BR112019024448A2

BR112019024448A2 - uso de agente sequestrante em tratamentos à base de glda para formações siliciosas

Info

Publication number: BR112019024448A2
Application number: BR112019024448-4A
Authority: BR
Inventors: Andrea Nino-Penaloza; D.V. Satyanarayana Gupta; Sandra L. Berry; Harold G. Hudson; Elizabeth McCartney
Original assignee: Baker Hughes, A Ge Company, Llc
Priority date: 2017-05-24
Filing date: 2017-05-24
Publication date: 2020-07-21
Also published as: SA519410618B1; WO2018217200A1; US11198812B2; US20200165511A1

Abstract

As formações de arenito de poços de petróleo e gás e geotérmicos podem ser estimuladas com sucesso com um fluido contendo GLDA ou sal e HF ou um componente gerador de HF e um componente organofosfonato. O organofosfonato atua como um agente sequestrante e reduz a quantidade de precipitados de fluoreto de metal produzidos.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "USO DE

AGENTE SEQUESTRANTE EM TRATAMENTOS À BASE DE GLDA PARA FORMAÇÕES SILICIOSAS".

RELATÓRIO DESCRITIVO Campo da Divulgação

[001] A divulgação se refere a um método para aumentar a per- meabilidade de uma formação siliciosa com um fluido contendo um ácido glutâmico-N, N-diacético, sal ou uma mistura dos mesmos; HF ou componente gerador de HF e um organofosfonato. O método inclui minimizar ou impedir a formação de depósitos através da formação de complexos com o organofosfonato em condições de fundo de poço in situ. Fundamentos da Divulgação

[002] A acidificação de matrizes é um método comum usado para estimular e aprimorar a produção de hidrocarbonetos a partir de uma formação produtora de hidrocarbonetos. O objetivo da estimulação é remover os danos na zona alvo da formação que ocorreu principal- mente durante a perfuração ou completação, especialmente em regi- ões próximas ao poço. O dano, que prejudica o fluxo de hidrocarbone- tos produzidos, é normalmente criado por um acúmulo de finas ou ar- gilas de sílica (aluminossilicatos).

[003] Na acidificação de matriz de formações de arenito, um flui- do contendo um ácido corrosivo de baixo pH ou material de formação de ácido, geralmente um ácido de lama, é injetado na formação de modo que o ácido ou o material de formação de ácido reaja com os minerais na formação. Isso aumenta o tamanho dos poros dentro da formação e, assim, fornece passagens ampliadas para hidrocarboneto, água ou vapor mais livremente. Além de aumentar a permeabilidade da formação, os danos causados pela invasão da lama de perfuração e pela migração de argila são removidos.

[004] Os ácidos da lama são tipicamente uma combinação de HCI e HF, com um pH menor que zero. O HF é altamente reativo com argilas autênticas, como esmectita, caulinita, ilita e clorita, componen- tes principais do arenito. O HCI no ácido da lama mantém o pH baixo necessário. À luz da reação rápida do HF com sílica e silicatos, o HCI pode penetrar apenas alguns centímetros na formação antes que o HF seja gasto. Os meios para reduzir a taxa de reação de HF dentro da área em torno do furo de poço consistem na hidrólise lenta do bifluore- to de amônio para convertê-lo em HF, na superfície ou dentro do poço. Embora esses métodos permitam que o ácido penetre um pouco mais na formação, eles não eliminam a formação dos precipitados e o entu- pimento da matriz.

[005] Além disso, alguns reservatórios de arenito são sensíveis a fluidos à base de HCl. Por exemplo, quando o HCI entra em contato com ilite, ele quebra e causa a migração de partículas finas e danos à formação. A migração de partículas finas através dos meios porosos bloqueia os poros, reduzindo a permeabilidade e diminuindo a taxa de produção de petróleo e gás a partir da formação.

[006] Geralmente, as formações de arenito são compostas por minerais argilosos que são essencialmente instáveis em HCl a tempe- raturas superiores a 300 *F. Como as argilas normalmente fazem parte do material cimentício que mantém os grãos de areia das formações de arenito juntos, a dissolução da argila também enfraquece e des- compacta a matriz de arenito na vizinhança do furo de poço, causando danos à formação. A acidificação gera ainda precipitados sólidos ou géis amorfos coloidais de potássio, sódio e cálcio que são insolúveis e entopem ou obstruem os espaços porosos da formação, reduzindo as- sim a porosidade e permeabilidade da formação e prejudicando o po- tencial de fluxo. Os efeitos prejudiciais devidos à desconsolidação da matriz e à precipitação de complexos podem eliminar ou até reverter o efeito de estimulação do tratamento ácido.

