BR112019015831A2

BR112019015831A2 - Método para reduzir a perda de fluido em uma formação subterrânea e composição de carga de perda de circulação

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Publication number: BR112019015831A2
Application number: BR112019015831-6A
Authority: BR
Inventors: Padua Oliveira Eliane; Pablo Luzardo Juan; Agustina Gianoglio Pantano Ioana; Paul Deville Jay; De Almeida Rodrigues Jorge Jr.; Grillo Celia-Sliva Lucas
Original assignee: Halliburton Energy Services, Inc.
Priority date: 2017-03-03
Filing date: 2017-12-28
Publication date: 2020-03-31
Also published as: AU2017401563B2; US20190367800A1; WO2018160265A9; NO20190929A1; AU2017401563A1; GB2572907A; WO2018160265A1; MY197088A; CA3044906A1; GB201910217D0

Abstract

uma composição de perda de circulação inclui pelo menos um tensoativo viscoelástico que pode se auto-moldar em estruturas micelares emaranhadas semelhantes a vermes, aumentando a viscosidade da composição em baixas taxas de cisalhamento. os emaranhados das micelas em forma de verme podem ser reduzidos em altas taxas de cisalhamento, mas podem ser regenerados quando as taxas de cisalhamento são reduzidas. o comportamento da micela viscosificante está presente em temperaturas acima de 100c e independente da salinidade.

Description

“MÉTODO PARA REDUZIR A PERDA DE FLUIDO EM UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA E COMPOSIÇÃO DE CARGA DE PERDA DE CIRCULAÇÃO” REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDOS RELACIONADOS [0001] A presente divulgação se refere ao pedido de patente provisório US N° de série 62/466426, intitulado “Lost Circulation Pill for Severe Losses using Viscoelastic Surfactant Technology,” depositado em 3 de março de 2017.

Fundamentos [0002] A presente divulgação se refere a fluidos tensoativos viscoelásticos úteis em operações subterrâneas e, mais particularmente, a composições que melhoram o controle da perda de fluido e seus métodos associados de uso.

[0003] Os fluidos de tratamento podem ser usados em uma variedade de tratamentos subterrâneos incluindo, mas não limitados a, tratamentos de perda de circulação, tratamentos de estimulação e tratamentos de controle de areia. Como aqui utilizado, o termo “tratamento” ou “tratar” se refere a qualquer operação subterrânea que utiliza um fluido em conjunto com uma função desejada e/ou para um propósito desejado. Estas operações subterrâneas podem incluir, mas não estão limitadas a, composições de fluido de perfuração, tratamentos de perda de circulação, tratamentos de perda de fluido, tratamentos de enchimento com cascalho, tratamentos de controle com areia, tratamentos de fraturamento hidráulico, tratamentos de acidificação e semelhantes.

[0004] Manter uma viscosidade suficiente nos fluidos de tratamento utilizados nestas operações é importante por uma série de razões. Manter uma viscosidade suficiente pode ser importante para controlar e/ou reduzir a perda de fluido na formação, especialmente em ambientes de alta temperatura e/ou em situações de alto teor de sal, seja na formação ou no fluido de perfuração à base de salmoura, que pode agir para reduzir viscosidade do fluido. Além disso, manter uma viscosidade suficiente é importante para o transporte de partículas e/ou para criar ou melhorar a largura da fratura nos tratamentos de fraturamento e controle de areia. Embora seja desejável manter uma viscosidade suficiente do fluido de tratamento, também pode ser desejável manter a viscosidade do fluido de tratamento de tal modo que a viscosidade possa ser reduzida em um momento particular, tal como para a recuperação posterior do fluido a partir do fluido da formação.

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2/21 [0005] Para prover uma viscosidade desejada, os agentes gelificantes poliméricos são normalmente adicionados aos fluidos de tratamento. O termo “agente gelificante” é aqui definido para incluir qualquer substância que seja capaz de aumentar a viscosidade de um fluido, por exemplo, formando um gel. Exemplos de agentes gelificantes poliméricos comummente utilizados incluem, mas não estão limitados a, gomas guar e seus derivados, derivados de celulose, biopolímeros e semelhantes. Para aumentar ainda mais a viscosidade de um fluido de tratamento, um agente de gelificação polimérico pode ser reticulado com o uso de um agente de reticulação.

[0006] O uso de agentes gelificantes poliméricos, no entanto, pode ser problemático. Os agentes gelificantes poliméricos podem deixar um resíduo de gel indesejável na formação subterrânea após o seu uso, o que pode afetar a permeabilidade de uma formação. Operações corretivas podem ser necessárias para limpar a formação, a face da fratura e / ou o pacote de propantes, o que leva ao aumento do custo.

[0007] Para combater problemas percebidos associados com agentes gelificantes poliméricos, alguns tensoativos foram usados como agentes gelificantes. Sabe-se que, quando misturadas a um fluido em concentração acima da concentração micelar crítica, as moléculas (ou íons) de tensoativos podem se associar formando micelas. O termo “micela” é definido para incluir qualquer estrutura que minimize o contato entre a porção liofóbica (“repelente de solvente”) de uma molécula de tensoativo e o solvente, por exemplo, agregando as moléculas de tensoativo em estruturas, tais como esferas, cilindros ou folhas, em que as porções liofóbicas estão no interior da estrutura agregada e as porções liofílicas (“atraentes por solvente”) estão no exterior da estrutura.

[0008] Quando usadas como um agente gelificante, as moléculas (ou íons) dos tensoativos se associam para formar micelas de uma certa estrutura micelar (por exemplo, bastonetes, vermes, vesículas, etc., que são aqui referidas como “micelas viscosificantes”) que, sob certas condições (por exemplo, força iônica do fluido, concentração, etc.) são capazes de conferir maior viscosidade a um fluido particular e / ou formar um gel. Certas micelas viscosificantes podem conferir viscosidade aumentada a um fluido de modo que o fluido apresente comportamento viscoelástico e propriedades de afinamento de cisalhamento devido, pelo menos em parte, à associação das moléculas tensoativos contidas no mesmo.

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3/21

Como aqui utilizado, o termo “tensoativo viscoelástico” se refere a tensoativos que conferem ou são capazes de conferir comportamento viscoelástico a um fluido devido, pelo menos em parte, à associação de moléculas de tensoativo para formar micelas viscosificantes. Além disso, como as micelas viscosificadoras podem ser sensíveis aos hidrocarbonetos, a viscosidade desses fluidos tensoativos pode ser reduzida após a introdução na formação subterrânea, sem a necessidade de certos tipos de quebradores de gel (por exemplo, oxidantes).

[0009] O termo “rompedor” é aqui definido para incluir qualquer substância que seja capaz de diminuir a viscosidade de um fluido. Isto pode permitir que uma porção substancial dos fluidos tensoativos seja produzida na formação sem a necessidade de tratamentos corretivos dispendiosos. Estes agentes tensoativos viscoelásticos podem não deixar o resíduo de gel indesejável na formação subterrânea encontrada nas utilizações de agentes gelificantes poliméricos, reduzindo ou aliviando a necessidade de operações corretivas dispendiosas.

