BR112020010774A2

BR112020010774A2 - fluidos de fundo de poço com propriedades reológicas equilibradas, métodos de fabricação e aplicações deles

Info

Publication number: BR112020010774A2
Application number: BR112020010774-3A
Authority: BR
Inventors: Dennis Clapper
Original assignee: Baker Hughes Holdings Llc
Priority date: 2017-12-20
Filing date: 2018-11-30
Publication date: 2020-11-24
Also published as: US20190185728A1; MX2020005811A; WO2019125725A1

Abstract

A presente invenção se refere a um método de tratamento de um furo do poço, de uma formação subterrânea ou de uma combinação deles, que compreende introduzir no furo de poço, na formação subterrânea ou em uma combinação deles, um fluido de tratamento que compreende: um veículo líquido; uma pluralidade de partículas primárias microdimensionadas; uma pluralidade de partículas secundárias nanodimensionadas dispostas sobre uma superfície das partículas primárias; e um solvente que é imiscível com o veículo líquido e que reveste as partículas primárias; sendo as partículas secundárias e o solvente selecionados de modo que o fluido de tratamento tenha uma propriedade reológica reduzida se comparado com um fluido de referência de outro modo idêntico que não contém o solvente ou as partículas secundárias e realiza uma operação de perfuração, uma operação de completação, uma operação de recondicionamento, uma operação de abandono, ou uma combinação compreendendo pelo menos um dos itens anteriormente mencionados.

Description

"FLUIDOS DE FUNDO DE POÇO COM PROPRIEDADES REOLÓGICAS EQUILIBRADAS, MÉTODOS DE FABRICAÇÃO E APLICAÇÕES DELES" REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDOS DE DEPÓSITO CORRELATOS

[0001] Este pedido reivindica o benefício do pedido US nº 15/847984, depositado em 20 de dezembro de 2017, que está incorporado na presente invenção, a título de referência, em sua totalidade.

ANTECEDENTES

[0002] Um grande desafio encontrado no projeto de fluidos de fundo de poço é o controle das propriedades reológicas associadas à alta carga de sólidos necessária para muitos fluidos de fundo de poço. Por exemplo, minerais de alta densidade são, muitas vezes, adicionados aos fluidos de perfuração para controlar a pressão de formação. A barita é o material de lastro comumente usado e as adições de barita aos fluidos de perfuração podem se aproximar dos 50% em volume. Esta carga de barita finamente moída juntamente com outros componentes fluidos incluindo sólidos de perfuração incorporados pode produzir um fluido extremamente viscoso com propriedades reológicas indesejáveis como alta viscosidade, alto limite de resistência e altas forças de gel. Os métodos convencionais para reduzir essas propriedades reológicas incluem diluição, com o uso de um agente adensante com uma densidade mais alta, ajuste da razão óleo-água para fluidos à base de óleo, ou o uso de desfloculantes, agente umectante, e similares. Métodos alternativos para controlar as propriedades reológicas de fluidos de fundo de poço são desejáveis na técnica.

SUMÁRIO

[0003] O fluido de tratamento de fundo de poço com propriedade reológica reduzida compreende um veículo líquido; uma pluralidade de partículas primárias microdimensionadas; uma pluralidade de partículas secundárias nanodimensionadas dispostas sobre uma superfície das partículas primárias; e um solvente que é imiscível com o veículo líquido e que reveste as partículas primárias, sendo que o fluido de tratamento é um fluido de perfuração, fluido de perfuração do reservatório ("drill-in fluid"), um fluido de fraturamento, um fluido de manutenção, ou um fluido de empacotamento com cascalho ("gravel pack"); sendo as partículas primárias e o solvente selecionados de modo que o fluido de tratamento tenha uma propriedade reológica reduzida se comparado a um fluido de referência de outro modo idêntico que não contém o solvente ou as partículas secundárias.

[0004] Em uma modalidade, um método para reduzir uma propriedade reológica de um fluido de tratamento de fundo de poço compreende combinar um primeiro fluido com um solvente e uma pluralidade de partículas secundárias nanodimensionadas, sendo que o primeiro fluido compreende uma pluralidade de partículas primárias microdimensionadas e um veículo líquido que é imiscível com o solvente; revestir as partículas primárias com o solvente; e dispor as partículas secundárias sobre uma superfície das partículas primárias, sendo que o fluido de tratamento é um fluido de perfuração, um fluido de perfuração do reservatório, um fluido de fraturamento, um fluido de manutenção, ou um fluido de empacotamento com cascalho; e sendo as partículas secundárias e o solvente selecionados de modo que o fluido de tratamento tenha uma propriedade reológica reduzida se comparado a um fluido de referência de outro modo idêntico que não contém o solvente ou as partículas secundárias.