[007] A maioria dos arenitos contém quantidades variadas de mi- nerais de carbonato (calcita, dolomita etc.), juntamente com quartzo, argilas e feldspatos que geralmente formam a maior parte da rocha. Na presença de ácidos, os minerais de carbonato se dissolvem e libe- ram íons monovalentes e divalentes, principalmente cálcio. Esses íons, por sua vez, reagem com íons fluoreto para produzir fluoretos metálicos altamente insolúveis, como fluoreto de cálcio, CaF2, bem como fluorossilicato de cálcio. Tais precipitados insolúveis frequente- mente se formam rapidamente e causam danos à formação ao blo- quear os poros. Portanto, a produção é drasticamente reduzida.

[008] Para minimizar a formação de tais precipitados, os trata- mentos tradicionais da matriz de ácido de lama nas formações de are- nito são precedidos por uma pré-lavagem, geralmente consistindo em HCI ou outro ácido que não contém flúor, para dissolver os carbonatos. O pré-vazamento é bombeado em volume suficiente para remover teo- ricamente todos os carbonatos em um raio de dois a três pés do furo de poço. Frequentemente, a pré-lavagem altamente reativa abre ca- minhos de fluxo preferenciais para a rocha, devido à dissolução do carbonato. Como resultado, as zonas danificadas da formação podem ser contornadas. O ácido contendo HF, quando introduzido posterior- mente, pode, portanto, seguir esses caminhos de fluxo e, portanto, po- de não entrar em contato com as argilas de entupimento e outros mi- nerais siliciosos que ele foi projetado para dissolver. Embora as pré- lavagens reduzam o risco de o estágio ácido principal contendo HF en- trar em contato com minerais de carbonato, elas nem sempre são bem-sucedidos.

[009] Foram empreendidos esforços para substituir ou eliminar o HCI em operações de acidificação do arenito, minimizando ou elimi- nando a precipitação de precipitados sólidos e géis amorfos coloidais.

[0010] Foram relatadas alternativas aos ácidos da lama HCI / HF para estimular os reservatórios de arenito que contêm HF e um ácido amino policarboxílico, como ácido glutâmico ácido N,-N-diacético (GLDA) ou ácido hidroxil etileno diameinetriacético (HDEDTA). No en- tanto, esses ligantes têm aplicações limitadas devido à sua propensão a precipitar fluoretos metálicos. Para minimizar os efeitos negativos associados ao fluoreto livre na formação de precipitados sólidos, a concentração de HF nesses sistemas foi limitada a menos de 1%.

[0011] Existe uma necessidade de fluidos melhorados para esti- mulação ácida de formações siliciosas.

[0012] Deve-se entender que a discussão descrita anteriormente é fornecida apenas para fins ilustrativos e não se destina a limitar o es- copo ou o assunto das reivindicações anexas ou de qualquer pedido de patente ou patente relacionada. Assim, nenhuma das reivindica- ções anexas ou reivindicações de qualquer pedido ou patente relacio- nada deve ser limitada pela discussão anterior ou interpretada para abordar, incluir ou excluir cada uma ou qualquer uma das característi- cas ou desvantagens citadas anteriormente apenas por causa da menção aqui. Sumário da Divulgação

[0013] A divulgação se refere a um método para aumentar a per- meabilidade de uma formação subterrânea siliciosa pelo uso de um fluido contendo um ácido glutâmico-N N-diacético ou sal ou uma mistu- ra dos mesmos; HF ou componente gerador de HF e um organofosfo- nato.

[0014] Em uma modalidade, um fluido compreendendo um ácido glutâmico-N N-diacético, sal ou uma mistura dos mesmos, HF ou um componente gerador de HF e um organofosfonato é introduzido em um poço que penetra uma formação subterrânea siliciosa. O organofosfo- nato pode ser da fórmula:

Ri N q Rae TORA R3 O—RS5 em que R1, R2 e R3 são selecionados independentemente de grupos hidrogênio, alquila, arila, fosfonatos, fosfatos, acila, amina, hidróxi e carboxila e R4 e R5 são selecionados independentemente de hidrogê- nio, sódio, potássio, amônio ou um radical orgânico. Tais organofos- fonatos incluem ácido 1-hidroxietilidina-1,1-difosfônico, ácido dietileno triamina penta (ácido metileno fosfônico) e amino tri (ácido metileno fosfônico) e suas misturas. Durante a reação do ácido glutâmico-N,N- diacético ou sal ou uma mistura dos mesmos e o componente gerador de HF ou HF com a formação siliciosa, são gerados íons monovalen- tes não complexos, íons divalentes ou uma combinação dos mesmos. Um complexo é formado sequestrando os íons monovalentes não complexos, íons divalentes ou combinação dos mesmos com o orga- nofosfonato.