[0010] No entanto, o uso de fluidos tensoativos viscoelásticos pode ser problemático em certas formações subterrâneas que apresentam altas temperaturas, tal como acima de cerca de 100°C. Muitos fluidos tensoativos viscoelásticos se tornam instáveis nestas temperaturas, o que reduz a viscosidade do fluido. A estabilidade das micelas viscosificantes em fluidos tensoativos viscoelásticos pode ser extremamente sensível a várias condições, tais como: temperatura, pH, presença de outros aditivos no fluido, composição da formação subterrânea, etc. A inclusão de outros aditivos no fluido tensoativo viscoelástico pode prejudicar as propriedades reológicas (por exemplo, viscosidade) do fluido. Esta incapacidade de manter um nível desejado de viscosidade em temperaturas mais altas, entre outros problemas, pode aumentar a perda de fluido e diminuir a capacidade do fluido para suspender e/ou transportar materiais particulados.

[0011] Os fluidos de tratamento podem ter uma base de água ou salmoura contendo sólidos selecionados com intervalos de tamanho de partícula apropriados para utilização como um agente de ponderação sólido ou, opcionalmente, diferentes tipos de sais para atingir as densidades necessárias para obter um fluido de tratamento isento de sólidos.

[0012] Inúmeros aditivos são conhecidos na técnica e usados para ajudar a controlar a

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4/21 perda de fluido em operações subterrâneas e também são usados aditivos para manter a estabilidade e/ou viscosidade de um fluido de tratamento em temperaturas mais altas. No entanto, o uso desses aditivos convencionais pode dar origem a outros problemas. Em primeiro lugar, a necessidade de um aditivo de controle de perda de fluido e de um aditivo estabilizador ou viscosificante separado em um fluido de tratamento pode aumentar a complexidade e o custo de um fluido de tratamento e/ou uma operação subterrânea utilizando esse fluido. Além disso, muitos aditivos de controle de perda de fluidos convencionais reduzem permanentemente a permeabilidade de uma formação subterrânea, podem afetar a reologia do fluido de tratamento em que são utilizados.

[0013] Os fluidos de perfuração são composições de fluido especializadas, projetadas para perfurar através de formações subterrâneas. Aspectos a serem considerados ao projetar fluidos de perfuração podem incluir perfurar um furo de poço com um mínimo de perda de circulação, perfurar a formação produtiva com sucesso, minimizar danos a uma formação produtiva, maximizar a produção de zonas expostas e facilitar a completação do poço necessária. Os fluidos de perfuração podem ter uma base de água ou salmoura contendo sólidos selecionados de faixas de tamanho de partícula apropriadas (por exemplo, cristais de sal ou carbonato de cálcio) e tipicamente um material de adensamento, tal como barita. Normalmente, os aditivos necessários para o controle de filtração e a capacidade de transporte de aparas estão presentes em um fluido de perfuração.

[0014] Ao perfurar ou completar poços em formações subterrâneas, vários fluidos podem ser usados no poço por várias razões. Para os fins aqui descritos, tal fluido será referido como “fluido de furo de poço” ou, alternativamente, “fluido de perfuração”. Usos comuns para fluidos de furo de poço incluem: lubrificação e resfriamento de superfícies de corte de broca de perfuração durante a perfuração, transporte de “aparas” (pedaços de formação desalojados pela ação de corte dos dentes em uma broca de perfuração) para a superfície, manutenção da pressão de formação para evitar erupções, mantendo a estabilidade do poço, suspensão dos sólidos no poço, minimização da perda de líquido e estabilização da formação através da qual o poço está sendo perfurado, fraturamento da formação nas proximidades do poço, deslocamento do fluido do poço dentro do poço com outro fluido, limpeza do poço, teste do poço, uso como um fluido de packer, uso enquanto abandona o

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5/21 poço ou preparação do poço para abandono, e caso contrário, tratamento do poço ou da formação.

[0015] Durante a perfuração de um poço subterrâneo, como um poço de hidrocarboneto ou de injeção, o fluido do furo do poço é geralmente bombeado para o poço através do tubo de perfuração e recirculado para a superfície na área anular entre uma parede do furo do poço e uma coluna de perfuração. As propriedades do fluido do furo do poço são geralmente monitoradas durante as operações de perfuração e podem ser adaptadas para acomodar a natureza da formação encontrada no momento. Quando a perfuração atinge a formação de produção, uma preocupação especial é exercida. Geralmente, é melhor usar fluidos de baixo teor de sólidos para minimizar possíveis perdas de produtividade por sólidos que entopem os poros na formação. A densidade apropriada do fluido do furo do poço para desequilibrar a pressão de formação pode ser obtida usando salmouras aquosas de alta concentração de sal, enquanto o controle da viscosidade e de perda de fluido geralmente é tentado por adição de polímero e/ou partículas solúveis em ácido, tal como carbonato de cálcio ou sal em uma solução de salmoura saturada.

[0016] Salmouras, tais como brometo de cálcio, cloreto de cálcio, cloreto de zinco e brometo de zinco ou misturas das mesmas, são vulgarmente utilizadas como fluidos de furo de poço devido sua ampla faixa de densidade e ao fato de que as salmouras são tipicamente substancialmente isentas de sólidos suspensos. Além disso, as salmouras normalmente não danificam certos tipos de formações no fundo do poço. Salmouras de alta densidade (por exemplo, que têm uma densidade maior que 11 ppg) podem ser usadas quando formações super-pressionadas e/ou altamente permeáveis e/ou mal consolidadas são penetradas. A alta permeabilidade de muitas zonas de hidrocarbonetos permite que grandes quantidades de fluido de poço sejam perdidas para a formação. Salmouras densas são frequentemente viscosificadas com polímero reticulado, mas a reticulação não é fácil e previsível. Quando os fluidos reticulados são perdidos na formação por vazamento é frequentemente muito difícil recuperá-los das formações. Salmouras densas, por exemplo, sais de cálcio e zinco, podem formar compostos altamente estáveis, insolúveis em ácido quando reagidos com algumas salmouras de formação. Uma vez que o fluido do furo de poço é perdido na formação, ele se torna difícil de remover. Devido à alta densidade

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6/21 dessas salmo uras, a estratificação pode tender a inibir ainda mais a remoção. Portanto, o meio mais eficaz de prevenir este tipo de dano de formação é limitar as perdas de salmoura à formação. Da mesma forma, as perdas de fluidos do furo do poço ocorrem quando as salmouras pesadas são usadas em outras operações, tais como estimulação, perfuração e tratamentos pós-fraturamento.

