BR112020022854A2 - método para o fraturamento ou estimulação de uma formação contendo hidrocarbonetos, composição de inibidor de corrosão, método para injetar ácido em um furo de poço, método integrado para a perfuração de um revestimento e limpeza de detritos e método para realizar uma operação de fundo de poço - Google Patents
método para o fraturamento ou estimulação de uma formação contendo hidrocarbonetos, composição de inibidor de corrosão, método para injetar ácido em um furo de poço, método integrado para a perfuração de um revestimento e limpeza de detritos e método para realizar uma operação de fundo de poço Download PDFInfo
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Abstract
Um método para o fraturamento
(fracking) ou estimulação de uma formação contendo hidrocarbonetos, o
referido método compreendendo as etapas de: fornecer um furo de poço com
necessidade de estimulação; inserir um tampão no furo de poço em uma
localização predeterminada; inserir uma ferramenta de perfuração e um
ácido de ponta de lança ou de degradação no furo de poço; posicionar a
ferramenta na referida localização predeterminada; perfurar o furo de
poço com a ferramenta, criando assim uma área perfurada; permitir que o
ácido de ponta de lança entre em contato com a área perfurada por um
período de tempo predeterminado suficiente para preparar a formação para
fraturamento ou estimulação; remover a ferramenta do furo de poço; e
iniciar o fraturamento da área perfurada usando um fluido de
fraturamento. É divulgada também uma composição de inibição de corrosão
para uso com a composição ácida.
Description
[001] Esta invenção se refere a um método para realizar operações de recuperação por estimulação aprimoradas em uma formação contendo hidrocarbonetos, mais especificamente a um método para aprimorar a produtividade do poço, enquanto também reduz substancialmente as diferentes entradas (tempo, água etc.).
[002] Na indústria de petróleo e gás, a estimulação com um ácido é realizada em um poço para aumentar ou restaurar a produção. Em alguns casos, um poço apresenta inicialmente baixa permeabilidade e a estimulação é empregada para iniciar a produção a partir do reservatório. Em outros casos, a estimulação ou remediação é usada para promover ainda mais a permeabilidade e o fluxo de um poço já existente que se tornou subprodutivo devido a problemas de incrustação ou esgotamento da formação.
[003] A acidificação é um tipo de tratamento de estimulação que é realizado acima ou abaixo da pressão de fratura do reservatório em um esforço para iniciar, restaurar ou aumentar a permeabilidade natural do reservatório. A acidificação é obtida ao bombear ácido, predominantemente ácido clorídrico, para dentro do poço para dissolver calcário, dolomita e cimento de calcita entre os grãos de sedimento insolúveis em ácido das rochas do reservatório ou para tratar o acúmulo de incrustações.
[004] Existem três tipos principais de aplicações de ácido: acidificação de matriz, acidificação de fratura e acidificação de degradação ou de ponta de lança (bombeado antes de um colchão de fraturamento (fracking) ou outra operação para auxiliar na degradação da formação (reduzir as pressões de fratura, reduzir as pressões da taxa de introdução), bem como limpar restos de cimento no fu de poço ou nas perfurações após a conclusão do processo de perfuração.
[005] Um tratamento ácido de matriz é realizado quando o ácido é bombeado para dentro do poço e para dentro dos poros da formação do reservatório abaixo da pressão de fratura. Nessa forma de acidificação, os ácidos dissolvem a formação de sedimentos e/ou sólidos de lama que estejam inibindo a permeabilidade da rocha, alargando os poros naturais do reservatório (formação de buracos de minhoca) e estimulando o fluxo de hidrocarbonetos para o furo de poço para recuperação.