[0015] Em outra modalidade, é fornecido um método para estimu- lar a produção em uma formação subterrânea siliciosa penetrada por um poço, em que uma solução de tratamento é preparada primeiro contendo um ácido glutâmico-N, N-diacético, sal ou uma mistura dos mesmos; HF ou um componente gerador de HF e uma quantidade efi- caz de um composto organofosfonato capaz de sequestrar íons mono- valentes, íons divalentes ou uma combinação dos mesmos. A solução de tratamento é introduzida no poço e entra em contato com a forma- ção. Os materiais siliciosos da formação são dissolvidos e íons mo- novalentes, íons divalentes ou uma combinação destes são gerados. Os íons monovalentes, íons divalentes gerados ou uma combinação destes complexos com o composto organofosfonato. Os precipitados dos íons monovalentes, íons divalentes gerados ou combinação dos mesmos são minimizados ou impedidos pela formação do complexo. Os hidrocarbonetos são então produzidos a partir da formação silicio- sa.

[0016] Em outra modalidade da divulgação, é fornecido um méto- do para tratar uma formação siliciosa para aumentar a permeabilidade da formação. Nesta modalidade, uma solução de tratamento contendo um ácido glutâmico-N N-diacético, sal ou uma mistura dos mesmos, HF ou um componente gerador de HF e um organofosfonato é prepa- rada. O organofosfonato pode ser um ou mais compostos da fórmula: Ri O

NO A R2—C—P—O—R4 83 Es em que R1, R2 e R3 são selecionados independentemente de grupos hidrogênio, alquila, arila, fosfonatos, fosfatos, acila, amina, hidróxi e carboxila e R4 e R5 são selecionados independentemente de hidrogê- nio, sódio, potássio, amônio ou um radical orgânico. Tais organofosfo- natos incluem ácido 1-hidroxietilidina-1,1-difosfônico, ácido dietileno triamina penta (ácido metileno fosfônico) e amino tri (ácido metileno fosfônico) e suas misturas. A formação siliciosa é então colocada em contato com a solução de tratamento para que os materiais siliciosos dentro da formação sejam dissolvidos. Os complexos do organofosfo- nato são formados com íons monovalentes, íons divalentes ou uma combinação destes gerados durante o processo. A permeabilidade da formação é melhorada minimizando ou impedindo a reação dos íons monovalentes, íons divalentes ou uma combinação dos mesmos com componentes no poço que não seja o organofosfonato.

[0017] Em outra modalidade, é fornecido um método para estimu- lar uma formação de arenito penetrada por um poço de petróleo ou gás ou geotérmica. Nesta modalidade, uma solução de acidificação de HF tamponada é introduzida no poço. A solução de acidificação de HF tamponada contém um ácido glutâmico-N, N-diacético, sal ou uma mistura dos mesmos, HF ou um componente gerador de HF ou uma mistura dos mesmos e uma mistura dos mesmos e um organofosfona- to da fórmula: Ri O

NO R2—C—P—O—R4 n3 des em que R1, R2 e R3 são selecionados independentemente de grupos hidrogênio, alquila, arila, fosfonatos, fosfatos, acila, amina, hidróxi e carboxila e R4 e R5 são selecionados independentemente de hidrogê- nio, sódio, potássio, amônio ou um radical orgânico. O pH da solução acidificante está entre cerca de 1,9 e cerca de 4,8. São formados complexos entre o organofosfonato e os íons monovalentes, os íons divalentes ou uma combinação dos mesmos após a introdução da so- lução de tratamento no poço. A formação é estimulada após introduzir a solução de acidificação de HF tamponada no poço.

[0018] Em outra modalidade da divulgação, é fornecido um méto- do para remediar uma formação de arenito de um poço de petróleo ou gás ou geotérmica. Nesta modalidade, uma solução de acidificação de HF tamponada é introduzida no poço. A solução de acidificação de HF tamponada contém um ácido glutâmico-N, N-diacético, sal ou uma mistura dos mesmos, HF ou um componente gerador de HF ou uma mistura dos mesmos e uma mistura dos mesmos e um organofosfona- to da fórmula: Ri O

NO R2—C—P—O—R4 n3º ..

em que R1, R2 e R3 são selecionados independentemente de grupos hidrogênio, alquila, arila, fosfonatos, fosfatos, acila, amina, hidróxi e carboxila e R4 e R5 são selecionados independentemente de hidrogê- nio, sódio, potássio, amônio ou um radical orgânico. O pH da solução acidificante está entre cerca de 1,9 e cerca de 4,8. Os complexos do organofosfonato e os íons monovalentes, íons divalentes ou combina- ção são formados após introduzir a solução de tratamento no poço. O poço é corrigido através da remoção dos complexos formados.

[0019] Em outra modalidade, uma pré-lavagem pode ser introduzi- da no poço antes de introduzir a solução de tratamento.