[0017] Prover um controle eficaz da perda de fluidos é altamente desejável para evitar danificar a formação, por exemplo, na completação, perfuração, furação, deslocamento, perfurações, fraturamento hidráulico, revisão, colocação ou manutenção de fluido de packer, tratamento do poço ou operações de teste. As técnicas desenvolvidas para controlar a perda de líquidos incluem o uso de “colchões de perda de líquidos” ou “colchões de perda de circulação “. O material particulado usado para esse fim pode ser chamado de “material de perda de circulação” ou LCM. Pesquisas significativas foram direcionadas para determinar materiais adequados para os colchões de perda de fluido, bem como para controlar e melhorar as propriedades dos colchões de perda de fluido. A perda excessiva de salmoura de alta densidade na formação é uma grande preocupação durante as operações de completação, o que pode levar a problemas de controle de poço, bem como a danos no furo do poço. O problema se torna mais complexo quando a temperatura estática do fundo do poço (BHT) excede 100°C e o trabalho envolve a execução de conjuntos de blocos de cascalho e telas de areia no fundo do poço.

[0018] Normalmente, os colchões de perda de circulação são compostas de concentrações muito altas de polímeros reticulados, com ou sem partículas em ponte. Os colchões de perda de fluido convencionais consistem tipicamente em um polímero reticulado, por exemplo, uma celulose derivada, tal como hidroxietilcelulose (HEC), desfiada em partículas semi-rígidas. Os colchões podem ainda compreender partículas em ponte, geralmente sais de sódio ou potássio graduados, ou partículas de carbonato de cálcio dimensionadas. O mecanismo de vedação desses colchões é uma combinação de viscosidade, formação de sólidos e formação de torta na rocha porosa. Devido à instabilidade dos polímeros em altas concentrações de BHT, à incompatibilidade com algumas salmouras pesadas divalentes e à necessidade de tratamentos corretivos com ácidos ou semelhantes, foi desenvolvida uma composição inédita de carga de perda de

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7/21 circulação, estável por períodos prolongados em BHT elevada.

[0019] Tipicamente, os colchões de perda de fluido são utilizados para inibir o fluxo da formação para o furo de poço e funcionam melhorando o acúmulo de torta de filtro na face da formação para inibir o fluxo de fluido para a formação a partir do furo de poço. No entanto, esses colchões de perda de fluidos podem causar danos severos às áreas próximas ao furo de poço devido à filtração do polímero ou à formação da torda de filtro após sua aplicação. Em algum momento da operação de completação, a torta de filtro deve ser removida para restaurar a permeabilidade da formação. Se a permeabilidade da formação não for restaurada ao seu nível original, os níveis de produção podem ser significativamente reduzidos. As cargas de controle de perda de fluido à base de polímeros geralmente requerem um longo período de limpeza e uma limpeza eficaz geralmente requer circulação de fluidos para fornecer alta força motriz que permita que a difusão ocorra para ajudar a dissolver o acúmulo concentrado de materiais e essa circulação de fluidos pode não ser viável.

[0020] Formações subterrâneas que ocorrem naturalmente podem representar um problema porque as fraturas exacerbam o vazamento indesejado do fluido de perfuração na formação. Assim, o fluido de perda de circulação pode ser um grande desafio ao perfurar tais formações naturalmente fraturadas, tais como formações de carbonato, devido à presença de fraturas naturais e vugulares, que podem ser bastante grandes e, portanto, difíceis de entupir com materiais de perda de circulação tradicionais.

[0021] Devido à alta temperatura, ao alto cisalhamento (causado pelo bombeamento e colocação), altas pressões e baixo pH ao qual os fluidos são expostos, os materiais poliméricos usados para formar cargas de perda de fluido e à viscosidade, os fluidos dos poços tendem a degradar rapidamente. Em particular, para muitos dos derivados da celulose e da celulose, como o HEC, usados como viscosificantes e agentes de controle de perda de fluidos, ocorre degradação significativa em temperaturas acima de 100°C e superiores. O HEC, por exemplo, é considerado suficientemente estável para ser usado em um ambiente não superior a 110°C.

[0022] Seria desejável ter um fluido que tivesse viscosidade relativamente baixa no tubo de perfuração, mas que depois de deixar a broca de perfuração pudesse aumentar a

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8/21 viscosidade e inibir ou impedir o vazamento de fluido para a formação, minimizando assim o dano de formação, mesmo na presença de fraturas naturais ou altas concentrações de sal.

Descrição detalhada [0023] A seguinte descrição detalhada ilustra modalidades da presente divulgação. Estas modalidades são descritas em detalhes suficientes para permitir que um versado na técnica pratique estas modalidades sem experimentação desnecessária. Deve-se entender, no entanto, que as modalidades e exemplos aqui descritos são dados apenas a título de ilustração e não como limitação. Podem ser feitas várias substituições, modificações, adições e rearranjos que permanecem aplicações potenciais das técnicas divulgadas. Desta forma, a descrição que se segue não deve ser considerada como limitativa do âmbito das reivindicações anexas. Um elemento associado a uma modalidade particular não deve ser limitado à associação com a modalidade particular, mas deve ser assumido como sendo capaz de associação com qualquer modalidade discutida aqui.

[0024] A presente divulgação se refere a fluidos tensoativos viscoelásticos úteis em operações subterrâneas e, mais particularmente, a aditivos que melhoram o controle da perda de fluido e a estabilidade dos fluidos tensoativos viscoelásticos e seus métodos associados de uso.

[0025] O termo “tensoativo viscoelástico” é aqui definido para incluir qualquer tensoativo que transmite ou é capaz de conferir comportamento viscoelástico a um fluido devido, pelo menos em parte, à associação de moléculas de tensoativo para formar micelas viscosificantes. O termo “fluido tensoativo viscoelástico” é aqui definido para incluir qualquer fluido que apresente ou seja capaz de apresentar comportamento viscoelástico devido, pelo menos em parte, à associação de moléculas de tensoativo contidas nele para formar micelas.

[0026] Os aditivos utilizados na presente divulgação podem, entre outras coisas, impactar níveis eficazes ou suficientes de controle de perda de fluido, estabilidade e / ou viscosidade para um fluido tensoativo viscoelástico adequado para uso em aplicações subterrâneas particulares, especialmente em temperaturas mais altas (por exemplo, acima cerca de 100°C).

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9/21 [0027] Os reservatórios de carbonato podem ser particularmente desafiadores de uma perspectiva de LCM devido à presença de fraturas naturais e vugulares que podem ser bastante grandes e difíceis de serem tamponadas com materiais de perda de circulação tradicionais. Perdas totais dos fluidos de perfuração podem ser encontradas dificultando ou impossibilitando atingir a profundidade real desejada. A redução das perdas extremas em seções sem reservatório pode ser difícil com tratamentos químicos particulados ou reativos. Em zonas produtivas de reservatórios, as perdas por mitigação são mais desafiadoras, uma vez que os materiais precisam ser removíveis e não geram danos duradouros na formação. O método da presente divulgação utiliza a composição da divulgação para prevenir ou controlar a perda de fluido do furo de poço nos poros, fraturas, vugulares e qualquer outra abertura nas formações subterrâneas.