[006] Enquanto a acidificação de matriz é feita a uma pressão baixa o suficiente para evitar o fraturamento da rocha do reservatório, a acidificação de fratura envolve o bombeamento de ácido para dentro do poço a uma pressão muito alta, fraturando fisicamente a rocha do reservatório e marcando os sedimentos inibidores de permeabilidade. Esse tipo de tratamento ácido forma canais ou fraturas por onde os hidrocarbonetos podem fluir, além de formar uma série de buracos de minhoca. Em alguns casos, um propante é introduzido no fluido, o qual ajuda a abrir as fraturas, aumentando ainda mais o fluxo de hidrocarbonetos para dentro do furo de poço. Existem muitos ácidos minerais e orgânicos diferentes que são usados para realizar tratamento ácido em poços. O tipo mais comum de ácido empregado em poços para estimular a produção é o ácido clorídrico (HCl), que é útil para estimular reservatórios de carbonato.
[007] Provou-se que o fraturamento ou estimulação em um poço melhorará substancialmente a produção, como é de conhecimento dos técnicos no assunto, um poço pode ser fraturado ou estimulado várias vezes durante seu ciclo de vida produtivo. O processo de fraturamento hidráulico ou fracking requer as seguintes etapas. Uma vez que a determinação das áreas do furo de poço contendo hidrocarbonetos foi avaliada, a localização das perfurações é determinada e finalizada. Posteriormente, após um liner ou revestimento cimentado estar no lugar, deve-se bombear um tampão de isolamento e canhões de perfuração até uma profundidade e localização desejadas. O tampão é ajustado ligeiramente além do local desejado para ser estimulado com base no projeto do poço e, em seguida, o revestimento nessa área é perfurado permitindo o acesso a partir do furo de poço para a formação de interesse, criando um caminho para o fluido ser introduzido na formação.
[008] A próxima etapa antes da estimulação requer o uso de canhões de perfuração, normalmente um conjunto de orifício inferior (BHA) com cargas moldadas movidas para uma localização predeterminada dentro do furo de poço. Uma vez na posição, o canhão de perfuração é descarregado, o que perfura o revestimento e inicia um caminho para o fluido de estimulação alcançar a formação.
[009] De acordo com o processo convencional, após o ajuste do tampão e o estágio de perfuração serem concluídos, a ferramenta de perfuração BHA é removida do furo de poço. Uma esfera é bombeada para baixo para isolar as zonas abaixo do tampão, se ainda não estiverem no lugar. Este processo não se aplica a tampões de ponte sólida (sem esfera) com cujo processo é necessário espremer ou introduzir o fluido de furo de poço nas perfurações em taxas baixas ou reduzidas até que o ácido alcance as perfurações ou para iniciar o processo de fratura sem ácido. O desafio com este processo que não utiliza ácido é que a pressão de introdução é tipicamente mais alta do que quando o ácido é introduzido nas perfurações, o que limpará os detritos de cimento, bem como auxiliará na redução das pressões de introdução, particularmente em formações contendo carbonato. Um desafio dentro da indústria é o aumento do tempo e da água necessários para usar o ácido em todas as etapas, portanto, um processo alternativo e sistema de ácido que não aumenta o tempo ou o uso de água é altamente vantajoso.
[010] Um volume de fluido de estimulação é então bombeado para a formação desejada do poço. Normalmente, a alta pressão na qual o fluido de fraturamento é bombeado juntamente com o escalonamento ou taxas de bombeamento e de propante aumentadas na maioria dos casos, fornece um aumento na pressão de fluido dentro da formação que leva a fraturas que são propagadas dentro do reservatório, permitindo o fluxo de hidrocarbonetos para o furo de poço para recuperação.
[011] Após a pressão de ruptura desejada ser alcançada, fluido de fraturamento contendo os agentes adequados são introduzidos na formação para assegurar que as fraturas permaneçam abertas adequadamente após a estimulação ser concluída e as pressões serem reduzidas.
[012] Um cabo liso é um cabo trançado simples usado nas ferramentas de transporte da indústria de petróleo e gás dentro de um poço. Normalmente um único cabo trançado simples instalado em um carretel localizado no que é conhecido como caminhão com cabo liso. Um cabo liso é conectado pelo tambor que é desenrolado da parte de trás do caminhão com cabo liso. Um cabo liso é usado para baixar ferramentas dentro de um furo de poço a fim de realizar uma operação específica.