[0020] Em outra modalidade, uma descarga excessiva pode ser in- troduzida no poço após introduzir a solução de tratamento e após for- mar os complexos do íon monovalente, íon divalente ou combinação dos mesmos. Descrição Detalhada das Modalidade Preferidas

[0021] As características e vantagens da presente divulgação e características e benefícios adicionais serão facilmente evidentes para os versados na técnica, considerando a seguinte descrição detalhada de modalidades exemplares da presente divulgação.

[0022] Conforme usado neste documento e em várias partes (e tí- tulos) deste pedido de patente, os termos “divulgação”, “presente di- vulgação” e suas variações não se destinam a significar todas as mo- dalidades possíveis abrangidas por esta divulgação ou por qualquer reivindicação(s) específica(s). Assim, o objeto de cada uma dessas referências não deve ser considerado necessário para, ou parte de, todas as modalidades desta ou de quaisquer reivindicações particula- res, meramente por causa dessa referência.

[0023] Certos termos são usados aqui e nas reivindicações anexas para se referir a componentes específicos. Como será compreendido por um versado na técnica, diferentes pessoas podem se referir ao mesmo componente por nomes diferentes. Este documento não tem a intenção de distinguir entre componentes que diferem no nome, mas não na função. Além disso, os termos “incluindo” e “compreendendo” são usados aqui e nas reivindicações anexas de forma aberta e, por- tanto, devem ser interpretados como “incluindo, entre outros ...”. Além disso, a referência aqui e nas reivindicações anexas a componentes e aspectos em um tempo singular não limita necessariamente a presen- te divulgação ou reivindicações anexas a apenas um desses compo- nentes ou aspectos, mas deve ser interpretada geralmente para signi- ficar um ou mais, conforme apropriado e desejável em cada instância particular.

[0024] Como aqui utilizado, o termo “silicioso” refere-se à caracte- rística de possuir sílica e / ou silicato. A maioria das formações de arenito é composta por mais de 50 a 70% de partículas de quartzo de areia, ou seja, sílica (SiO2) unida por várias quantidades de material de cimentação, incluindo carbonato (calcita ou CaCO;) e silicatos.

[0025] O arenito subterrâneo ou as formações siliciosas são trata- das com um fluido ácido para estimular a formação e remover os da- nos da formação. O dano, que prejudica o fluxo de hidrocarbonetos produzidos, é normalmente criado por um acúmulo de finas ou argilas de sílica (aluminossilicatos).

[0026] No processo, o fluido ácido aumenta a produção de hidro- carbonetos, abrindo os poros e aumentando o tamanho dos poros den- tro da formação. O comprometimento da permeabilidade da formação é aprimorado atacando e dissolvendo minerais siliciosos, como argilas e partículas finas de quartzo, que são comumente associados ao en- tupimento de espaços de poros da formação. A permeabilidade é, as- sim, aumentada pela ampliação de passagens para hidrocarbonetos produzidos. No processo, os danos à formação, especialmente em re- giões próximas ao poço, são reparados ainda mais.

[0027] O fluido acidificante aquoso contém (i) um ácido glutâmico- N,N-diacético (GLDA) ou um sal do mesmo ou uma mistura de GLDA e sal de GLDA; (ii) HF ou um componente gerador de HF; e (ili) um or- ganofosfonato. O GLDA melhora a penetração do ácido na formação. A combinação do GLDA ou sal e componente gerador de HF ou HF é altamente eficaz na dissolução e remoção de material silicioso. O flui- do acidificante foi ilustrado como tendo a mesma capacidade de disso- lução em relação a minerais siliciosos que os ácidos da lama.

[0028] Além de desobstruir os espaços porosos da formação, os efeitos prejudiciais causados pela desconsolidação da matriz podem ser eliminados ou drasticamente reduzidos pelo tratamento ácido.

[0029] O GLDA ou sal com HF é usado como uma alternativa a um ácido de lama HCI / HF. Como tal, o fluido acidificante aquoso é livre de HCI.

[0030] O ácido ou sal glutâmico-N N-diacético pode ser utilizado como sal ou ácido glutâmico-N N-diacético puro, bem como ácido glu- tâmico-N, N-diacético ou sal diluído com água ou outros solventes. Quando diluída, a quantidade de ácido glutâmico-N N-diacético, sal ou sua mistura não deve ser inferior a 5% em peso. Preferivelmente, a quantidade de ácido glutâmico-N N-diacético, sal ou mistura dos mes- mos na solução é entre cerca de 5 e cerca de 95 por cento em peso.

[0031] Os sais de ácido glutâmico-N N-diacético preferidos são sais alcalinos, tals como sal de sódio do ácido glutâmico-N,N- diacético; particularmente preferido é o diacetato de glutamato tetras- sódico.