[0005] Em uma outra modalidade, o método para reduzir uma propriedade reológica de um fluido de tratamento de fundo de poço compreende colocar uma pluralidade de partículas primárias microdimensionadas em contato com um solvente e uma pluralidade de partículas secundárias nanodimensionadas; revestir as partículas primárias com o solvente; dispor as partículas secundárias sobre uma superfície das partículas primárias para obter uma composição modificadora; combinar a composição modificadora com um veículo líquido imiscível com o solvente para formar um fluido de tratamento de fundo de poço que é um fluido de perfuração, um fluido para perfuração do reservatório, um fluido de fraturamento, um fluido de manutenção, ou um fluido de empacotamento com cascalho; sendo as partículas secundárias e o solvente selecionados de modo que o fluido de tratamento tenha uma propriedade reológica reduzida se comparado a um fluido de referência de outro modo idêntico que não contém o solvente ou as partículas secundárias.

[0006] Um método de tratamento de um furo de poço, de uma formação subterrânea ou de uma combinação deles compreende introduzir no furo de poço, na formação subterrânea ou uma combinação deles, o fluido de tratamento conforme descrito acima, e realizar uma operação de perfuração, uma operação de completação, uma operação de recondicionamento, uma operação de abandono, ou uma combinação compreendendo pelo menos um dos itens anteriormente mencionados.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0007] Descobriu-se que as propriedades reológicas dos fluidos de tratamento de fundo de poço podem ser reduzidas mediante o uso de certas nanopartículas e solventes. A descoberta possibilita a fabricação de vários fluidos de tratamento de fundo de poço com propriedades reológicas reduzidas, como viscosidade reduzida, limite de resistência reduzido e/ou força de gel reduzida. Os fluidos de tratamento podem ser à base de óleo ou aquosos e conter um veículo líquido, partículas primárias micronizadas, partículas secundárias nanodimensionadas dispostas sobre uma superfície das partículas primárias, e um solvente que reveste as partículas primárias. Sem se ater à teoria, acredita-se que o solvente e as partículas secundárias alterem a hidrofobicidade ou oleofobicidade das partículas primárias, reduzindo assim as propriedades reológicas dos fluidos de tratamento contendo as partículas primárias.

[0008] Como usado aqui, as partículas primárias têm um tamanho médio de partícula de cerca de 5 mícrons a cerca de 500 mícrons ou de cerca de 10 mícrons a cerca de 400 mícrons ou de cerca de 30 mícrons a cerca de 250 mícrons. As partículas primárias podem incluir partículas sólidas suspensas em fluidos de tratamento de fundo de poço conhecidos na técnica. Partículas primárias exemplificadoras incluem agentes adensantes como barita, hematita, galena,

ilmenita, siderita, carbonato de cálcio ou uma combinação que compreende ao menos um dos anteriormente mencionados.

[0009] A quantidade das partículas primárias depende dos fluidos de tratamento de fundo de poço específicos formulados e dos materiais para as partículas primárias. Em geral, as partículas primárias podem estar presentes em uma quantidade de cerca de 1 a cerca de 60% em volume ou de cerca de 5% em volume a cerca de 40% em volume, com base no volume total dos fluidos de tratamento.

[0010] As partículas secundárias são genericamente nanopartículas. Nanopartículas são partículas que têm pelo menos uma dimensão que é menor que 1 mícron. Em uma modalidade, as partículas secundárias compreendem nanopartículas com um tamanho médio de partícula de cerca de 5 nanômetros a cerca de 500 nanômetros, de cerca de 10 nanômetros a cerca de 250 nanômetros, ou de cerca de nanômetros a cerca de 150 nanômetros. Quando medida sob as mesmas condições, a razão do tamanho médio de partícula das partículas primárias em relação ao tamanho médio de partícula das partículas secundárias é de cerca de 8.000:1 a cerca de 100:1, ou de cerca de 5.000:1 a cerca de 250:1, ou de cerca de 5.000:1 a cerca de 500:1. As nanopartículas podem incluir nanopartículas, nano-hastes, nanotubos, nanocristais capilares, nanofitas, nanofolhas, nanoplaquetas esféricos ou elipsoidais, ou similares, ou uma combinação dos mesmos. Em uma modalidade, as nano-hastes, nanotubos, nanocristais capilares, nanofitas, e nanofolhas podem ter ramificações, se desejado.

[0011] As partículas secundárias exemplificadoras incluem nanopartículas de carbonato inorgânico, nanopartículas carbonáceas, nanopartículas de óxido metálico, nanopartículas de cerâmica, nanopartículas compósitas, ou uma combinação compreendendo pelo menos um dos itens anteriormente mencionados.

[0012] Exemplos de nanopartículas de carbonato inorgânico incluem nanopartículas de carbonato de cálcio.

[0013] Exemplos de nanopartículas carbonáceas são fulerenos, nanotubos de carbono, nanotubos de carbono revestidos de metal, nanopartículas de grafite,

nanopartículas de grafeno, ou similares, ou uma combinação compreendendo pelo menos uma dentre as nanopartículas anteriormente mencionadas. Em uma outra modalidade, as nanopartículas podem ser nanopartículas compósitas. Nanopartículas compósitas exemplificadoras incluem, mas não se limitam a nanopartículas carbonáceas misturadas com nanoargila e/ou nanopartículas de óxido metálico, e/ou nanopartículas de cerâmica.