[013] Em poços altamente desviados, poços de fluxo restrito ou outros métodos mecânicos ou de estimulação específicos podem exigir tubulação em espiral a ser utilizada para transportar ou colocar os canhões de perfuração em posição, ou seja, em uma localização predeterminada. Cabo liso moderno, tubulação em espiral ou cabo de aço também podem permitir a tecnologia de transmissão de informações integrada incorporada que pode comunicar informações em tempo real ao operador, incluindo, mas não se limitando a; profundidade, temperatura e pressão. Esse tipo de informações fornece aos operadores informações suficientes para realizar uma operação de tamponamento e perfuração, visando com precisão as formações desejáveis contendo hidrocarbonetos.
[014] O benefício dessa estratégia é um maior controle da colocação de perfurações e, assim, da estimulação. Em muitos casos, o revestimento de todo o furo de poço permite ao operador um melhor controle da estimulação, produção e outros aspectos do ciclo de vida dos fluidos do reservatório. Isso também permite que o operador selecione a formação que será estimulada a fim de obter maior produção de poço. Isso também permite que o operador vede as seções perfuradas, que tiveram seus hidrocarbonetos extraídos ou estão produzindo óleo ou gás mínimo etc.
[015] Consequentemente, à luz do estado da técnica na tecnologia de fraturamento, existe ainda a necessidade de desenvolver com sucesso um método ou aprimorar o método atual que reduza o desperdício de água, minimize o tempo de equipamento em cada estágio do método, forneça uma taxa de introdução reduzida mais ideal para a etapa, forneça um método e produto químico para garantir o desvio ideal de ácido em todas as perfurações, uma vez que atualmente o ácido tende a seguir o caminho de menor resistência devido à dinâmica de fluido de fundo de poço. A maior parte do ácido alcançará apenas a porção superior das perfurações, causando uma taxa de introdução aumentada ou não ideal e pressões associadas durante a estimulação. A resolução desse problema está em combinar uma composição química com as ferramentas mecânicas em uma ordem específica para alcançar um método de recuperação de óleo mais eficiente.
[016] É um objetivo da presente invenção fornecer um método novo, comercialmente comprovado e bem-sucedido para fraturar um poço que supera algumas desvantagens ou limitações dos métodos convencionais. De acordo com um primeiro aspecto da presente invenção, é fornecido um método para o fraturamento ou a estimulação de uma formação contendo hidrocarbonetos, o referido método compreendendo as etapas de: - fornecer um furo de poço com necessidade de estimulação; - inserir um tampão no furo de poço em uma localização predeterminada; - inserir uma ferramenta de perfuração e um ácido de ponta de lança ou de degradação no furo de poço simultaneamente; - posicionar a ferramenta na referida localização predeterminada; - perfurar o furo de poço com a ferramenta, criando assim o acesso à formação; - permitir que o ácido de ponta de lança entre em contato com a área perfurada por um período de tempo predeterminado suficiente para preparar a formação para fraturamento ou estimulação; - remover a ferramenta de perfuração e o cabo de aço do furo de poço; e - iniciar a estimulação da área perfurada usando um fluido de estimulação.
[017] Preferencialmente, o ácido de ponta de lança compreende um inibidor de corrosão adaptado para evitar a corrosão prejudicial à ferramenta, revestimento e tubulação de cabo de aço ou liso ou em espiral durante o período de exposição aos referidos componentes. Preferencialmente, a ferramenta de perfuração é um canhão de perfuração.
[018] Preferencialmente, também o ácido de ponta de lança é selecionado a partir do grupo consistindo em: ácidos minerais, ácidos orgânicos; ácidos modificados; ácidos sintéticos; e combinações dos mesmos. Mais preferencialmente, o ácido ponta de lança compreende, adicionalmente, um inibidor de corrosão. Ainda mais preferencialmente, o ácido ponta de lança é selecionado a partir do grupo consistindo em: ácido metanossulfônico;
HCl:aminoácido; HCl:alcanolamina. Preferencialmente, o aminoácido é selecionado a partir do grupo consistindo em: lisina; monocloridrato de lisina; alanina; asparagina; ácido aspártico; cisteína; ácido glutâmico; histidina; leucina; metionina; prolina; serina; treonina; valina; e combinações dos mesmos. Preferencialmente, também a alcanolamina é selecionada a partir do grupo consistindo em: monoetanolamina; dietanolamina, trietanolamina e combinações dos mesmos.