[0028] A composição da presente divulgação inclui um tensoativo viscoelástico (VES) que se auto-modula em estruturas micelares semelhantes a vermes que se comportam como polímeros, aumentando a viscosidade do fluido. As micelas assumem uma estrutura alongada semelhante às fitas poliméricas. Quando estas micelas alongadas ficam emaranhadas, desenvolve-se um comportamento viscoelástico e, dependendo da deformação aplicada, o movimento do fluido é impedido.

[0029] Os tensoativos viscoelásticos incluídos no sistemade VES podem incluir qualquer tensoativo adequado que é capaz de conferir propriedades viscoelásticas ao líquido aquoso. Estes tensoativos viscoelásticos podem ser de natureza zwiteriônica, catiônica, aniônica ou anfótera e incluem qualquer número de compostos diferentes incluindo, mas não limitados a, metil éster sulfonatos, betainas, oleil betainas, betainas modificadas, sulfossuccinatos, tauratos, óxidos de amina, aminas graxas etoxiladas, compostos de amônio quaternário e combinações dos mesmos.

[0030] Em uma modalidade, o sistema VES inclui um tensoativo anfótero que tem a fórmula geral (I):

<11

R₂ R4

Ri--c—NHCCHs^briCI-L^CHCCm^SOio 1₃

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10/21 em que Ri é um grupo hidrocarboneto saturado ou insaturado de cerca de 17 a cerca de 29 átomos de carbono, em outra modalidade de cerca de 18 a cerca de 21 átomos de carbono. Em outra modalidade, Ri é um derivado alifático graxo de gorduras ou óleos naturais com um valor de iodo de cerca de 1 a cerca de 140, em outra modalidade de cerca de 30 a cerca de 90 e ainda em outra modalidade de 40 a cerca de 70. Ri pode ser restringido a um único comprimento de cadeia ou pode ser de comprimento de cadeia mista, tal como os grupos derivados de gorduras e óleos naturais ou reservas de petróleo. Exemplos desejáveis incluem, mas não se limitam a: sebo alquila, sebo alquila endurecido, alquila de colza, alquila de colza endurecida, alquila de óleo de sebo, alquila de óleo de sebo endurecido, coco alquila, oleila, erucila ou alquila de soja. R2 e R3 são cada um independentemente selecionados de um grupo alquila ou hidroxialquila de cadeia linear ou ramificada de 1 a cerca de 6 átomos de carbono, em outra modalidade de 1 a 4 átomos de carbono e ainda uma outra modalidade de 1 a 3 átomos de carbono. R4 é selecionado de H, grupos alquila ou hidroxialquila de 1 a cerca de 4 átomos de carbono; desejavelmente etila, hidroxietila, OH ou metila. Dos substituintes restantes, k é um inteiro de 2 a 20, em outra modalidade 2 a 12 e ainda em outra modalidade 2 a 6, e ainda e ainda em outra modalidade 2 a 4; m é um inteiro de 1 a 20, em outra modalidade 1 a 12, e ainda em outra modalidade 1 a 6, e ainda em outra modalidade 1 a 3; e n é um inteiro de 0 a 20, em outra modalidade 0 a 12, e ainda em outra modalidade 0 a 6, e ainda em outra modalidade 0 a 1.

[0031] Em uma modalidade, o tensoativo viscoelástico de fórmula geral (I) é selecionado de erucamidopropil hidroxipropil sulfobetaina, erucamidopropil hidroxietilsulfobetaina, erucamidopropil hidroximetil sulfobetaina e combinações e misturas destes.

[0032] Em uma modalidade, o tensoativo pode ser o tensoativo Armovis® Complete comercializado pela Akzo Nobel ou um tensoativo do tipo equivalente.

[0033] Em uma modalidade, o tensoativo pode ser um tensoativo zwiteriônico, desejavelmente uma betaína, mais desejavelmente uma oleil betaína, que possui propriedades semelhantes.

[0034] O desempenho do VES pode ser melhorado usando um cotensoativo. Os sólidos também podem ser incorporados dependendo dos requisitos de desempenho.

[0035] Os sistemas VES são formados por tensoativos que se auto-modulam em estruturas

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11/21 micelares semelhantes a vermes, que se comportam como polímeros, devido à formação de emaranhados, aumentando a viscosidade do fluido em baixas taxas de cisalhamento. Em altas taxas de cisalhamento, o desemaranhado das micelas tipo verme ocorre progressivamente, mas os emaranhados podem ser restaurados quando o sistema é submetido a baixas taxas de cisalhamento novamente. Em uma faixa de concentração particular, ou na presença de sal, as micelas assumem uma estrutura alongada semelhante às fitas poliméricas (micelas semelhantes a vermes). Quando estas micelas semelhantes a vermes ficam emaranhadas, desenvolve-se um comportamento viscoelástico e, dependendo da deformação aplicada, o movimento do fluido é impedido. Um aumento significativo na viscosidade ocorre, assim como o desenvolvimento de um comportamento de afinamento de cisalhamento. Quando as micelas tipo vermes são desemaranhadas pela energia de cisalhamento, a viscosidade aparente cai significativamente para valores próximos da água. No entanto, a viscosidade e o comportamento elástico são recuperados quando a energia de cisalhamento é removida. As propriedades físico-quimio-mecânicas únicas que criam a viscosidade de VES fornecem facilmente diluição por cisalhamento, suspensão estática, baixa exigência de energia de transição estática a dinâmica e alta eficiência de transporte de partículas. A composição da divulgação pode formar um gel, com ou sem adição de sal ou cotensoativo, para inibir a perda de circulação durante a perfuração, serão formados emaranhados de micelas semelhantes a vermes no interior das fraturas e vugulares, onde o cisalhamento é menor.

[0036] A alta viscosidade dos fluidos de VES geralmente pode ser quebrada por contato com hidrocarbonetos ou diluição por água de formação. O óleo ou condensado produzido leva a uma transição na forma micelar, de micelas semelhantes a vermes a micelas esféricas, como consequência da migração do tensoativo para a interface água-óleo, resultando em gotículas de óleo cobertas por tensoativos. Uma vez que as esferas não são capazes de se emaranhar, a viscosidade cai. Assim, o tratamento pode ser quebrado com o passar do tempo ou com a produção de hidrocarbonetos da formação. Na fase de produção, a viscosidade será reduzida quando o fluido entrar em contato com o hidrocarboneto produzido. A forma da micela reverterá de vermes para esferas e gotas esféricas de óleo serão formadas, reduzindo assim a viscosidade. A alta viscosidade do

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12/21 fluido VES é facilmente quebrada e, portanto, é facilmente removível. Não há necessidade de um tratamento adicional para quebrar a alta viscosidade e remover o fluido de tratamento.

