, especialmente, em aplicações de taxa limitada.
[0104] O ensaio foi realizado utilizando célula de envelhecimento pressurizada com revestimento de Teflon, para avaliar a estabilidade de várias composições de lisina-HCl, de acordo com a presente invenção. Os ensaios foram conduzidos a uma pressão de 300 psi (denotada por um asterisco) e a 400 psi (todas as outras composições). Os resultados dos ensaios são apresentados na Tabela 22 abaixo.
[0105] Para avaliar a estabilidade de ácidos sintéticos que contêm ureia, a estabilidade da ureia foi testada considerando apenas a sua exposição à temperatura mais elevada. Ureia a 50% foi diluída com 50% de água do mar a 180°C por 8 horas. As seguintes informações foram recolhidas durante este ensaio: pH antes da exposição à alta temperatura: 7,61; pH após exposição à alta temperatura: 9,44, e observação de um forte cheiro de amoníaco. Isto confirma que os ácidos sintéticos contendo ureia têm uma estabilidade decrescente quando aquecidos acima de 90°C e são menos desejáveis de usar do que as composições, de acordo com a presente invenção, que têm estabilidade quando expostas a temperaturas superiores a 200°C. Tabela 22: Ensaio de estabilidade por meio do uso de célula de envelhecimento pressurizada com revestimento de Teflon
[0106] O objetivo deste estudo foi avaliar a irritabilidade dermatológica e a corrosividade da composição do Exemplo 1, após uma única aplicação na pele das composições de lisina-HCl de proporção molar de 1:3,5, proporção molar de 1:5 e proporção molar de 1:7.
[0107] A superfície de teste (pele humana localizada no dorso da mão) foi exposta às composições de lisina-HCl de proporções variadas: 1:3,5, 1:5 e 1:7. A observação visual das áreas expostas foi realizada em intervalos de tempo de 15, 30, 45 e 60 minutos. A superfície foi lavada após a exposição e os resultados foram registrados como observações da superfície.
[0108] As observações registradas mostraram que não houve efeito bolhas ou vermelhidão com qualquer uma das três concentrações testadas. Com ambas as concentrações mais elevadas, a pele foi suavizada após o ensaio.
[0109] O objetivo do estudo foi determinar a corrosão da pele e/ou a possibilidade de irritação cutânea de uma composição, de acordo com a presente invenção, em conformidade com o Departamento de Transportes Norte-americano (D.O.T.), 49 CFR Parte 173.137, Classe 8 - Determinação do Grupo de Embalagem, para a Agência Canadense de transporte de mercadorias perigosas. Se não for corrosiva pelos critérios do Departamento de Transportes Norte-americano (D.O.T.), determina-se a possibilidade de irritação cutânea da substância em estudo, de acordo com o método OCDE 404. Esses testes foram conduzidos de acordo com o protocolo aprovado. Não houve desvios do protocolo que afetasse a qualidade ou o resultado do estudo. Todos os procedimentos desta série de testes estavam de acordo com os Regulamentos para o Bem-Estar Animal.
[0110] Foi realizado um estudo de corrosão da pele/irritação cutânea em três coelhos albinos, por meio do uso de uma amostra da composição, de acordo com a presente invenção, cuja proporção de lisina- HCl é de 1:4,5, para determinar o potencial de corrosão da pele da substância do ensaio. Como a composição foi considerada não corrosiva pelos critérios do Departamento de Transportes Norte-americano (D.O.T.), foi avaliada a possibilidade de irritação cutânea primária. Havia três locais do teste cutâneo intactos por animal. Cada local do teste foi tratado com 0,5 ml da substância de teste não diluída. Os locais de teste foram dosados sequencialmente para permitir a remoção da substância de teste e a observação dos locais tratados quanto à irritação cutânea e defeitos em vários tempos de observação predeterminados. O primeiro local foi dosado por 3 minutos, depois lavado e observado. Um segundo local foi dosado, coberto por 1 hora e lavado; em seguida, o primeiro e o segundo locais de teste foram observados. Um terceiro local foi dosado e coberto por 4 horas. Uma hora depois de descobrir e lavar o terceiro local, todos os três locais de teste foram observados quanto a sinais de irritação e/ou corrosão da pele. As observações foram conduzidas após aproximadamente 24, 48 e 72 horas, e aos 7, 10 e 14 dias depois que o local foi descoberto. A destruição tecidual (necrose ou ulceração) não foi observada em nenhum animal dentro do período de avaliação da corrosão da pele. A substância de teste é considerada não corrosiva pelos critérios do Departamento de Transportes Norte-americano (D.O.T.) quando aplicada à pele intacta de coelhos albinos.