[019] De acordo com uma modalidade preferencial da presente invenção, é fornecida uma composição de inibição de corrosão para uso com um ácido, a referida composição compreendendo: citral e/ou cinamaldeído.
[020] Preferencialmente, a composição de inibição de corrosão compreende: - um álcool alquino; - um terpeno, selecionado preferencialmente a partir do grupo consistindo em: citral; carvona; ionona; ocimeno; cimeno; e combinações dos mesmos, mais preferencialmente o terpeno é citral; - cinamaldeído ou um derivado do mesmo; e - um solvente.
[021] Mais preferencialmente, a composição de inibição de corrosão compreende pelo menos um tensoativo. Preferencialmente, o álcool alquino é um álcool propargílico. Preferencialmente, o solvente é selecionado a partir do grupo consistindo em: metanol; etanol; etoxilatos de cadeia curta, como um 6,3- etoxilato; e isopropanol. Mais preferencialmente, o solvente é isopropanol.
[022] Preferencialmente, o alquino está presente em uma quantidade variando de 10 - 40 % v/v da composição. Preferencialmente, também o citral está presente em uma quantidade variando de 5 - 15% v/v da composição. Preferencialmente, também o cinamaldeído ou um derivado do mesmo está presente em uma quantidade variando de 7,5 - 20% v/v da composição. Preferencialmente, também o solvente está presente em uma quantidade variando de 10 - 40% v/v da composição. De acordo com uma modalidade preferencial da invenção, o tensoativo aniônico está presente em uma quantidade variando de 10 - 40 % v/v da composição. Preferencialmente, a marca compreende uma betaína ou uma sultaína. De acordo com uma modalidade preferencial, o tensoativo compreende uma betaína e ß-Alanina, N- (2-carboxietil)-N-dodecil-, sal de sódio (1:1).
[023] Preferencialmente, a composição de inibidor de corrosão compreende, adicionalmente, um iodeto ou iodato metálico selecionado a partir do grupo consistindo em: iodeto de cobre; iodeto de potássio e iodeto de sódio.
[024] De acordo com um aspecto da presente invenção, é fornecido um método para colocar ácido em um furo de poço, o referido método compreendendo as etapas de: - fornecer um furo de poço com necessidade de estimulação; - inserir um tampão no furo de poço em uma localização ligeiramente além de uma localização predeterminada; - inserir uma ferramenta de perfuração e um ácido de ponta de lança ou ácido de degradação no furo de poço; - posicionar a ferramenta na referida localização predeterminada; - perfurar o furo de poço com a ferramenta, criando assim uma área perfurada; e - permitir que o ácido de ponta de lança entre em contato com a área perfurada por um período ou perfuração no ácido predeterminada, assegurando assim o desvio ideal do ácido através dos aglomerados de perfuração.
[025] De acordo com uma modalidade preferencial da presente invenção, a composição de inibição de corrosão é eficaz a uma temperatura de até 110°C e, em algumas composições preferenciais, eficaz a uma temperatura de até 130°C e, em alguns casos, algumas composições preferenciais fornecem proteção eficaz contra a corrosão a uma temperatura de até 180°C por várias horas.
[026] De acordo com um aspecto da presente invenção, a composição de inibição de corrosão fornece proteção eficaz para tanto as ligas de aço carbono quanto aço inoxidável para o período de duração, assim como para as ferramentas, cabo de aço, tubulação em espiral e revestimento que são expostos à composição ácida.