[0032] Tipicamente, a quantidade de ácido glutâmico-N,N- diacético, sal ou mistura dos mesmos no fluido ácido varia de cerca de a cerca de 50 por cento em peso; preferivelmente menos que cerca de 40, mais preferivelmente menos que cerca de 20, por cento em pe- so. Esta é uma quantidade muito maior que os fluidos acidificantes da técnica anterior que usavam ácidos policarboxílicos para ligar metais. Por exemplo, a quantidade de ácido policarboxílico necessária em um ácido 15% em peso no fluido acidificante para ligar 1.000 ppm de Fe*? no fluido foi de 0,14% em peso.%.

[0033] Para atingir o aumento máximo da permeabilidade, a razão entre a concentração de GLDA (ou sal) e HF no fluido é geralmente de -5: 1 em peso a 10: 0,1, geralmente de 20: 1 e o mais normalmente em torno de 10: 1

[0034] Durante o período de dissolução do material silicioso, o GLDA e o HF reagem com minerais de argila e carbonato na forma- ção. Os íons monovalentes e / ou divalentes são gerados durante o processo. O organofosfonato serve como um agente sequestrante e complexa os íons monovalentes e / ou íons divalentes. Na ausência do organofosfonato, os íons monovalentes e / ou divalentes não com- plexos criariam precipitantes como hexafluorossilicatos de sódio e po- tássio, fluoreto de cálcio e sílica hidratada. A presença do organofos- fonato no fluido minimiza ou elimina a criação de tais precipitados. À permeabilidade da formação é aumentada minimizando ou impedindo a reação dos íons monovalentes, íons divalentes ou uma combinação dos mesmos com componentes no poço que não seja o organofosfo- nato.

[0035] Ao formar os complexos com os íons monovalentes e / ou divalentes, os precipitados não são depositados nos meios porosos. O teste de inundação do núcleo do fluido aquoso mostrou menos de 15% de íons monovalentes e / ou divalentes não complexos no efluente. À permeabilidade da formação é, portanto, aprimorada. Isso melhora ainda mais a eficácia da interação de GLDA e HF no processo de aci- dificação.

[0036] A quantidade de HF ou componente gerador de HF na so- lução de acidificação é geralmente entre cerca de 0,25 a cerca de 20 por cento em peso, preferencialmente entre cerca de 0,5 a cerca de 10 por cento em peso, mais preferivelmente entre 1,0 e 6 por cento em peso (com base no peso total do fluido aquoso).

[0037] O organofosfonato é preferivelmente um ácido ou sal (bem como ésteres) da fórmula: Ri Oo No A RE ET ITo—Rt R3 Ú O-—RS5 em que R1, R2 e R3 podem ser hidrogênio, alquila, arila, fosfonatos, fosfatos, acilamina, hidróxi e grupos carboxila e R4 e R5 podem con- sistir em hidrogênio, sódio, potássio, amônio ou um radical orgânico.

[0038] A concentração do organofosfonato na solução acidificante é geralmente entre cerca de 0,25 e cerca de 50,0, preferivelmente en- tre cerca de 0,5 e cerca de 6,0, mais preferivelmente cerca de 1a 5, por cento em peso da solução total.

[0039] Exemplos de organofosfonatos incluem aminotri (ácido me- tileno fosfônico) e seu sal pentassódico, ácido 1-hidroxietilideno-1,1- difosfônico e seu sal tetrassódico, ácido hexametilenodiaminotetra (metileno fosfônico) e seu sal hexapotássico e ácido dietilenotriamino- penta (metileno fosfônico) e seu sal hexassódico.

[0040] Embora não seja necessário, o fluido acidificante pode con- ter ainda um ácido orgânico ou ácido bórico. Quando presente, a fonte de HF pode ser um componente gerador de HF, como bifluoreto de amônio ou fluoreto de amônio ou uma combinação dos mesmos. O uso de um componente gerador de HF oferece um meio de reduzir a taxa de reação de HF dentro da área ao redor do poço, à medida que a hidrólise lenta do bifluoreto de amônio ou fluoreto de amônio é con- vertida em HF. Embora o uso do componente gerador de HF permita que o ácido penetre um pouco mais na formação (comparado ao fluido que contém HF), ele não elimina a formação de precipitados e o entu- pimento da matriz.

[0041] O pH do fluido ácido aquoso está tipicamente na faixa de cerca de 1,5 a cerca de 4,8. Geralmente, o pH do fluido ácido é ge- ralmente muito mais alto que os ácidos de lama convencionais, estan- do geralmente na faixa de pH 2,2 a cerca de 3,8.