[0014] As nanopartículas de óxido metálico podem compreender nanopartículas de óxido de magnésio, nanopartículas de óxido de zircônio, nanofitas de óxido de zinco (ZnO), nanofitas de dióxido de estanho (SnO>), nanofios de óxido de índio Ill (In203), nanofitas de óxido de cádmio (CdO), nanofitas de óxido de gálio (Ill) (Ga203), nanofios de óxido de tungstênio (WO;), nanotubos de dióxido de titânio (TiO2), nanopartículas esféricas ou elipsoidais de dióxido de silício, nanopartículas esféricas ou elipsoidais de óxido de alumínio, nanopartículas esféricas ou elipsoidais de óxido de zircônio, nanopartículas esféricas ou elipsoidais de dióxido de titânio, ou similares, ou uma combinação deles. Embora as nanopartículas de óxido metálico anteriormente mencionadas estejam em uma forma, outras formas disponíveis comercialmente disponíveis e que tenham a mesma composição química podem ser usadas. Por exemplo, embora o óxido de zinco acima seja mencionado como tendo a forma de nanofitas, ele pode também ser usado na forma de nanotubos, nanofios, nano-hastes ou nanofolhas, se esses formatos estiverem disponíveis comercialmente.

[0015] Em uma modalidade específica, as partículas secundárias compreendem nanocarbonato de cálcio, nano-óxido de magnésio, nanotubos de carbono, ou uma combinação que compreende pelo menos um dos anteriormente mencionados.

[0016] As partículas secundárias podem estar presentes em uma quantidade de cerca de 0,001% em peso a cerca de 15% em peso ou de cerca de 0,005% em peso a cerca de 10% em peso, com base no peso total dos fluidos de tratamento.

[0017] O veículo líquido e o solvente compreendem água ou óleo. Em uma modalidade, o veículo líquido compreende água e o solvente compreende um óleo. Em uma outra modalidade, o veículo líquido compreende um óleo e o solvente compreende água. O óleo pode ser um óleo diesel, um óleo de parafina, um óleo natural como aqueles de origem vegetal ou animal, um óleo mineral, um óleo cru, um gasóleo, querosene, um solvente alifático, um solvente aromático, um óleo sintético, ou uma combinação compreendendo pelo menos um dos itens anteriormente mencionados.

[0018] Um veículo líquido exemplificador é a salmoura. A salmoura pode ser, por exemplo água do mar, água produzida, salmoura de completação, ou uma combinação delas. As propriedades da salmoura podem depender da identidade e componentes da salmoura. A água do mar, por exemplo, contém diversos constituintes como sulfato, cloreto e metais-traço, além de sais contendo haleto. Por outro lado, a água produzida pode ser água extraída de um reservatório de produção (por exemplo reservatório de hidrocarboneto), produzido a partir do solo. A água produzida é também chamada de salmoura de reservatório e, muitas vezes, contém muitos componentes como bário, estrôncio, e metais pesados, bem como sais de haleto. Além das salmouras de ocorrência natural (água do mar e água produzida), a salmoura de completação pode ser sintetizada a partir de água doce mediante a adição de vários sais como NaCl, CaClz, ou KCI para aumentar a densidade da salmoura até um valor como 10,6 libras por galão de salmoura CaCI

2. As salmouras de completação podem fornecer uma pressão hidrostática otimizada para compensar a pressão do reservatório poço abaixo. As salmouras acima mencionadas podem ser modificadas para incluir um sal adicional. Em uma modalidade, o sal adicional incluído na salmoura é NaCl, KCI, NaBr, MgCl2, CaClb, CaBr2, ZNBr2, NHCI, formiato de sódio, formiato de potássio, formiato de césio e similares. O sal pode estar presente na salmoura em uma quantidade de cerca de 0,5% em peso a cerca de 50% em peso, especificamente de cerca de 1% em peso a cerca de 40% em peso e, mais especificamente, de cerca de 1% em peso a cerca de 25% em peso, com base no peso da salmoura.

[0019] O veículo líquido é usado nos fluidos de tratamento de fundo de poço em quantidades de cerca de 20% em volume a cerca de 99% em volume,

especificamente de cerca de 40 a cerca de 80% em volume e, mais especificamente, de cerca de 50 a cerca de 70% em volume, com base no volume total dos fluidos de tratamento de fundo de poço.

[0020] Os fluidos de tratamento podem compreender adicionalmente um agente dispersante. (também chamado de "dispersante"). As propriedades reológicas dos fluidos de tratamento podem ser reduzidas ainda mais mediante o uso de um agente dispersante. O dispersante pode estar presente em uma quantidade de 0,001% em volume a cerca de 10% em volume ou de cerca de 0,01% em volume a cerca de 5% em volume, com base no volume total dos fluidos de tratamento.

[0021] Quaisquer dispersantes conhecidos para fluidos de tratamento de fundo de poço podem ser usados. Dispersantes exemplificadores incluem sulfosuccinatos de alquila, nonilfenóxi poli(etilenóxi)etanol, éteres alquílicos Cs-16º de polietilenoglicol, poliacrilatos, copolímeros de acrilato-sulfonato, derivados de ácido sulfônico de petróleo, derivados de ácido sulfônico de lignina, derivados de ácido naftaleno sulfônico, sais desses derivados e condensados de formaldeído desses derivados, ou uma combinação que compreende ao menos um dos anteriormente mencionados.