[027] Características e vantagens das modalidades da presente invenção se tornarão aparentes a partir da seguinte descrição detalhada a seguir e das figuras anexas, nas quais: A Figura 1 é um diagrama esquemático ilustrando as etapas gerais de acordo com um método preferencial da presente invenção; A Figura 2 é um gráfico comparativo da resistência à tração de amostras de cabo de aço após exposição a 33% MEA:HCl (em uma proporção molar de 1:6,4) a 110°C (230°F); A Figura 3 ilustra uma comparação lado a lado do procedimento de introdução em operações de pré-fraturamento e fraturamento, o gráfico da esquerda mostrando o processo convencional e o gráfico da direita mostrando uma modalidade preferencial do método de acordo com a presente invenção; A Figura 4 ilustra uma comparação de gráfico de barras lado a lado dos vários tempos de estágio nas operações de pré-fraturamento e fraturamento, o gráfico da esquerda mostrando uma modalidade preferencial do método de acordo com a presente invenção, o gráfico da direita mostrando o processo convencional.
[028] A descrição que se segue e as modalidades nela descritas são fornecidas a título de ilustração de um exemplo, ou exemplos, de modalidades particulares dos princípios da presente invenção. Os exemplos a seguir são fornecidos para fins de explicação, e não de limitação, desses princípios e da invenção.
[029] Em uma operação de tamponamento e perfuração, o tampão é ajustado no poço, é perfurado por uma ferramenta (canhões), em seguida, a ferramenta de perfuração usada é puxada para fora do furo e, em seguida, o ácido é bombeado e circulado para as perfurações (esse processo pode adicionar tempo e consumo de água substanciais para a conclusão da etapa com base nas taxas de bombeamento, taxas de avanço, restrições de fluxo, métodos de conclusão) e uma vez que uma taxa de avanço é alcançada, eles começam a fraturamento para aquela etapa. O processo é então repetido até o número de etapas (mais de 100 vezes em muitos poços está se tornando comum).
[030] De acordo com uma modalidade preferencial da presente invenção, o método permite que um operador bombeie as ferramentas para baixo com o ácido de ponta de lança para perfurar a zona no ácido ou próxima ao ácido e deixar o ácido assentar sobre as perfurações ou deixar o ácido no lugar próximo às perfurações, economizando assim tempo e água substanciais em cada etapa do poço. Isso é seguido pela remoção da ferramenta a partir do furo de poço e início imediato do fraturamento.
[031] De acordo com uma modalidade preferencial da presente invenção, esse método pode economizar até uma (1) hora por etapa (ou ainda mais no caso de algumas formações compactas, componentes de limitação de fluxo, restrições de furo de poço, falhas mecânicas etc.) em um custo médio de $20.000/h (para uma equipe de fraturamento) e até 15.000 galões de água por etapa. Em um poço de 50 etapas, isso pode se traduzir em uma economia de tempo potencialmente superior a $1.000.000, mais a economia de água de até
750.000 galões. A economia potencial com a implementação desse método em operações apenas nos Estados Unidos poderia chegar a mais de várias centenas de milhões de dólares por ano e muitos milhões de galões de água conservados, reduzindo significativamente o impacto sobre o abastecimento de água atual e infraestrutura de gestão.