[0042] Em uma modalidade, o fluido ácido pode conter um agente tamponante ou pode ser tamponado pelo uso de um agente espuman- te gasoso. O tamponamento para um pH elevado tem vantagens em termos de corrosão e reatividade geral, permitindo uma penetração mais profunda na matriz de ácido vivo e requisitos reduzidos para ini- bidores de corrosão. Outras vantagens de fluidos de pH mais alto in- cluem risco reduzido para equipamentos de superfície, incluindo tubu- lações, risco reduzido para o ambiente e para o pessoal, exigência química reduzida para neutralização, risco reduzido de criação de lo- dos e emulsões e risco reduzido de perturbação nas instalações do processo.

[0043] Antes e / ou subsequentemente à introdução do fluido acidi- ficante no poço, uma solução ácida tamponada com pH pode ser in- troduzida no poço. A solução de ácido tamponado tem tipicamente um pH substancialmente equivalente ao da solução de acidificação. Quando usada em formações de arenito, a solução de ácido tampona- do pode ser empregada antes de introduzir a solução de acidificação ou após introduzir a solução de acidificação no poço. A solução de ácido tamponado, tipicamente, tem um pH de pelo menos 3,2 e geral- mente tem um pH de cerca de 3,2 a cerca de 4,8. O pH da solução de ácido tamponado é substancialmente equivalente ao pH da solução de acidificação do arenito. A solução de ácido tamponado com pH é isen- ta de HF e preferivelmente não contém nenhum outro ácido inorgânico como HCl. A solução de ácido tamponado pode conter um ácido or-

gânico. Em uma modalidade preferida, a solução de ácido tamponado e a sua aplicação é a divulgada na Patente US 7.059.414, aqui incor- porada por referência.

[0044] Descobriu-se se que o fluido aquoso aqui divulgado é útil em poços de alta temperatura sem problemas de gerenciamento de corrosão. Em alguns casos, a temperatura do poço pode ser superior a 360ºF, 400ºF, 450ºF ou 500ºF

[0045] Embora o fluido acidificante aquoso divulgado ofereça um tratamento de estimulação / remediação corrosivo baixo, ele pode op- cionalmente conter um inibidor de corrosão. O fluido aquoso reduz as- sim os efeitos corrosivos que os ácidos podem ter nos tubulares dos poços. Os inibidores de corrosão adequados podem incluir nitritos, ni- tratos, fosfatos, silicatos e benzoatos de metais alcalinos. Os inibido- res orgânicos adequados representativos incluem composto de ácido neutralizado por hidrocarbilamina e hidrocarbilamina substituído por hidróxi, como fosfatos neutralizados e ésteres de hidrocarbilfosfato, ácidos graxos neutralizados (por exemplo, os com 8 a cerca de 22 átomos de carbono) e hidrocarbilsulfonatos neutralizados. Os ésteres de sal misto de succinimidas alquiladas também são úteis. Os inibido- res de corrosão também podem incluir as alcanolaminas como etano- lamina, dietanolamina, trietanolamina e as propanolaminas correspon- dentes, bem como morfolina, etilenodiamina, N N-dietil etanolamina, alfa e gama-picolina, piperazina e isopropilaminoetanol. Além disso, o inibidor de corrosão pode compreender um tensoativo aniônico, como sarcosinatos de alquila e outros agentes divulgados na Patente US No.

7.994.102, aqui incorporada por referência.

[0046] O fluido acidificante pode ainda conter um intensificador de inibidor de corrosão. Os intensificadores do inibidor de corrosão ade- quados incluem formato de sódio, formato de potássio, metilformato, etilformato, iodeto de sódio, iodeto de potássio, iodeto de cobre, iodeto molecular, bem como combinações dos mesmos.

[0047] Quando presente, a quantidade de inibidor de corrosão e / ou intensificador do inibidor de corrosão no fluido aquoso pode variar de cerca de 0,1% em volume a cerca de 15% em volume; alternativa- mente, de cerca de 0,1% em volume a cerca de 10% em volume; ou alternativamente, de cerca de 0,5% em volume a cerca de 6% em vo- lume. %.

[0048] Em uma modalidade preferida, o fluido acidificante contém um não emulsificante para impedir a formação de emulsões no fluido acidificante. Os não emulsificantes convencionais podem ser usados.

[0049] A utilização do fluido ácido aquoso aqui divulgado não re- quer pré-lavagem ou lavagem excessiva. Por não exigir o uso de uma solução de pré-lavagem, o método divulgado neste documento é mais ecológico que outros métodos oferecidos na técnica anterior. Além disso, não exigir pré-lavagem ou lavagem excessiva oferece risco mi- nimo de reações indesejadas com a rocha do reservatório.

[0050] Embora não seja necessário, no entanto, uma solução de pré-lavagem ou lavagem excessiva, como soluções de lavagem à ba- se de cloreto de amônio, pode ser usada.

[0051] Além de abrir os canais de poros na formação, a solução acidificante pode ser empregada na remediação de poços de petróleo, gás e geotérmica na remoção de depósitos indesejados do poço e do equipamento de produção.