[0037] Em uma modalidade, a composição da divulgação também apresenta estabilidade à temperatura, significando que o comportamento de afundamento permanece constante para temperaturas de pelo menos 100°C, opcionalmente até pelo menos 110°C, opcionalmente até pelo menos 120°C.

[0038] A densidade da carga pode ser adaptada preparando a carga de LCM da presente divulgação utilizando salmoura contendo diferentes tipos de sais de acordo com as densidades necessárias para obter uma carga livre de sólidos. Um agente de adensamento de sólidos também pode ser adicionado (isto é, carbonato de cálcio pode ser usado como uma solução de agente de adensamento solúvel em ácido para reservatórios).

[0039] A carga de LCM da presente divulgação pode ser aplicada através da broca de perfuração, uma vez que ela pode ser uma carga isenta de sólido que não tem materiais em partículas que eventualmente possam obstruir folgas apertadas de ferramentas de perfuração ou bocais de broca de perfuração.

[0040] Uma vantagem da presente divulgação é a capacidade de ter uma viscosidade relativamente estável (a cisalhamento constante) ao longo de uma ampla faixa de temperaturas, da superfície ao fundo do poço. A composição pode ser usada em um ambiente de temperatura mais alta que anteriormente alcançável com fluidos viscosificados. Um aspecto adicional é a capacidade de obter uma recuperação de corte extremamente rápida e recuperação de gel extremamente rápida, permitindo a utilização da composição mesmo em casos de alto cisalhamento, tais como folgas apertadas de ferramentas ou bocais da broca. A facilidade de manuseio e uso no local, mesmo em climas frios, é vantajosa. Um benefício adicional é a facilidade de remoção, pois não há necessidade de um tratamento para remover a composição após o uso pretendido. Há também um impacto ambiental mínimo com o seu uso e um aumento resultante na segurança do pessoal e do meio ambiente.

[0041] A presente divulgação pode prover vantagens competitivas comerciais por ser facilmente removível e não necessitar de um tratamento separado para remoção, devido a

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13/21 ser quebrável por hidrocarbonetos. Uma outra vantagem comercial é que o tratamento é fácil de aplicar devido a ser um tratamento de componente único e capaz de ser bombeado através de uma broca de perfuração. Uma outra vantagem comercial ainda é um risco reduzido de secagem prematura ou o risco de entupir folgas apertadas que são inerentes a métodos, tais como soluções à base de cimento ou de partículas. Outra vantagem é a redução de custos através do tempo economizado na colocação do tratamento e na não necessidade de obter e colocar os tratamentos do rompedor.

[0042] Os fluidos de base aquosos utilizados nos fluidos de tratamento da presente divulgação podem compreender água doce, água salgada (por exemplo, água contendo um ou mais sais nela dissolvidos), salmoura, água do mar ou combinações dos mesmos. Geralmente, a água pode ser de qualquer fonte, desde que ela não contenha componentes que possam afetar adversamente a estabilidade e/ou o desempenho dos fluidos tensoativos viscoelásticos. Em certas modalidades, a densidade do fluido de base aquoso pode ser ajustada para, entre outros fins, prover transporte e suspensão de particulado adicional nos fluidos de tratamento da presente divulgação. Em certas modalidades, o pH do fluido de base aquoso pode ser ajustado (por exemplo, por um tampão ou outro agente de ajuste de pH), entre outros fins, para reduzir a viscosidade do fluido de tratamento (por exemplo, ativar um rompedor ou outro aditivo). Nestas modalidades, o pH pode ser ajustado para um nível específico, o que pode depender, entre outros fatores, do(s) tipo(s) de tensoativo(s) viscoelástico(s), componente de sabão, agentes gelificantes, ácidos e outros aditivos incluídos no fluido de tratamento. Os versados na técnica, com o benefício desta divulgação, reconhecerão quando tais ajustes de densidade e/ou pH forem apropriados.

[0043] Os fluidos de tratamento podem ainda ser utilizados em completações de furo de poços, tais como fraturamento hidráulico, enchimento de cascalho convencional e também “enchimento de frac.”, fraturamento hidráulico seguido por um tratamento de enchimento de cascalho. O fluido aquoso gelificado com VES deve manter sua viscosidade por um período de tempo suficiente para realizar sua finalidade, por exemplo, inibindo ou impedindo o vazamento de fluido para dentro do reservatório durante a operação de completação.

[0044] Os fluidos tensoativos viscoelásticos utilizados nos métodos da presente divulgação

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14/21 podem opcionalmente compreender qualquer número de aditivos adicionais incluindo, mas não limitados a, sais, cotensoativos, ácidos, aditivos de controle de perda de fluidos adicionais, gás, nitrogênio, dióxido de carbono, agentes de modificação de superfície, agentes de aderência, espumadores, inibidores de corrosão, inibidores de incrustações, catalisadores, agentes de controle de argila, biocidas, redutores de fricção, agentes antiespuma, agentes de ligação, dispersantes, floculantes, removedores de H2S, removedores de CO2, lubrificantes, viscosificantes, quebradores, agentes de adensamento, modificadores de permeabilidade relativa, resinas, materiais particulados (por exemplo, partículas de propante), agentes umectantes, agentes de melhoramento de revestimento e semelhantes. Um versado na técnica, com o benefício desta divulgação, reconhecerá os tipos de aditivos que podem ser incluídos nos fluidos tensoativos viscoelásticos para uma aplicação particular.

[0045] Por exemplo, os fluidos de tratamento da presente divulgação podem opcionalmente compreender um ou mais sais, entre outros fins, para modificar as propriedades reológicas (por exemplo, viscosidade) do fluido de tratamento e/ou peso do fluido aquoso (isto é, densidade) para desenvolver a pressão hidrostática para controlar a pressão do fluido do reservatório durante a perfuração. Os sais podem ser orgânicos ou inorgânicos. Exemplos de sais orgânicos adequados incluem, mas não se limitam a, sulfonatos e carboxilatos aromáticos (tais como sulfonato de p-tolueno, naftaleno sulfonato), carboxilatos de hidroxinaftaleno, salicilato, ftalato, ácido clorobenzoico, ácido salicílico, ácido ftálico, ácido 5-hidróxi-l-naftoico, ácido 6-hidróxi-l-naftoico, ácido 7hidróxi-l-naftoico, ácido l-hidróxi-2-naftoico, ácido 3-hidróxi-2-naftoico, ácido 5-hidróxi2-naftoico, ácido 7-hidróxi-2-naftoico, ácido 1, 3-di-hidróxi-2-naftoico, 3,4diclorobenzoato, cloridrato de trimetilamônio e cloreto de tetrametilamônio. Exemplos de sais inorgânicos adequados incluem sais de potássio, sódio e amônio solúveis em água (tais como cloreto de potássio, cloreto de sódio e cloreto de amônio), cloreto de cálcio, brometo de cálcio, cloreto de magnésio, sais de halogeneto de zinco, formato de sódio, formato de potássio formato de césio, salicilato de sódio e combinações dos mesmos. Qualquer combinação dos sais listados anteriormente também pode ser incluída nos fluidos de tratamento da presente divulgação.