[032] O HCl é o ácido mais comumente usado em fraturamento ou estimulação de poço. Com isso em mente, deve-se entender que as ferramentas de perfuração, revestimento, tubulares e outras ferramentas ou equipamentos para conclusão de furo de poço são feitos principalmente de aço inoxidável e/ou ligas com alto teor de cromo para garantir longevidade, altos rendimentos de tração e longo ciclo de vida, bem como para fornecer proteção superior contra corrosão de fluidos e gases do furo de poço, mas não a partir de fluidos de HCl ou ácidos padrão e, assim, é altamente vantajoso ter sistemas de ácido forte que possam ser implantados com tais equipamentos com preocupação mínima com a corrosão e que permaneçam totalmente eficazes. Os processos convencionais de tamponamento e perfuração requerem a remoção dos canhões de perfuração imediatamente após o estágio de perfuração, caso contrário, o ácido de ponta de lança destruiria os canhões de perfuração ao longo do tempo devido a sua propensão para atacar ligas resistentes à corrosão, como aço inoxidável, particularmente aço inoxidável 316. Embora a indústria tenha feito esforços para minimizar ainda mais as preocupações com a corrosão com os sistemas de cabos de aço revestidos, o risco de penetração de ácido em revestimentos, tendo efeitos de exposição adversos ou ficando presos entre a armadura e os materiais do cabo, ainda é uma grande preocupação para a indústria. Um fator crítico para permitir um processo ou procedimento intensivo em ácido para ter ligas de aço inoxidável expostas a ácidos fortes, como HCl ou ácidos sintéticos, orgânicos ou modificados, é a capacidade de controlar, minimizar ou virtualmente eliminar a corrosão a um nível abaixo do qual tornaria uma ferramenta de aço inoxidável, cabo de aço ou cabo inutilizável após apenas alguns usos (ou até menos), pois a corrosão pode alterar bastante o rendimento de tração dos cabos ou cabo de aço, arriscando a perda de uma ferramenta que exigiria um processo de recuperação ou içamento dispendioso. Muitos cabos de aço e conjuntos de ferramentas de perfuração podem custar centenas de milhares de dólares para substituir ou reparar devido à corrosão ou falhas catastróficas.
[033] Com o desenvolvimento de um novo inibidor de corrosão que oferece uma proteção substancial contra a exposição ácida de longo prazo em ligas de aço inoxidável contra danos causados pela exposição ao ácido clorídrico (HCl), existe uma possibilidade nunca vista antes de remover um passo do processo de pré-fraturamento em uma grande escala, comprovada e sustentável em uma ampla faixa de temperatura, economizando assim tempo, dinheiro e recursos hídricos substanciais. As vantagens da invenção são contempladas com o uso de composições ácidas ideais (ou seja, eficácia e inibição de corrosão), uma vez que mais poços e mais operações de perfuração podem ser realizadas por dia.
[034] De acordo com uma modalidade preferencial da presente invenção, pode-se usar uma gaiola de esferas para isolar o furo de poço abaixo da área a ser perfurada, uma vez que a composição ácida (compreendendo o inibidor de corrosão) fornece proteção de corrosão suficiente para manter a integridade dos componentes expostos, incluindo, mas não se limitando ao revestimento, cabo de aço, ferramentas de fundo de poço, como ferramentas de perfuração, tubulação em espiral e cabo liso.
[035] Preferencialmente, o tensoativo é selecionado a partir do grupo consistindo em: um tensoativo de sultaína; um tensoativo de betaína; e combinações dos mesmos. Mais preferencialmente, o tensoativo de sultaína e o tensoativo de betaína são selecionados a partir do grupo consistindo em: um tensoativo de amidobetaína; um tensoativo de amidosultaína; e combinações dos mesmos. Ainda mais preferencialmente, o tensoativo de amidobetaína e é selecionado a partir do grupo consistindo em: uma amidobetaína compreendendo uma cauda hidrofóbica de C8 a C16. Mais preferencialmente, o amidobetaína compreendendo uma cauda hidrofóbica de C8 a C16 é cocamidobetaína.
[036] Preferencialmente, também o conjunto de inibição de corrosão compreende, adicionalmente, um tensoativo aniônico. Preferencialmente, o tensoativo aniônico é um tensoativo carboxílico. Mais preferencialmente, o tensoativo carboxílico é um tensoativo dicarboxílico. Ainda mais preferencialmente, o tensoativo dicarboxílico compreende uma cauda hidrofóbica variando de C8 a C16. Mais preferencialmente, o tensoativo dicarboxílico é lauriminodipropionato de sódio.
[037] Mais preferencialmente as modalidades de um conjunto de inibição de corrosão compreendendo cocamidopropilbetaína e ß-Alanina, N-(2- carboxietil)-N-dodecil-, sal de sódio (1:1).