[0111] Foi observada irritação cutânea em todos os animais no segmento primário de irritação da pele do teste. Um Índice de Irritação Primária (PII) de 1,0 (de um possível 8,0) foi obtido com base nas observações feitas em 1, 24, 48 e 72 horas (apenas local de exposição de 4 horas) para irritação, e esse valor foi utilizado para atribuir uma classificação de “levemente irritante”.
[0112] Uma composição, de acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, foi testada quanto à estabilidade na presença de ferro (III). O desempenho foi comparado ao ácido clorídrico (HCl).
[0113] Foi determinado que a composição, de acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, demonstrou estabilidade até um pH de 5,5 sem formação de lama ou precipitação do ferro solubilizado ou suspenso. Comparativamente, nas mesmas condições de ensaio, o ácido clorídrico (HCl) apenas forneceu estabilidade até um pH de aproximadamente 1,5. A precipitação total, no caso do ácido clorídrico (HCl), foi observada a um pH de aproximadamente 2,5.
[0114] Isto ilustra ainda outra vantagem de uma modalidade preferida da presente invenção em seu uso, quando o ácido gasto é subsequentemente enviado de volta para uma instalação de produção, sem "causar uma ruptura operacional", como ocorre frequentemente no caso do ácido clorídrico (HCl) gasto. Este efeito de sequestro de ferro pode fornecer um valor significativo para operadores de campos petrolíferos que enfrentam problemas com a presença de sulfeto de ferro, por exemplo.
[0115] Investigou-se o poder de uma composição, de acordo com a presente invenção, de solubilizar incrustações de campos petrolíferos comumente encontradas. Os resultados são encontrados na Tabela 23. Foi determinado que a composição do Exemplo 2 fornece uma excelente capacidade de solubilização quando se lida com várias incrustações de campos petrolíferos. Sua capacidade de solubilização é comparável à solubilidade da maioria das embalagens de ácidos minerais e orgânicos tipicamente utilizados. Tabela 23 - Solubilidade de várias incrustações de campo petrolífero mediante exposição à composição do Exemplo 2
[0116] Quando os elementos de vedação comuns utilizados na indústria de petróleo e gás entram em contato com ácidas, eles tendem a degradar ou pelo menos mostrar sinais de danos. Diversos elementos de vedação comum às atividades nesta indústria foram expostos a uma composição, de acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, para avaliar o impacto desta última na integridade dos elementos de vedação. Mais especificamente, o endurecimento e a secagem e a perda de integridade mecânica dos elementos de vedação podem ter consequências sobre a eficiência de certos processos, como fraturas, que exigem a substituição dos elementos de vedação. O ensaio foi realizado para avaliar o impacto da exposição da composição do Exemplo 2 sobre vários elastômeros. O ensaio de elastômero prolongado (exposição de 72 horas) no produto concentrado do Exemplo 2 a 70°C e 28.000 kPa mostrou pouca ou nenhuma degradação de vários elastômeros, incluindo elementos de vedação estilo Nitrile® 70, Viton® 75, Aflas® 80. Os resultados são apresentados na Tabela 24. Isto indica que a composição do Exemplo 2 é compatível com vários elastômeros tipicamente encontrados na indústria de petróleo e gás. Tabela 24 - Dados de compatibilidade de elastômeros para HCR-6000™ - 3 dias a 70°C
[0117] Os usos (ou aplicações) das composições, de acordo com a presente invenção, mediante diluição das mesmas, que varia de aproximadamente 1% a 90% de diluição, estão listados abaixo na Tabela 25, e incluem, mas são se limitam a: tratamentos de injeção/descarte; imersões e compressões anulares e bombeamento forçado de ácido na matriz; fratura ácida, lavagens ácidas; fraturamento de ponta de lança (quebras); tratamentos de incrustação em tubulações, quebras de cimento ou limpeza de perfuração; controle de pH e; aplicações de desincrustação, tratamentos de incrustações com injeção cíclica de vapor a alta temperatura (até 180°C) e drenagem gravitacional assistida por injeção de vapor (SAGD), tratamentos de incrustação (até 220°C). Como é de conhecimentos dos especialistas na técnica, os métodos de uso compreendem geralmente as seguintes etapas: fornecer uma composição, de acordo com uma modalidade preferida da presente; expor uma superfície (como, por exemplo, uma superfície de metal) à composição ácida; deixar a composição ácida durante um período de tempo suficiente para agir sobre a referida superfície, e; opcionalmente, remover a composição ácida quando o tempo de exposição foi determinado como sendo suficiente para que a operação estivesse completa ou suficientemente completa. Outro método de uso compreende as seguintes etapas: injetar a composição ácida em um poço e deixar durante tempo suficiente para a composição ácida realizar a função desejada. Ainda outro método, de acordo com a presente invenção, compreende as seguintes etapas: fornecer uma composição, de acordo com uma modalidade preferida da presente invenção; injetar a composição em um poço; uma etapa opcional de diluição da composição ácida pode ser realizada se considerada necessária, antes da injeção no fundo de poço; monitorar os vários parâmetros de injeção, para garantir que a pressão e a taxa de injeção estejam abaixo das pressões da fraturamento e abaixo das taxas de injeção convencionais utilizadas para ácidos convencionais, como, por exemplo, o ácido clorídrico (HCl); deixar durante um período de tempo suficiente agir sobre a referida formação, para obter o efeito de produção de canais de escoamento desejado, e; opcionalmente, remover a composição ácida quando o tempo de exposição foi determinado como sendo suficiente para que a operação estivesse completa ou suficientemente completa.