[0022] Alguns dispersantes exemplificadores são revelados na patente US nº

9.828.560. Derivados de ácido sulfônico de petróleo, derivados de ácido sulfônico de lignina, derivados de ácido naftaleno sulfônico, sais desses derivados e condensados de formaldeído desses derivados são descritos adicionalmente na patente US nº. 4.330.301. Um condensado de formaldeído de um produto de sulfonação de naftaleno ou de um derivado de naftaleno que tem um grupo alquila ou um grupo alquenila como o substituinte, ou um sal dele, é especificamente mencionado. Conforme definido aqui, os grupos alquila e alquileno têm de 1a 6 átomos de carbono. Adicionalmente, é adequado o uso de naftaleno ou de um naftaleno substituído contendo um substituinte alquila ou alquenila tendo até 6 átomos de carbono em média, e misturas de tais compostos de naftaleno. Por exemplo, condensados de formaldeído de ácido naftaleno sulfônico, ácido butil naftaleno sulfônico e misturas deles são aceitáveis. Também é adequado que o grau de condensação seja de cerca de 1,2 a cerca de 30, em uma outra modalidade não limitadora de cerca de 1,2 a cerca de 10.

[0023] Aditivos conhecidos tipicamente usados em fluidos de tratamento de fundo de poço também podem ser usados desde que os aditivos não afetem adversamente as propriedades desejadas dos fluidos de tratamento de fundo de poço. Os fluidos de tratamento podem ser um fluido de perfuração, um fluido de perfuração do reservatório, um fluido de fraturamento, um fluido de manutenção, ou um fluido de empacotamento com cascalho. Em uma modalidade, o fluido de tratamento é um fluido de perfuração. Os aditivos para fluidos de perfuração incluem materiais de lastro, modificadores de reologia, viscosificantes, eliminadores de espuma, agentes de combate à perda de fluido, lubrificantes, estabilizantes de xisto ou uma combinação que compreende ao menos um dos anteriormente mencionados.

[0024] Conforme aqui revelado, os fluidos de tratamento têm uma viscosidade relativamente baixa em comparação com fluidos que não contêm o solvente ou as partículas secundárias. A viscosidade mais baixa possibilita um bombeamento mais fácil dos fluidos de tratamento através do equipamento usado no tratamento.

[0025] Em uma modalidade, os fluidos de tratamento conforme aqui revelados exibem uma redução na viscosidade de fluido como uma função da taxa de cisalhamento de cerca de 10 % a cerca de 50 % em relação a um fluido de referência que não contém o solvente e as partículas secundárias a temperaturas entre cerca de -40ºF e cerca de 550 “F.

[0026] Outras propriedades reológicas reduzidas incluem limite de resistência reduzido, força de gel reduzida, e similares, em comparação com um fluido de referência que não contém o solvente ou as partículas secundárias. As propriedades reológicas reduzidas facilitam o manuseio dos fluidos de tratamento em um cenário comercial.

[0027] Os fluidos de tratamento de fundo de poço com propriedades reológicas reduzidas podem ser produzidos primeiro pela dispersão de partículas secundárias nanodimensionadas em um solvente para fornecer um fluido modificador ou uma suspensão modificadora. A razão entre o peso das partículas secundárias e o solvente é de cerca de 1:20 a cerca de 20:1, cerca de 1:10 a cerca de 10:1 ou cerca de 1:1 a cerca de 1:20, ou cerca de 1:1 a cerca de 1:10, ou cerca de 1:2 a cerca de 1:6. O fluido modificador ou a suspensão modificadora é, então, misturado(a) com partículas primárias microdimensionadas. Durante a misturação, o solvente reveste as partículas primárias e as partículas secundárias são dispostas sobre uma superfície das partículas primárias para fornecer partículas primárias modificadas. Como usado aqui, "revestir" significa formar uma membrana ou ser absorvido por uma camada superficial das partículas primárias. As partículas primárias modificadas podem ser incorporadas em um fluido de tratamento que contém um fluido carreador que é imiscível com o solvente para reduzir as propriedades reológicas dos fluidos de tratamento. Um agente dispersante, como aqui revelado, se presente, pode ser incorporado aos fluidos/suspensões modificadores e/ou adicionado diretamente aos fluidos de tratamento finais.

[0028] Em uma outra modalidade, um primeiro e um segundo fluidos são preparados separadamente, sendo que o primeiro fluido compreende um veículo líquido e uma pluralidade de partículas primárias microdimensionadas e o segundo fluido compreende um solvente que é imiscível com o veículo líquido do primeiro fluido e das partículas secundárias nanodimensionadas. Então, o segundo fluido é combinado com o primeiro fluido. Após a misturação, o solvente reveste as partículas primárias e as partículas secundárias nanodimensionadas são dispostas sobre uma superfície das partículas primárias para assim reduzir as propriedades reológicas do primeiro fluido. Um agente dispersante, como aqui revelado, se presente, pode ser incorporado ao primeiro fluido, ao segundo fluido ou a ambos.