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15/21 [0046] Quando utilizado, o sal pode estar presente em qualquer quantidade que confira a estabilidade desejada e / ou outras propriedades reológicas ao fluido de tratamento da presente divulgação. Em certas modalidades, o sal pode estar presente em uma quantidade na faixa de cerca de 0,1% a cerca de 30% em peso do fluido de tratamento. Em certas modalidades, o sal pode estar presente em uma quantidade na faixa de cerca de 0,1% a cerca de 10% em peso do fluido de tratamento. O(s) tipo(s) e quantidade de sais adequados em uma aplicação particular da presente descrição podem depender de uma variedade de fatores, tais como o(s) tipo(s) de tensoativo(s) viscoelástico(s) presente(s) no fluido de tratamento, da composição do fluido de base aquoso, da composição e / ou quantidade do componente de sabão, da temperatura do fluido e semelhantes. Um versado, com o benefício desta divulgação, reconhecerá quando incluir um sal em uma aplicação particular da presente divulgação, bem como o tipo e quantidade apropriados de sais a incluir.

[0047] Os fluidos de tratamento da presente divulgação e / ou qualquer componente dos mesmos podem ser preparados no local de trabalho ou podem ser preparados em uma instalação ou fábrica antes da utilização e podem ser armazenados durante algum período de tempo antes da utilização. Em certas modalidades, a preparação dos fluidos de tratamento da presente divulgação pode ser feita no local de trabalho em um método caracterizado por ser realizado “on-the-fly”. O termo “on-the-fly” é aqui utilizado para incluir métodos de combinação de dois ou mais componentes em que uma corrente de fluxo de um elemento é continuamente introduzida no fluxo de outro componente de modo que as correntes sejam combinadas e misturadas enquanto continuam a fluir como um único fluxo como parte do tratamento contínuo. Essa mistura também pode ser descrita como mistura “em tempo real”.

[0048] Os tensoativos viscoelásticos podem melhorar o desempenho do fluido de perfuração e / ou de completação usando uma composição isenta de polímero. Estas composições, comparadas aos fluidos de base polimérica, podem oferecer quebra de viscosidade melhorada, maior capacidade de transporte de areia (quando apropriado), são em muitos casos mais facilmente recuperadas após o uso e são relativamente não prejudiciais para o reservatório após contato apropriado com hidrocarbonetos do

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16/21 reservatório, como óleo bruto e condensado. As composições aqui descritas também são mais facilmente misturadas “on-the-fly” em operações de campo e não requerem inúmeros coaditivos no sistema de fluidos, como fazem alguns sistemas anteriores.

[0049] Os métodos e fluidos de tratamento da presente divulgação podem ser usados durante ou em preparação para qualquer operação subterrânea em que um fluido pode ser usado. Operações subterrâneas adequadas podem incluir, mas não estão limitadas a, tratamentos pré-lavagem, tratamentos pós-lavagem, operações de perfuração, tratamentos de perda de circulação, tratamentos de fraturamento hidráulico, tratamentos de controle de areia (por exemplo, enchimento de cascalho), tratamentos de acidificação (por exemplo, acidificação de matriz ou acidificação de fratura), tratamentos de empacotamento da fratura, tratamentos de limpeza de furo de poço e outras operações em que um fluido de tensoativo viscoelástico da presente divulgação pode ser útil. Por exemplo, em certas modalidades, a presente divulgação provê fluidos de fraturamento que compreendem um fluido de base aquosa, um tensoativo viscoelástico e, em certas modalidades, uma pluralidade de partículas de propante. Em certas modalidades, um fluido de tratamento ou fluido de fraturamento da presente divulgação pode ser usado em um método de fraturar uma formação subterrânea, em que um fluido tensoativo viscoelástico ou fluido de fraturamento da presente divulgação é introduzido na formação subterrânea em ou acima da pressão para criar ou melhorar uma ou mais rachaduras, ou “fraturas”, na formação subterrânea. “Melhorar” uma ou mais fraturas em uma formação subterrânea, tal como o termo é aqui utilizado, é definido para incluir a extensão ou ampliação de uma ou mais fraturas naturais ou previamente criadas na formação subterrânea. Isto pode, entre outras coisas, formar canais condutores na formação subterrânea através da qual fluidos (por exemplo, óleo, gás, etc.) podem fluir para um poço penetrando na formação subterrânea.

[0050] O tensoativo viscoelástico deve estar presente em um fluido de tratamento da presente divulgação em uma quantidade suficiente para conferir a viscosidade desejada (por exemplo, viscosidade suficiente para desviar o fluxo, reduzir a perda de fluido, suspender partículas, etc.) para o fluido de tratamento. Em certas modalidades, o tensoativo viscoelástico pode estar presente no fluido de tratamento em uma quantidade na faixa de cerca de 0,05% a cerca de 30% em peso do fluido de tratamento. Em certas

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17/21 modalidades, o tensoativo viscoelástico pode estar presente no fluido de tratamento em uma quantidade na faixa de cerca de 0,1% a cerca de 20% em peso do fluido de tratamento. Em certas modalidades, o tensoativo viscoelástico pode estar presente em uma quantidade na faixa de cerca de 0,5% a cerca de 15% em peso do fluido de tratamento. Em certas modalidades, o tensoativo viscoelástico pode estar presente em uma quantidade na faixa de cerca de 1% a cerca de 12% em peso do fluido de tratamento. Em certas modalidades, o tensoativo viscoelástico pode estar presente em uma quantidade na faixa de cerca de 1,5% a cerca de 8% em peso do fluido de tratamento. Em certas modalidades, a concentração da composição viscoelástica no fluido é geralmente de cerca de 0,5% a cerca de 10%, em outra modalidade de cerca de 2% a cerca de 8% e ainda em outra modalidade de cerca de 3% a cerca de 5% em peso.

[0051] Em certas modalidades, o tensoativo viscoelástico pode estar presente no fluido de tratamento em uma quantidade na faixa de cerca de 0,5 a cerca de 25% em volume, alternativamente de cerca de 1,0 a cerca de 15% em volume do fluido de tratamento total. Em outra modalidade não limitante, a faixa para as presentes formulações é de cerca de 3,0 a cerca de 10% em volume do fluido de tratamento total.

[0052] Os fluidos gelificados de tensoativo e viscoelásticos aqui descritos podem opcionalmente conter pelo menos um intensificador de viscosidade. Os intensificadores de viscosidade aqui também auxiliam no controle da perda de fluido. Os intensificadores de viscosidade adequados incluem, mas não estão necessariamente limitados a, partículas piroelétricas, partículas piezoeléctricas e misturas dos mesmos. Em uma teoria ou explicação não limitante, quando o fluido contendo os intensificadores de viscosidade for aquecido e / ou colocado sob pressão, as partículas desenvolverão cargas superficiais que associam, ligam, conectam ou relacionam as micelas VES entre si, aumentando assim a viscosidade do fluido. Isto é um pouco análogo ao modo como os reticuladores ligam várias cadeias poliméricas, mas acredita-se que a maneira como os intensificadores de viscosidade associam as micelas VES alongadas ou “semelhantes a vermes” é completamente diferente da reticulação que ocorre nos polímeros.