[0052] Além de seu uso na acidificação de matrizes, a invenção é aplicável na remediação de poços de petróleo, gás e geotérmica pela remoção de depósitos do poço e do equipamento de produção. Tais depósitos se formam e / ou se acumulam no poço, equipamento de produção e recuperação e revestimento do poço. Tais depósitos acu- mulados afetam a produtividade e são normalmente removidos antes da cimentação ou da introdução de fluidos de completação no furo de poço. O fluido ácido aquoso é introduzido no poço para remover os depósitos indesejados antes e introduzir um fluido de estimulação. Em uma modalidade preferida, a invenção é usada para remover depósi- tos siliciosos no interior de tubulares de poço.

[0053] Na remediação de poço, a solução acidificante é preferi- velmente injetada diretamente no furo de poço através da tubulação de produção ou através do uso de tubulação espiralada ou mecanismos de entrega semelhantes. Uma vez no fundo do poço, a solução corri- ge os danos causados durante o tratamento do poço, como, por exemplo, fluidos de estimulação e lamas de fluido de perfuração, dis- persando e removendo os materiais siliciosos da formação e do poço.

[0054] Embora as modalidades exemplares da divulgação tenham sido mostradas e descritas, muitas variações, modificações e / ou alte- rações do sistema, aparelho e métodos da presente divulgação, como nos componentes, detalhes de construção e operação, arranjo de pe- ças e / ou métodos de uso são possíveis contemplados pelo(s) reque- rente(s) da patente, dentro do escopo das reivindicações anexas, e podem ser feitos e utilizados por um versado na técnica sem se afastar do espírito ou ensinamentos da divulgação e escopo de reivindicações anexas. Assim, toda a matéria aqui apresentada ou mostrada nos de- senhos anexos deve ser interpretada como ilustrativa e o escopo da divulgação e as reivindicações anexas não deve ser limitado às moda- lidades descritas e mostradas aqui.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método para aumentar a permeabilidade de uma forma- ção subterrânea siliciosa, caracterizado pelo fato de que compreende: (a) introduzir em um poço que penetra uma formação sub- terrânea siliciosa um fluido compreendendo (i) um ácido glutâmico- N, N-diacético ou sal ou uma mistura dos mesmos; (ii) HF ou um com- ponente que gera HF; e (iii) um organofosfonato selecionado do grupo que consiste em ácido 1-hidroxietilidina-1,1-difosfônico, dietileno tria- mina penta (ácido metileno fosfônico) e aminotri (ácido metileno fosfô- nico) e suas misturas; (b) reagir o ácido glutâmico-N, N-diacético, sal ou mistura dos mesmos e o componente que gera HF ou HF com a formação subterrânea siliciosa e gerar íons monovalentes não complexos, íons divalentes ou uma combinação dos mesmos; e (c) formar um complexo sequestrando os íons monovalen- tes não complexos, íons divalentes ou combinação dos mesmos com o organofosfonato.

2. Método para estimular a produção em uma formação subterrânea siliciosa de um poço de petróleo ou gás, caracterizado pe- lo fato de que compreende: (a) preparar uma solução de tratamento contendo (i) um ácido glutâmico-N, N-diacético, sal ou uma mistura dos mesmos; (ii) HF ou um componente gerador de HF; e (iii) quantidade eficaz de um composto organofosfonato capaz de sequestrar íons monovalentes, íons divalentes ou uma combinação dos mesmos; (b) introduzir a solução de tratamento no poço; (c) colocar a formação em contato com a solução de trata- mento; (d) dissolver materiais siliciosos da formação e gerar íons monovalentes, íons divalentes ou uma combinação dos mesmos;

(e) complexar os íons monovalentes gerados, íons divalen- tes ou uma combinação dos mesmos com o composto organofosfona- to, de modo que a formação de precipitados dos íons monovalentes, íons divalentes gerados ou combinação dos mesmos seja minimizada ou evitada; e (f) produzir hidrocarbonetos a partir da formação siliciosa.

3. Método para tratar uma formação siliciosa para aumen- tar a permeabilidade da formação, caracterizado pelo fato de que compreende as etapas de: (a) preparar uma solução de tratamento contendo um ácido glutâmico-N, N-diacético, sal ou uma mistura dos mesmos, HF ou um componente gerador de HF e um organofosfonato selecionado do gru- po que consiste em ácido 1-hidroxietilidina-1,1-difosfônico , dietileno triamina penta (ácido metileno fosfônico) e aminotri (ácido metileno fosfônico) e misturas dos mesmos; (b) colocar a formação siliciosa penetrada por um poço em contato com a solução de tratamento, de modo que os materiais silici- osos dentro da formação sejam dissolvidos; (c) formar complexos do organofosfonato com íons mono- valentes, íons divalentes ou uma combinação dos mesmos gerados na etapa (b); e (d) aumentar a permeabilidade da formação minimizando ou impedindo a reação dos íons monovalentes, íons divalentes ou uma combinação dos mesmos com componentes no poço que não seja o organofosfonato.