[0029] Os fluidos de tratamento podem ser usados em várias aplicações. Um método de tratamento de um furo de poço, de uma formação subterrânea ou de uma combinação deles compreende introduzir o fluido de tratamento no furo de poço, na formação subterrânea ou em uma combinação deles. Quaisquer métodos conhecidos de introdução de fluidos de tratamento no furo de poço podem ser usados. Métodos exemplificadores incluem bombeamento de pressão. Os fluidos de tratamento podem ser aplicados em um processo de injeção contínuo ou em batelada.

[0030] Antes, simultaneamente ou após a introdução do fluido de tratamento, uma operação de furo de poço pode ser conduzida. Essas operações incluem operações de perfuração, operações de completação, operações de recondicionamento, operações de abandono, ou uma combinação compreendendo pelo menos um dos itens anteriormente mencionados.

[0031] Em uma modalidade, a operação de fundo de poço é uma operação de perfuração, e um método de perfuração de um furo de poço em uma formação subterrânea compreende circular um fluido de tratamento, como aqui revelado, como um fluido de perfuração ou um fluido de perfuração do reservatório na formação subterrânea. A trajetória de circulação do fluido de perfuração ou fluido de perfuração do reservatório se estende a partir da plataforma de perfuração para baixo e ao longo da coluna da tubulação de perfuração até a face da broca e de volta através do espaço anular entre a coluna da tubulação de perfuração e a face do furo de poço até a cabeça do poço e/ou riser de perfuração, retornando para a plataforma.

[0032] Em uma outra modalidade, o fluido de tratamento é um fluido de empacotamento com cascalho que inclui adicionalmente um cascalho conhecido na técnica. Um método para formar um pacote de cascalho inclui transportar um cascalho para dentro de uma formação subterrânea com o fluido de tratamento, colocar o cascalho adjacente à formação subterrânea para formar um empacotamento permeável a fluidos que seja capaz de reduzir ou substancialmente evitar a passagem de finos de formação provenientes da formação subterrânea para dentro de um furo de poço, possibilitando ao mesmo tempo a passagem dos fluidos de formação a partir da formação subterrânea para dentro do furo de poço.

[0033] São apresentadas abaixo várias modalidades da revelação.

[0034] Modalidade 1. Método de tratamento de um furo do poço, de uma formação subterrânea ou de uma combinação deles, sendo que o método compreende: introduzir no furo de poço, na formação subterrânea ou em uma combinação deles, um fluido de tratamento que compreende: um veículo líquido; uma pluralidade de partículas primárias microdimensionadas; uma pluralidade de partículas secundárias nanodimensionadas dispostas sobre uma superfície das partículas primárias; e um solvente que seja imiscível com o veículo líquido e que revista as partículas primárias; sendo as partículas secundárias e o solvente selecionados de modo que o fluido de tratamento tenha uma propriedade reológica reduzida em comparação com um fluido de referência de outro modo idêntico que não contém o solvente ou as partículas secundárias; e realizar uma operação de perfuração, uma operação de completação, uma operação de recondicionamento, uma operação de abandono, ou uma combinação compreendendo pelo menos um dos itens anteriormente mencionados.

[0035] Modalidade 2. Método de tratamento, de acordo com qualquer modalidade anterior, em que o fluido de tratamento compreende adicionalmente um agente dispersante.

[0036] Modalidade 3. Método, de acordo com a modalidade 2, em que o agente dispersante compreende um sulfosuccinato de alquila um nonilfenóxi- poli(etilenóxi)etanol, um éter alquílico Cg-10 de polietilenoglicol, um poliacrilato, um copolímero de acrilato-sulfonato, um derivado de ácido sulfônico de petróleo, um derivado de ácido sulfônico de lignina, um derivado de ácido naftaleno sulfônico, um sal do derivado, um condensado de formaldeído do derivado, ou uma combinação que compreende ao menos um dos anteriormente mencionados.

[0037] Modalidade 4. Método, de acordo com qualquer modalidade anterior, em que as partículas primárias têm um tamanho médio de partícula de cerca de 5 mícrons a cerca de 500 mícrons.

[0038] Modalidade 5. Método de acordo com qualquer modalidade anterior, em que as partículas primárias exemplificadoras compreendem barita, hematita, galena, ilmenita, siderita, carbonato de cálcio ou uma combinação que compreende ao menos um dos anteriormente mencionados.

[0039] Modalidade 6. Método, de acordo com qualquer modalidade anterior, em que as partículas primárias estão presentes em uma quantidade de cerca de 1% em volume a cerca de 60% em volume, com base no volume total do fluido de tratamento.

[0040] Modalidade 7. Método, de acordo com qualquer modalidade anterior, em que as partículas secundárias têm um tamanho médio de partícula de cerca de nanômetros a cerca de 500 nanômetros.