[0053] Intensificadores de viscosidade adequados podem incluir, mas não estão limitados a, ZnO, T1O2, berlinita (AIPO4), tantalato de lítio (LiTaOs), ortofosfato de gálio (GaPCU),

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BaTiCh, SrTiCh, PbZrTiO.sub.3, KNbCE, LiNbCE, LiTaCE, BiFeCE, tungstato de sódio, Ba2NaNbjO5, Pb2KNbsOi5, tartarato de potássio e sódio, turmalina, topázio e suas misturas.

[0054] Em uma modalidade, os métodos e composições aqui apresentados são praticados na ausência de polímeros formadores de gel e / ou géis ou fluidos aquosos com as suas viscosidades aumentadas por polímeros. Uma dificuldade conhecida com polímeros é que, se eles formam uma torta de filtro que penetra na formação, a torta é difícil de remover sem danificar permanentemente a região próxima ao furo do poço da formação.

EXEMPLOS [0055] Exemplo 1: Uma amostra de um sistema VES foi preparada contendo 6,0% em peso de tensoativo Armovis® Complete e água destilada. A viscosidade das amostras foi medida em diferentes taxas de cisalhamento e temperaturas. O perfil de viscosidade resultante da amostra em diferentes temperaturas é mostrado na Figura 1. Na Figura 1, é mostrado que a 80°C, em altas taxas de cisalhamento (isto é, 100 s'¹) a viscosidade é relativamente baixa (na ordem de 0,1 Pa-s); enquanto em baixas taxas de cisalhamento (0,01 s'¹) a viscosidade é consideravelmente mais alta (mais de 200 Pa-s). Alterações semelhantes de viscosidade são observadas nas outras temperaturas, incluindo temperaturas elevadas de 100°C, 110°C e 120°C.

[0056] Exemplo 2: Foi realizado um teste de recuperação de cisalhamento a 70°C e 80°C na amostra de VES preparada com 6,0% em peso de VES e água destilada. No teste de recuperação de cisalhamento, o sistema foi cortado a uma taxa de cisalhamento constante de 0,1 s'¹ por 120 segundos. Então, ele foi exposto a uma taxa de cisalhamento constante de 100 s'¹ por 120 segundos. Finalmente, a taxa de cisalhamento diminuiu novamente para 0,1 s'¹ por 240 segundos, a fim de avaliar o tempo necessário para o sistema recuperar sua viscosidade. Como pode ser visto na Figura 2, a viscosidade e o comportamento elástico responderam rapidamente às diferenças na taxa de cisalhamento. A 70°C, o valor de viscosidade em baixo cisalhamento foi de aproximadamente 90 Pa-s, o valor de viscosidade em alto cisalhamento caiu para aproximadamente 0,1 Pa-s, após a retomada do baixo cisalhamento, o valor da viscosidade retomou para aproximadamente 90 Pa-s. A 80°C, o valor de viscosidade em baixo cisalhamento foi de aproximadamente 15 Pa-s, o

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19/21 valor de viscosidade em alto cisalhamento caiu para aproximadamente 0,06 Pa-s, após a retomada do baixo cisalhamento o valor da viscosidade retornou para aproximadamente 15 Pa-s.

[0057] Exemplo 3: A capacidade do sistema VES de formar um tampão foi testada utilizando um teste de tamponamento de permeabilidade. A amostra preparada com 6% em peso de VES e água destilada foi testada utilizando um Aparelho de tamponamento de permeabilidade (PPA) a 1.000 psi e a 110°C. A pressão foi mantida durante 30 min do experimento e nenhuma perda de fluido foi observada.

[0058] Uma modalidade da presente divulgação é um método de perfuração em uma formação subterrânea que inclui a introdução em um furo de poço de uma composição fluida compreendendo água e pelo menos um tensoativo viscoelástico (VES), em que o VES está presente em uma quantidade eficaz para aumentar a viscosidade do fluido em pelo menos uma porção do fluido para inibir a perda de fluido na formação. O tensoativo viscoelástico pode ser um tensoativo anfótero que possui a fórmula geral (I). O aumento da viscosidade resultante pode ser reduzido por contato com um hidrocarboneto. Os tensoativos podem se auto-moldar em estruturas micelares semelhantes a vermes que se comportam como polímeros devido à formação de emaranhados, aumentando assim a viscosidade do fluido a baixas taxas de cisalhamento, formando micelas viscosificantes. Os emaranhados das micelas em forma de verme podem ser reduzidos em taxas de cisalhamento elevadas, mas eles podem ser regenerados quando o sistema é exposto a taxas de cisalhamento reduzidas novamente. Em uma modalidade, o comportamento regenerativo permanece para temperaturas até 100°C, opcionalmente até 120°C, opcionalmente até 140°C, opcionalmente acima de 140°C. Em uma modalidade, o comportamento regenerativo permanece independente da salinidade.

[0059] Uma modalidade da presente divulgação é uma composição de carga de perda de circulação compreendendo um fluido de base, tal como água e pelo menos um VES, em que os tensoativos se auto-modelam em estruturas micelares semelhantes a vermes que se comportam como polímeros aumentando a viscosidade do fluido em baixas taxas de cisalhamento. Em uma modalidade, pelo menos um VES é um tensoativo anfótero que possui a fórmula geral (I) ou um equivalente. O aumento da viscosidade resultante pode

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20/21 ser quebrado por contato com um hidrocarboneto. Os tensoativos podem se auto-moldar em estruturas micelares semelhantes a vermes que se comportam como polímeros devido à formação de emaranhados, aumentando assim a viscosidade do fluido em baixas taxas de cisalhamento. Os emaranhados das micelas em forma de verme podem ser reduzidos em taxas de cisalhamento elevadas, mas eles podem ser regenerados quando o sistema é exposto a taxas de cisalhamento reduzidas novamente. Em uma modalidade, o comportamento regenerativo permanece para temperaturas até 100°C, opcionalmente até 120°C, opcionalmente até 140°C e acima. Em uma modalidade, o comportamento regenerativo permanece independente da salinidade.

[0060] Uma modalidade da presente divulgação é um método de reduzir a perda de fluido durante a perfuração em uma formação subterrânea compreendendo: introduzir em um furo de poço uma composição de carga de perda de circulação compreendendo água e pelo menos um VES, o pelo menos um VES sendo um tensoativo anfótero que tem a fórmula geral (I) ou um equivalente, aumentando assim a viscosidade do fluido pela ação do VES em pelo menos uma porção do fluido para inibir a perda de fluidos na formação, em que os tensoativos se auto-moldam em estruturas micelares semelhantes a vermes aumentando a viscosidade do fluido em baixas taxas de cisalhamento, em que os emaranhados das micelas em forma de verme podem ser reduzidos em altas taxas de cisalhamento, mas eles podem ser regenerados quando o sistema é exposto a baixas taxas de cisalhamento novamente, em que o comportamento regenerativo permanece constante para temperaturas até 100°C e permanece independente da salinidade. Em uma modalidade, o comportamento regenerativo permanece para temperaturas até 140°C.