4. Método, de acordo com qualquer uma das reivindica- ções 1| a 4, caracterizado pelo fato de que o fluido compreende ainda um ácido orgânico.

5. Método, de acordo com qualquer uma das reivindica- ções 1 a 8, caracterizado pelo fato de que o pH do fluido está entre cerca de 1,9 e cerca de 4,8.

6. Método para estimular a formação de arenito de um po- ço de petróleo ou gás ou geotérmica, caracterizado pelo fato de que: (a) introduzindo no poço de uma solução acidificante de HF tamponada que compreende: (i) um ácido glutâmico-N N-diacético, sal ou uma mistura dos mesmos; (ii) HF ou um componente gerador de HF ou uma mistura dos mesmos; (ili) um organofosfonato da fórmula: Ri O

NO A R2—C—P—O—R4 n3 does em que R1, R2 e R3 são selecionados independentemente de grupos hidrogênio, alquila, arila, fosfonatos, fosfatos, acila, amina, hidróxi e carboxila e R4 e R5 são selecionados independentemente de hidrogê- nio, sódio, potássio, amônio ou um radical orgânico. e em que o pH da solução acidificante está entre cerca de 1,9 e cerca de4,8;e (b) formar complexos do organofosfonato com íons mono- valentes, íons divalentes ou uma combinação dos mesmos após a in- trodução da solução de tratamento no poço; e (d) estimular a formação após a introdução da solução de acidificação de HF tamponada no poço.

7. Método para remediar a formação de arenito de um po- ço de petróleo ou gás ou geotérmica, caracterizado por: (a) introduzir no poço de uma solução acidificante de HF tamponada que compreende: (i) um ácido glutâmico-N N-diacético, sal ou uma mistura dos mesmos; (ii) HF ou um componente gerador de HF ou uma mistura dos mesmos; (iii) um organofosfonato da fórmula: Ri O

NO A R2—C—P—O—R4 83 E em que R1, R2 e R3 são selecionados independentemente de grupos hidrogênio, alquila, arila, fosfonatos, fosfatos, acila, amina, hidróxi e carboxila e R4 e R5 são selecionados independentemente de hidrogê- nio, sódio, potássio, amônio ou um radical orgânico. e em que o pH da solução acidificante está entre cerca de 1,9 e cerca de 4,8; e (b) formar complexos do organofosfonato com íons mono- valentes, íons divalentes ou uma combinação dos mesmos após a in- trodução da solução de tratamento no poço; e (d) remediar o poço removendo os complexos formados a partir dele.

8. Método, de acordo com qualquer uma das reivindica- ções 1 a 7, caracterizado pelo fato de que os organofosfonatos são se- lecionados do grupo que consiste em ácido 1-hidroxietilidina-1,1- difosfônico, dietileno triamina penta (ácido metileno fosfônico) e amino- tri (ácido metileno fosfônico) e suas misturas.

9. Método, de acordo com qualquer uma das reivindica- ções 1 a 8, caracterizado pelo fato de que compreende ainda introduzir uma pré-lavagem no poço antes de introduzir a solução de tratamento.

10. Método, de acordo com qualquer uma das reivindica- ções 1 a 9, caracterizado pelo fato de que compreende ainda introduzir uma superlavagem no poço após introduzir a solução de tratamento e após formar os complexos do íon monovalente, íon divalente ou com- binação dos mesmos.

11. Método, de acordo com qualquer uma das reivindica- ções 1 a 10, caracterizado pelo fato de que o sal de ácido glutâmico- N N-diacético ou mistura de ácido glutâmico N N-diacético e sal de ácido glutâmico-N N-diacético inclui um sal de sódio de ácido glutâmi- cOo-N N-diacético.

12. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracteriza- do pelo fato de que o sal de ácido glutâmico-N N-diacético é diacetato de glutamato tetrassódico.

13. Método, de acordo com qualquer uma das reivindica- ções 1 a 12, caracterizado pelo fato de que o componente gerador de HF é bifluoreto de amônio ou fluoreto de amônio ou uma combinação dos mesmos.

14. Método, de acordo com qualquer uma das reivindica- ções 1 a 13, caracterizado pelo fato de que o fluido compreende ainda um inibidor de corrosão.

15. Método, de acordo com qualquer uma das reivindica- ções 1 a 14, caracterizado pelo fato de que o fluido compreende ainda um não emulsificante.

16. Método, de acordo com qualquer uma das reivindica- ções 14 a 16, caracterizado pelo fato de que o fluido compreende ain- da um intensificador do inibidor de corrosão.