[0041] Modalidade 8. Método, de acordo com qualquer modalidade anterior, em que as partículas secundárias compreendem nanopartículas de carbonato inorgânico, nanopartículas carbonáceas, nanopartículas de óxido metálico, nanopartículas de cerâmica, nanopartículas compósitas, ou uma combinação compreendendo pelo menos um dos itens anteriormente mencionados.

[0042] Modalidade 9. Método, de acordo com qualquer modalidade anterior, em que as partículas secundárias estão presentes em uma quantidade de cerca de 0,001% em peso a cerca de 15% em peso, com base no peso total do fluido de tratamento.

[0043] Modalidade 10. Método, de acordo com qualquer modalidade anterior, em que o veículo líquido compreende água e o solvente compreende um óleo.

[0044] Modalidade 11. Método, de acordo com qualquer modalidade anterior, em que o óleo compreende um óleo diesel, um óleo de parafina, um óleo natural, um óleo mineral, um óleo cru, um gasóleo, querosene, um solvente alifático, um solvente aromático, um óleo sintético, ou uma combinação compreendendo pelo menos um dos itens anteriormente mencionados.

[0045] Modalidade 12. Método, de acordo com qualquer modalidade anterior, em que o veículo líquido compreende um óleo e o solvente compreende água.

[0046] Modalidade 13. Método, de acordo com qualquer modalidade anterior, em que o fluido de tratamento é um fluido de perfuração, um fluido de perfuração do reservatório, um fluido de fraturamento, um fluido de manutenção, ou um fluido de empacotamento com cascalho.

[0047] Modalidade 14. Método, de acordo com qualquer modalidade anterior, em que o fluido de tratamento é um fluido de perfuração, um fluido de perfuração do reservatório, e o método compreende adicionalmente circular o fluido de tratamento na formação subterrânea.

[0048] Modalidade 15. Método, de acordo com a modalidade 14, que compreende adicionalmente varrer os cascalhos de perfuração até a superfície do furo de poço com o fluido de tratamento.

[0049] Modalidade 16. Método, de acordo com qualquer modalidade anterior, em que o fluido de tratamento é um fluido de empacotamento com cascalho que compreende adicionalmente um cascalho.

[0050] Modalidade 17. Método, de acordo com a modalidade 16, compreendendo adicionalmente formar um pacote de cascalho com o cascalho transportado para dentro da formação subterrânea pelo fluido de tratamento.

[0051] Modalidade 18. Fluido de tratamento de fundo de poço com uma propriedade reológica reduzida compreendendo: um veículo líquido; uma pluralidade de partículas primárias microdimensionadas; uma pluralidade de partículas secundárias nanodimensionadas dispostas sobre uma superfície das partículas primárias; e um solvente que é imiscível com o veículo líquido e que reveste as partículas primárias, sendo que o fluido de tratamento é um fluido de perfuração, fluido de perfuração do reservatório, um fluido de fraturamento, um fluido de manutenção, ou um fluido de empacotamento com cascalho; e sendo as partículas primárias e o solvente selecionados de modo que o fluido de tratamento tenha uma propriedade reológica reduzida se comparado a um fluido de referência de outro modo idêntico que não contem o solvente ou as partículas secundárias.

[0052] Modalidade 19. Fluido de tratamento de fundo de poço, de acordo com qualquer modalidade anterior, em que o fluido de tratamento compreende adicionalmente um agente dispersante.

[0053] Modalidade 20. Fluido de tratamento de fundo de poço, de acordo com qualquer modalidade anterior, sendo que as partículas primárias compreendem barita, hematita, galena, ilmenita, siderita, carbonato de cálcio, ou uma combinação compreendendo pelo menos um dos anteriormente mencionados; e as partículas primárias estão presentes em uma quantidade de cerca de 1% em volume a cerca de 60% em volume, com base no volume total do fluido de tratamento.

[0054] Modalidade 21. Fluido de tratamento de fundo de poço, de acordo com qualquer modalidade anterior, sendo que as partículas secundárias compreendem nanopartículas “de carbonato inorgânico, nanopartículas carbonáceas, nanopartículas de óxido metálico, nanopartículas de cerâmica, ou uma combinação compreendendo pelo menos um dentre os itens anteriormente mencionados; e as partículas secundárias estão presentes em uma quantidade de cerca de 0,001% em peso a cerca de 15% em peso, com base no peso total do fluido de tratamento.

[0055] Modalidade 22. Fluido de tratamento de fundo de poço, de acordo com qualquer modalidade anterior, sendo que o veículo líquido compreende água e o solvente compreende um óleo.

[0056] Modalidade 23. Fluido de tratamento de fundo de poço, de acordo com qualquer modalidade anterior, em que o veículo líquido compreende um óleo e o solvente compreende água.