[0061] As modalidades particulares divulgadas anteriormente são ilustrativas apenas, uma vez que a presente divulgação pode ser modificada e praticada de maneiras diferentes, porém equivalentes, que serão evidentes para os versados na técnica com o benefício desta divulgação. Embora inúmeras mudanças possam ser feitas pelos versados na técnica, tais mudanças são abrangidas dentro do espírito da desta divulgação como definido pelas reivindicações anexas. Além disso, nenhuma limitação é pretendida para os detalhes de construção ou concepção aqui mostrados, a não ser como descrito nas reivindicações a seguir. Portanto, é evidente que as modalidades ilustrativas particulares divulgadas

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21/21 anteriormente podem ser alteradas ou modificadas e todas tais variações são consideradas dentro do escopo e do espírito da presente divulgação. Em particular, cada faixa de valores (por exemplo, “de cerca de a a cerca de b” ou, equivalentemente, “de aproximadamente a b” ou, equivalentemente, “de aproximadamente a-b”) é aqui entendida como referindo-se ao conjunto de partes (o conjunto de todos os subconjuntos) do respectivo intervalo de valores. Os termos nas reivindicações têm seu significado simples comum, a menos que definido de outra maneira explícita e claramente pelo titular da patente.

[0062] O texto anterior descreve uma ou mais modalidades específicas de uma divulgação mais ampla. A divulgação também é realizada em uma variedade de modalidades alternativas e, assim, não está limitada às aqui descritas. A descrição anterior de uma modalidade da divulgação foi apresentada para efeitos de ilustração e descrição. Ela não pretende ser exaustiva ou limitar a divulgação à forma precisa divulgada. Muitas modificações e variações são possíveis à luz dos ensinamentos anteriores. Pretende-se que o escopo da divulgação seja limitado não por esta descrição detalhada, mas ao invés disso pelas reivindicações anexas.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método para reduzir a perda de fluido em uma formação subterrânea, caracterizado pelo fato de compreender: introduzir em um furo de poço uma composição de carga de perda de circulação compreendendo pelo menos um tensoativo viscoelástico (VES), em que o VES está presente em uma quantidade eficaz para aumentar a viscosidade da carga de perda de circulação formando micelas viscosificantes.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o pelo menos um VES ser um tensoativo anfótero que tem a fórmula geral (I), (I)

Rã 1<4

R t C—NHíCHsIXíCHjÍ^CHíCHj^SOso R.3 em que Ri é um grupo hidrocarboneto saturado ou insaturado de cerca de 17 a cerca de 29 átomos de carbono, R₂ e R3 são cada um independentemente selecionados de um grupo alquila ou hidroxialquila de cadeia linear ou ramificada de 1 a cerca de 6 átomos de carbono, R4 é selecionado de H, grupos alquila ou hidroxialquila de 1 a cerca de 4 átomos de carbono, k é um inteiro de 2 a 20, m é um número inteiro de 1 a 20 e n é um inteiro de 0 a 20.
3. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato de o VES ser selecionado do grupo que consiste em: erucamidopropil hidroxipropil sulfobetaina, erucamidopropil hidroxietilsulfobetaina, erucamidopropil hidroximetil sulfobetaína e combinações dos mesmos.
4. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 3, caracterizado pelo fato de os VES se auto-modularem em estruturas micelares semelhantes a vermes que se comportam como polímeros devido à formação de emaranhados, aumentando assim a viscosidade da composição de carga de perda de circulação.
5. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 4, caracterizado pelo fato de os emaranhados das estruturas micelares serem reduzidos após exposição a taxas de cisalhamento aumentadas e os emaranhados são regenerados após redução das taxas de cisalhamento.

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6. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 5, caracterizado pelo fato de o comportamento da micela viscosificante ocorrer a temperaturas até 140°C.
7. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 6, caracterizado pelo fato de o comportamento da micela viscosificante estar presente independentemente da salinidade da composição e / ou o aumento da viscosidade da composição é reduzido por contato com um hidrocarboneto.
8. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 1 a 7, caracterizado pelo fato de o VES estar presente em uma quantidade de 0,05% a 30% em peso da composição da pílula de circulação de perda.
9. Composição de carga de perda de circulação, caracterizada pelo fato de compreender: um fluido de base de água e pelo menos um tensoativo viscoelástico (VES), em que o VES se auto-modula em estruturas micelares semelhantes a vermes que se comportam como polímeros devido à formação de emaranhados, aumentando assim a viscosidade da composição.
10. Composição, de acordo com a reivindicação 9, caracterizada pelo fato de o pelo menos um VES ser um tensoativo anfótero que tem a fórmula geral (I), (Ί)

R-2 R₄

Rj---C—^(CH₂)_iN'^!'(CH2,',.CH(CH₂)„SO₃o R?

em que Ri é um grupo hidrocarboneto saturado ou insaturado de cerca de 17 a cerca de 29 átomos de carbono, R₂ e R3 são cada um independentemente selecionados de um grupo alquila ou hidroxialquila de cadeia linear ou ramificada de 1 a cerca de 6 átomos de carbono, R4 é selecionado de H, grupos alquila ou hidroxialquila de 1 a cerca de 4 átomos de carbono, k é um inteiro de 2 a 20, m é um número inteiro de 1 a 20 e n é um inteiro de 0 a 20.
11. Composição, de acordo com qualquer uma das reivindicações 9 ou 10, caracterizada pelo fato de o VES ser selecionado do grupo que consiste em: erucamidopropil hidroxipropil sulfobetaina, erucamidopropil hidroxietilsulfobetaina, erucamidopropil hidroximetil sulfobetaina e combinações dos mesmos.

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12. Composição, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 9 a 11, caracterizada pelo fato de os emaranhados das estruturas micelares serem reduzidos após exposição a taxas de cisalhamento aumentadas e os emaranhados são regenerados após a redução das taxas de cisalhamento.
13. Composição, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 9 a 12, caracterizada pelo fato de o comportamento da micela viscosificante ocorrer a temperaturas até 140°C.
14. Composição, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 9 a 13, caracterizada pelo fato de o comportamento da micela viscosificante estar presente independentemente da salinidade da composição e / ou a maior viscosidade da composição da carga de perda de circulação é reduzida por contato com um hidrocarboneto.
15. Composição, de acordo com qualquer uma das reivindicações de 9 a 14, caracterizada pelo fato de o VES estar presente em uma quantidade de 0,05% a 30% em peso da composição da pílula de circulação de perda.