[038] De acordo com uma modalidade preferencial da presente invenção, ao preparar uma composição ácida compreendendo um conjunto de inibição de corrosão, iodetos ou iodatos de metal, tais como iodeto de potássio, iodeto de sódio, iodeto de cobre e iodeto de lítio podem ser adicionados como intensificador de inibidor de corrosão. O iodeto ou iodato está presente preferencialmente em uma porcentagem de peso/volume variando de 0,1 a 1,5%, mais preferencialmente de 0,25 a 1,25%, ainda mais preferencialmente 1% em peso/volume da composição ácida. Mais preferencialmente, o iodeto usado é iodeto de potássio.
[039] De acordo com uma modalidade preferencial da presente invenção, o conjunto de corrosão compreende: 2-Propin-1-ol, composto com metiloxirano; ß-Alanina, N-(2-carboxietil)-N-dodecil-, sal de sódio (1:1); cocamidopropilbetaína; (±)-3,7-Dimetil-2,6-octadienal (Citral); cinamaldeído; e isopropanol.
[040] Mais preferencialmente, a composição compreende 20% de 2- Propin-1-ol, composto com metiloxirano; 20% de ß-Alanina, N-(2-carboxietil)-N- dodecil-, sal de sódio (1:1); 20% de cocamidopropilbetaína; 7,5% de (±)-3,7- Dimetil-2,6-octadienal (Citral); 12,5% de cinamaldeído; e 20% de isopropanol (todas as porcentagens são porcentagens de volume). Um ponto digno de nota, as moléculas de tensoativo compreendem apenas cerca de 1/3 do conteúdo real de toda a mistura de tensoativo como o equilíbrio, cerca de 2/3, é composto de água de modo a controlar a viscosidade do tensoativo quando misturado com os outros componentes. Isso é típico de misturas de tensoativos nesta e em outras indústrias.
[041] De acordo com uma modalidade preferencial da presente invenção, a composição inibidora de corrosão compreende cinamaldeído ou um derivado do mesmo selecionado a partir do grupo que consiste em: cinamaldeído; dicinnamaldeído p-hidroxicinamaldeído; p-metilcinamaldeído; p- etilcinamaldeído; p-metoxicinamaldeído; p-dimetilaminocinamaldeído; p- dietilaminocinamaldeído; p-nitrocinamaldeído; o-nitrocinamaldeído; 4-(3- propenal)cinamaldeído; sulfato de p-sulfocinamaldeído de sódio; o-metilsulfato de p-trimetilamónio cinamaldeído; p-tiocianocinamaldeído; p- (S- acetil)tiocinamaldeído; p-(SN,N-dimetilcarbamoiltio) cinamaldeído; p- clorocinamaldeído; α-metilcinamaldeído; β-metilcinamaldeído; α- clorocinamaldeído α-bromocinamaldeído; α-butilcinamaldeído; α-
amilcinamaldeído; α-hexilcinamaldeído; α-bromo-p-cianocinamaldeído; α-etil- p-metilcinamaldeído e p-metil-α-pentilcinamaldeído.
[042] De acordo com uma modalidade preferencial, o ácido é uma composição aquosa de ácido modificado compreendendo: - um ácido mineral e uma alcanolamina em uma proporção molar não superior a 15:1.
[043] De acordo com outra modalidade preferencial, o ácido é uma composição aquosa de ácido modificado compreendendo: - ácido clorídrico e uma alcanolamina em uma proporção molar não superior a 15:1.
[044] De acordo com uma modalidade preferencial, o ácido é uma composição aquosa de ácido modificado de acordo com a reivindicação 2, em que o ácido clorídrico e a alcanolamina estão presentes em uma proporção molar não superior a 10:1.
[045] De acordo com uma modalidade preferencial, o ácido é uma composição aquosa de ácido modificado de acordo com a reivindicação 2, em que o ácido clorídrico e a alcanolamina estão presentes em uma proporção molar não superior a 7,0:1. Mais preferencialmente, ácido clorídrico e alcanolamina estão presentes em uma proporção molar não superior a 4:1. Ainda mais preferencialmente, ácido clorídrico e alcanolamina estão presentes em uma proporção molar não superior a 3:1.