[0057] Modalidade 24. Método para reduzir uma propriedade reológica de um fluido de tratamento de fundo de poço, sendo que o método compreende: combinar um primeiro fluido com um solvente e uma pluralidade de partículas secundárias nanodimensionadas, sendo que o primeiro fluido compreende uma pluralidade de partículas primárias microdimensionadas e um veículo líquido que é imiscível com o solvente; revestir as partículas primárias com o solvente; e dispor as partículas secundárias sobre uma superfície das partículas primárias, sendo que o fluido de tratamento é um fluido de perfuração, um fluido de perfuração do reservatório, um fluido de fraturamento, um fluido de manutenção, ou um fluido de empacotamento com cascalho; e sendo as partículas secundárias e o solvente selecionados de modo que o fluido de tratamento tenha uma propriedade reológica reduzida se comparado a um fluido de referência de outro modo idêntico que não contém o solvente ou as partículas secundárias.

[0058] Modalidade 25. Método, de acordo com a modalidade 24, que compreende adicionalmente combinar as partículas secundárias com o solvente para fornecer um segundo fluido e adicionar o segundo fluido ao primeiro fluido.

[0059] Modalidade 26. Método para reduzir uma propriedade reológica de um fluido de tratamento de fundo de poço, sendo que o método compreende: colocar uma pluralidade de partículas primárias microdimensionadas em contato com um solvente e uma pluralidade de partículas secundárias nanodimensionadas; revestir as partículas primárias com o solvente; dispor as partículas secundárias sobre uma superfície das partículas primárias para obter uma composição modificadora; combinar a composição modificadora com um veículo líquido imiscível com o solvente para formar um fluido de tratamento de fundo de poço que é um fluido de perfuração, um fluido de perfuração do reservatório, um fluido de fraturamento, um fluido de manutenção, ou um fluido de empacotamento com cascalho; sendo as partículas secundárias e o solvente selecionados de modo que o fluido de tratamento tenha uma propriedade reológica reduzida se comparado a um fluido de referência de outro modo idêntico que não contém o solvente ou as partículas secundárias.

[0060] Todas as faixas reveladas na presente invenção são inclusivas dos pontos de extremidade, e os pontos de extremidade são independentemente combináveis entre si. Conforme usado na presente invenção, o termo "combinação" é inclusivo de blendas, misturas, ligas, produtos de reação e similares. Todas as referências são incorporadas aqui a título de referência em sua totalidade.

[0061] O uso dos termos "um", "uma", "o" e "a" e referências similares no contexto de descrever a invenção (especialmente no contexto das reivindicações a seguir) deve ser interpretado como abrangendo tanto o singular quanto o plural, exceto onde indicado em contrário na presente invenção ou claramente contradito pelo contexto. "Ou" significa "e/ou". O modificador "cerca de" usado em conexão com uma quantidade é inclusivo do valor declarado e tem o significado ditado pelo contexto (por exemplo, ele inclui o grau de erro associado à medição da quantidade específica). Como usado aqui, o tamanho ou o tamanho médio das partículas se refere à maior dimensão das partículas e pode ser determinado através de tecnologia de microscopia de força atômica ou eletrônica de alta resolução.

Tamanho médio de partícula significa tamanho médio numérico de partícula.