[0118] Ainda outro método de uso compreende as seguintes etapas: expor a composição ácida a um corpo de fluido (tipicamente, água), que requeira uma diminuição no pH e deixar durante um tempo de exposição suficiente para a composição ácida reduzir o pH até o nível desejado. Tabela 25 - Aplicações nas quais as composições, de acordo com a presente invenção, podem ser utilizadas, bem como variações de diluição propostas
[0119] As principais vantagens do uso da composição de ácido sintético incluem: reduz as cargas totais de ácido e o número necessário de tanques, entrega o produto concentrado ao local e o dilui com fluidos disponíveis no local (com água de produção de baixa a alta salinidade). Outras vantagens da composição, de acordo com a presente invenção, incluem: eficiências operacionais que eliminam a necessidade de circular, periodicamente, tanques de ácido clorídrico (HCl) devido à separação química; corrosão reduzida nos tubulares de fundo de poço; proteção versus corrosão de ultra alta temperatura de até 220°C, menos ruptura operacional nas instalações devido à absorção e precipitação do ferro, estabilidade térmica de um ácido sintético e exposição perigosa reduzida ao ácido clorídrico (HCl) às pessoas e ao meio ambiente, por ter um baixo nível risco, baixa exalação do ácido (menor pressão de vapor) no local.
[0120] Uma composição de ácido sintético, de acordo com uma modalidade preferida da presente invenção, pode ser utilizada para tratar a formação de incrustações em operações de drenagem gravitacional assistida por injeção de vapor (SAGD) a temperaturas ultra altas (acima de 220°C) enquanto atinge limites aceitáveis de corrosão estabelecidos pela indústria. Isso também elimina a necessidade de a operação de drenagem gravitacional assistida por injeção de vapor (SAGD) ser interrompida para um “resfriamento” antes de um tratamento de incrustação e o referido ácido sintético ser injetado no referido poço para tratar a formação de incrustações dentro do referido poço a altas temperaturas.
[0121] O ensaio de compatibilidade do petróleo foi realizado por meio do uso das composições do Exemplo 2 e do Exemplo 3.
[0122] A compatibilidade do petróleo foi testada para uma diluição de 50% das composições do Exemplo 2 e do Exemplo 3, incluindo componentes de corrosão e um não-emulsificador adicional a uma concentração de 1% e 2%. 50 ml de da composição do Exemplo 2 a 50% foram colocados em um frasco de agitação e aquecidos a 70°C durante 30 minutos. A amostra de petróleo pesado foi aquecida a 70°C. Foram adicionados 50ml do petróleo ao frasco de agitação para obter uma solução total de 100 ml e este foi gentilmente invertido 5 vezes a aproximadamente 90° em ambas as direções. Uma foto foi tirada após 1 minuto, 5 minutos, 15 minutos e 30 minutos. A amostra foi mantida a 70°C em banho-maria.
[0123] pAs composições do Exemplo 2 e do Exemplo 3 mostram uma melhor propriedade de não emulsificação com a adição de um não emulsificante. A separação de fases é superior durante o período de tempo observado e ocorre mais rapidamente. Uma carga de 1% de não emulsificante foi suficiente para uma rápida separação de fases.
[0124] Embora a presente invenção tenha sido descrita de forma detalhada no intuito de oferecer clareza e compreensão, será apreciado pelos especialistas na técnica, uma vez que estão familiarizados com esta divulgação, que várias mudanças na forma e nos detalhes poderão ser feitas sem que se desvie do verdadeiro âmbito da presente invenção, nas reivindicações anexas.
Claims (20)
1. COMPOSIÇÃO AQUOSA DE ÁCIDO SINTÉTICO caracterizada pelo fato de compreender: - lisina e cloreto de hidrogênio a uma proporção molar que varia de 1:6 a 1:12,5, em que o pH da composição contendo uma mistura de HCl, Lisina e água é inferior a 1.
2. COMPOSIÇÃO AQUOSA DE ÁCIDO SINTÉTICO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de a lisina e o cloreto de hidrogênio estarem presentes a uma proporção molar que varia de 1:6 a 1:9.
3. COMPOSIÇÃO AQUOSA DE ÁCIDO SINTÉTICO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de a lisina e o cloreto de hidrogênio estarem presentes a uma proporção molar que varia de mais de 1:7 a 1:9.
4. COMPOSIÇÃO AQUOSA DE ÁCIDO SINTÉTICO, de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de a lisina e o cloreto de hidrogênio estarem presentes a uma proporção molar que varia de 1:6,5 a 1:8,5.
5. COMPOSIÇÃO AQUOSA DE ÁCIDO SINTÉTICO, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 4, caracterizada pelo fato de também compreender ácido fórmico ou seus derivados.
6. COMPOSIÇÃO AQUOSA DE ÁCIDO SINTÉTICO, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 5, caracterizada pelo fato de também compreender iodato ou iodeto de metal.
7. COMPOSIÇÃO AQUOSA DE ÁCIDO SINTÉTICO, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 6, caracterizada pelo fato de também compreender um álcool ou um derivado deste.
8. COMPOSIÇÃO AQUOSA DE ÁCIDO SINTÉTICO, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 7, caracterizada pelo fato de o iodato ou o iodeto de metal ser selecionado do grupo que consiste em: iodeto de cobre, iodeto de potássio, iodeto de sódio e iodeto de lítio e as combinações destes.
9. COMPOSIÇÃO AQUOSA DE ÁCIDO SINTÉTICO, de acordo com a reivindicação 8, caracterizada pelo fato de o iodato ou o iodeto de metal ser iodeto de potássio.
10. COMPOSIÇÃO AQUOSA DE ÁCIDO SINTÉTICO, de acordo com a reivindicação 7, caracterizada pelo fato de o álcool ou um derivado deste ser um álcool alquinílico ou um derivado deste.
11. COMPOSIÇÃO AQUOSA DE ÁCIDO SINTÉTICO, de acordo com a reivindicação 10, caracterizada pelo fato de o álcool alquinílico ou um derivado deste ser um álcool propargílico ou um derivado deste.
12. USO DE UMA COMPOSIÇÃO DE ÁCIDO SINTÉTICO, conforme definido em qualquer uma das reivindicações de 1 a 11, na indústria petrolífera, caracterizado pelo fato de o referido uso ser para realizar uma atividade selecionada do grupo que consiste em estimular formações; auxiliar na redução das pressões de ruptura durante as operações de bombeamento no fundo de poço; tratar o bolo de filtro do poço após operações de perfuração; auxiliar na liberação de tubo preso; desincrustar tubulações e/ou poços de produção; aumentar a injetividade dos poços de injeção; reduzir o pH de um fluido; remover incrustação indesejável sobre uma superfície selecionada do grupo que consiste em: equipamentos, poços e instalações e equipamentos relacionados; fratura de poços; estímulos completos da matriz; realizar imersões e compressões anulares e bombeamento forçado de ácido; desoxidar tubos ou tubulação e/ou tubos enrolados; aumentar a permeabilidade efetiva das formações; reduzir ou remover danos ao poço; limpar perfurações, e; solubilizar calcário, dolomita, calcita e as combinações destes.
13. USO DE UMA COMPOSIÇÃO AQUOSA DE ÁCIDO SINTÉTICO compreendendo lisina e ácido clorídrico presentes a uma proporção molar que varia de 1:3 a 1:12,5, em que o pH da composição contendo uma mistura de HCl, Lisina e água é menor do que 1, caracterizado pelo fato de o referido uso ser para a injeção em um poço de petróleo ou gás, para efetuar um tratamento com a referida composição; recuperar o ácido gasto do poço, e; enviar o ácido gasto para uma usina sem a necessidade de qualquer tratamento prévio para a última etapa.
14. USO DE UMA COMPOSIÇÃO AQUOSA DE ÁCIDO SINTÉTICO, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 11, na indústria petrolífera, caracterizado pelo fato de o referido uso ser para suspender partículas de ferro a um pH alto, sem precipitação das referidas partículas de ferro.
15. USO DE UMA COMPOSIÇÃO AQUOSA DE ÁCIDO SINTÉTICO, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 11, na indústria petrolífera, caracterizado pelo fato de o referido uso ser para suspender o carbonato de cálcio solubilizado a um pH alto (4 a 6) sem precipitação.