Claims

REIVINDICAÇÕES 1 Método para tratamento de um furo do poço, de uma formação subterrânea ou de uma combinação deles, sendo o método caracterizado por compreender: introduzir no furo de poço, na formação subterrânea, ou em uma combinação deles, um fluido de tratamento que compreende: um veículo líquido; uma pluralidade de partículas primárias microdimensionadas; uma pluralidade de partículas secundárias nanodimensionadas dispostas sobre uma superfície das partículas primárias; e um solvente que é imiscível com o veículo líquido e que reveste as partículas primárias; sendo que as partículas secundárias e o solvente são selecionados de modo que o fluido de tratamento tenha uma propriedade reológica reduzida se comparado a um fluido de referência de outro modo idêntico que não contém o solvente ou as partículas secundárias; e realizar uma operação de perfuração, uma operação de completação, uma operação de recondicionamento, uma operação de abandono, ou uma combinação compreendendo pelo menos um dos itens anteriormente mencionados.
2 Método, de acordo com a reivindicação 1, sendo o fluido de tratamento caracterizado por compreender adicionalmente um agente dispersante que compreende um sulfosuccinato de alquila, um nonilfenóxi poli(etilenóxi)etanol, um éter alquílico Cs-10º de polietilenoglicol, um poliacrilato, um copolímero de acrilato-sulfonato, um derivado de ácido sulfônico de petróleo, um derivado de ácido sulfônico de lignina, um derivado de ácido naftaleno sulfônico, um sal do derivado, um condensado de formaldeído do derivado, ou uma combinação que compreende ao menos um dos anteriormente mencionados.
3 Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por as partículas primárias terem um tamanho médio de partícula de cerca de 5 mícrons a cerca de 500 mícrons, e compreender barita, hematita, galena, ilmenita, siderita, carbonato de cálcio, ou uma combinação compreendendo pelo menos um dos anteriormente mencionados; e sendo que as partículas primárias estão presentes em uma quantidade de cerca de 1% em volume a cerca de 60% em volume, com base no volume total do fluido de tratamento.
4 Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por as partículas secundárias terem um tamanho médio de partícula de cerca de 5 nanômetros a cerca de 500 nanômetros, e compreenderem nanopartículas de carbonato inorgânico, nanopartículas carbonáceas, nanopartículas de óxido metálico, nanopartículas de cerâmica, nanopartículas compósitas, ou uma combinação compreendendo pelo menos um dentre os itens anteriormente mencionados; e sendo que as partículas secundárias estão presentes em uma quantidade de cerca de 0,001% em peso a cerca de 15% em peso, com base no peso total do fluido de tratamento.
Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por o veículo líquido compreender água e o solvente compreender um óleo.
6 Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por o veículo líquido compreender um óleo e o solvente compreender água.
7 Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado por o fluido de tratamento ser um fluido de perfuração, um fluido de perfuração do reservatório, um fluido de fraturamento, um fluido de manutenção, ou um fluido de empacotamento com cascalho.
8 Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, em que o fluido de tratamento é um fluido de perfuração ou um fluido de perfuração do reservatório, sendo o método caracterizado por compreender adicionalmente circular o fluido de tratamento na formação subterrânea; e, opcionalmente, o método compreender adicionalmente varrer os cascalhos de perfuração até a superfície do furo de poço com o fluido de tratamento.
9 Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado por o fluido de tratamento ser um fluido de empacotamento com cascalho que compreende adicionalmente um cascalho, e opcionalmente o método compreender adicionalmente formar um pacote de cascalho com o cascalho transportado para dentro da formação subterrânea pelo fluido de tratamento.
Fluido de tratamento de fundo de poço com propriedade reológica reduzida caracterizado por compreender: um veículo líquido; uma pluralidade de partículas primárias microdimensionadas; uma pluralidade de partículas secundárias nanodimensionadas dispostas sobre uma superfície das partículas primárias; um solvente que é imiscível com o veículo líquido e que reveste as partículas primárias, e opcionalmente um agente dispersante, sendo que o fluido de tratamento é um fluido de perfuração, um fluido de perfuração do reservatório, um fluido de fraturamento, um fluido de manutenção, ou um fluido de empacotamento com cascalho; e as partículas secundárias e o solvente são selecionados de modo que o fluido de tratamento tenha uma propriedade reológica reduzida se comparado a um fluido de referência de outro modo idêntico que não contém o solvente ou as partículas secundárias.
11 Fluido de tratamento de fundo de poço, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado por as partículas primárias compreenderem barita, hematita, galena, ilmenita, siderita, carbonato de cálcio, ou uma combinação compreendendo pelo menos um dos anteriormente mencionados; e as partículas primárias estão presentes em uma quantidade de cerca de 1% em volume a cerca de 60% em volume, com base no volume total do fluido de tratamento.
12 Fluido de tratamento de fundo de poço, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado por as partículas secundárias compreenderem nanopartículas “de carbonato inorgânico, nanopartículas carbonáceas,

nanopartículas de óxido metálico, nanopartículas de cerâmica, ou uma combinação compreendendo pelo menos um dentre os itens anteriormente mencionados; e as partículas secundárias estão presentes em uma quantidade de cerca de 0,001% em peso a cerca de 15% em peso, com base no peso total do fluido de tratamento.
13 Método para reduzir uma propriedade reológica de um fluido de tratamento de fundo de poço, sendo o método caracterizado por: combinar um primeiro fluido com um solvente e uma pluralidade de partículas secundárias nanodimensionadas, sendo que o primeiro fluido compreende uma pluralidade de partículas primárias microdimensionadas e um veículo líquido que é imiscível com o solvente; revestir as partículas primárias com o solvente; e dispor as partículas secundárias sobre uma superfície das partículas primárias, sendo que o fluido de tratamento é um fluido de perfuração, um fluido de perfuração do reservatório, um fluido de fraturamento, um fluido de manutenção, ou um fluido de empacotamento com cascalho; e as partículas secundárias e o solvente são selecionados de modo que o fluido de tratamento tenha uma propriedade reológica reduzida se comparado a um fluido de referência de outro modo idêntico que não contém o solvente ou as partículas secundárias.
14 Método, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado por compreender adicionalmente combinar as partículas secundárias com o solvente para fornecer um segundo fluido e adicionar o segundo fluido ao primeiro fluido.

Método para reduzir uma propriedade reológica de um fluido de tratamento de fundo de poço, sendo o método caracterizado por: colocar uma pluralidade de partículas primárias microdimensionadas em contato com um solvente e uma pluralidade de partículas secundárias nanodimensionadas; revestir as partículas primárias com o solvente;

dispor as partículas secundárias sobre uma superfície das partículas primárias para fornecer uma composição modificadora;

combinar a composição modificadora com um veículo líquido imiscível com o solvente para formar um fluido de tratamento de fundo de poço, que é um fluido de perfuração, um fluido de perfuração do reservatório, um fluido de fraturamento, um fluido de manutenção, ou um fluido de empacotamento com cascalho;

sendo que as partículas secundárias e o solvente são selecionados de modo que o fluido de tratamento tenha uma propriedade reológica reduzida se comparado a um fluido de referência de outro modo idêntico que não contém o solvente ou as partículas secundárias.