16. MÉTODO DE ACIDIFICAÇÃO DA MATRIZ DE UMA FORMAÇÃO DE DOLOMITA CONTENDO HIDROCARBONETO, caracterizado pelo fato de o referido método compreender as seguintes etapas: - fornecer uma composição contendo uma mistura de HCl e lisina e água; sendo que a proporção molar entre o HCl e a lisina varia de 4,5:1 a 8,5:1 em que o pH da composição contendo uma mistura de HCl, Lisina e água é menor do que 1; - injetar a referida composição no fundo da referida formação a uma pressão abaixo da pressão de fraturamento da formação, e; - deixar um período de tempo suficiente para a composição entrar em contato com a referida formação e criar canais de escoamento na referida formação; sendo que durante o dito período de tempo, carbonato de cálcio é dissolvido a partir da referida formação, solubilizado em um alto pH gasto variando de 4 a 6, mantido em suspensão e prevenido de re-precipitação pela exposição em dita composição.
17. MÉTODO DE ACIDIFICAÇÃO DA MATRIZ DE UMA FORMAÇÃO DE GIZ CONTENDO HIDROCARBONETO, caracterizado pelo fato de o referido método compreender as seguintes etapas: - fornecer uma composição compreendendo uma mistura de HCl e lisina e água; sendo que a proporção molar entre o HCl e a lisina varia de 4,5:1 a 8,5:1, em que o pH da composição contendo uma mistura de HCl, Lisina e água é menor do que 1; - injetar a referida composição no fundo da referida formação a uma pressão abaixo da pressão de fraturamento da formação, e; - deixar um período de tempo suficiente para a composição entrar em contato com a referida formação e criar canais de escoamento na referida formação; sendo que durante o dito período de tempo, carbonato de cálcio é dissolvido a partir da referida formação, solubilizado em um alto pH gasto variando de 4 a 6, mantido em suspensão e prevenido de re-precipitação pela exposição em dita composição.
18. MÉTODO DE ACIDIFICAÇÃO DA MATRIZ DE UMA FORMAÇÃO DE CALCÁRIO CONTENDO HIDROCARBONETO, caracterizado pelo fato de o referido método compreender as seguintes etapas: - fornecer uma composição compreendendo uma mistura de HCl e lisina e água; sendo que a proporção molar entre o HCl e a lisina varia de 4,5:1 a 8,5:1, em que o pH da composição contendo uma mistura de HCl, Lisina e água é menor do que 1; - injetar a referida composição no fundo da referida formação a uma pressão abaixo da pressão de fraturamento da formação, e; - deixar um período de tempo suficiente para a composição entrar em contato com a referida formação e criar canais de escoamento na referida formação; sendo que durante o dito período de tempo, carbonato de cálcio é dissolvido a partir da referida formação, solubilizado em um alto pH gasto variando de 4 a 6, mantido em suspensão e prevenido de re-precipitação pela exposição em dita composição.
19. MÉTODO DE CRIAÇÃO DE CANAIS DE ESCOAMENTO EM UMA FORMAÇÃO CONTENDO HIDROCARBONETO, caracterizado pelo fato de o referido método compreender as seguintes etapas: - fornecer uma composição compreendendo uma mistura de HCl, lisina e água; sendo que a proporção molar entre o HCl e a lisina varia de 4,5:1 a 8,5:1, em que o pH da composição contendo uma mistura de HCl, Lisina e água é menor do que 1; - injetar a referida composição no fundo da referida formação a uma pressão abaixo da pressão de fraturamento da formação, e; - deixar um período de tempo suficiente para a composição entrar em contato com a referida formação e criar canais de escoamento na referida formação através da dissolução de carbonato de cálcio; - manter o carbonato de cálcio dissolvido em suspensão mantendo-o exposto a uma composição ácida gasta; sendo que a referida taxa de injeção está abaixo da taxa de injeção utilizada com um ácido mineral convencional e sendo que o pH da composição ácida gasta varia entre 4 e 6.
20. MÉTODO, de acordo com a reivindicação 19, caracterizado pelo fato de a taxa de injeção desejada utilizada ser determinada por meio da execução das seguintes etapas: testar a referida composição em várias taxas de injeção em uma amostra de testemunhos da referida formação; coletar o volume dos poros para dados de irrupção obtidos a partir dos referidos ensaios; traçar um gráfico do volume de poros para dados de irrupção versus a taxa de injeção, e; determinar a taxa de injeção ideal, como o ponto mais baixo no gráfico.
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