[046] De acordo com uma modalidade preferencial, a alcanolamina é selecionada a partir do grupo consistindo em: monoetanolamina; dietanolamina, trietanolamina e combinações dos mesmos. Preferencialmente, a alcanolamina é monoetanolamina.
[047] De acordo com uma modalidade preferencial da presente invenção, o método usa uma composição de ácido sintético ou modificado compreendendo: um ácido forte, como ácido clorídrico e uma alcanolamina em uma proporção molar não superior a 15:1; preferencialmente em uma proporção molar não superior a 10:1, mais preferencialmente em uma proporção molar não superior a 8:1; ainda mais preferencialmente em uma proporção molar não superior a 5:1; ainda mais preferencialmente em uma proporção molar não superior a 3,5:1; e ainda mais preferencialmente em uma proporção molar não superior a 2,5:1.
[048] Preferencialmente, os componentes principais em termos de volume e porcentagem em peso da composição definida acima compreendem uma alcanolamina e um ácido forte, tal como HCl, ácido nítrico, ácido sulfúrico, ácido sulfônico.
[049] Uma alcanolamina, como a definida acima, contém pelo menos um grupo amino, –NH2, e um grupo álcool, –OH. Alcanolaminas preferenciais incluem, mas não se limitam a, monoetanoalamina, dietanolamina e trietanolamina. Mais preferenciais são monoetanolamina, dietanolamina. Mais preferencialmente é monoetanolamina. Quando adicionado ao ácido clorídrico, um aduto de ácido/base de Lewis é formado, em que o grupo amino primário atua como um ácido de Lewis e o próton do HCl como ácido de Lewis. O aduto formado reduz enormemente os efeitos perigosos do ácido clorídrico por si só, como o efeito fumegante, a higroscopicidade e a natureza altamente corrosiva. O excesso de nitrogênio também pode atuar como um inibidor de corrosão em altas temperaturas.
[050] A proporção molar dos dois componentes principais pode ser ajustada ou determinada em função da aplicação pretendida e da capacidade de solubilização desejada. De acordo com uma modalidade preferencial em que o ácido forte é HCl, pode-se aumentar a proporção do componente de HCl para aumentar a capacidade de solubilização da composição enquanto ainda fornece pelo menos uma das seguintes vantagens: saúde; segurança; meio ambiente; e as vantagens operacionais sobre o ácido clorídrico.
[051] Vários inibidores de corrosão podem ser incorporados em uma composição de ácido usada em uma modalidade preferencial do método de acordo com a presente invenção, tal composição compreende um ácido forte e uma alcanolamina para reduzir a corrosão no aço que é contatado.
[052] Preferencialmente, a composição pode compreender, adicionalmente, compostos orgânicos que podem atuar como inibidores de corrosão selecionados a partir do grupo consistindo em: álcoois acetilênicos, aldeídos aromáticos ou alifáticos (por exemplo, aldeídos α,β-insaturados), alquilfenonas, aminas, amidas, heterociclos contendo nitrogênio (por exemplo, à base de imidazolina), sais de imínio, triazóis, piridina e seus derivados ou sais, derivados de quinolina, derivados de tioureia, tiosemicarbazidas, tiocianatos, sais de amina quaternária e produtos de condensação de carbonilas e aminas. Intensificadores que podem ser incorporados em composições de acordo com a presente invenção são selecionados a partir do grupo consistindo em: ácido fórmico, iodeto de potássio, óxido de antimônio, iodeto de cobre, iodeto de sódio, iodeto de lítio, cloreto de alumínio, óxido de bismuto, cloreto de cálcio, cloreto de magnésio e combinações destes. Preferencialmente, é usado um composto de iodeto, como iodeto de potássio. Outros aditivos podem ser opcionalmente adicionados à composição de acordo com uma modalidade preferencial da presente invenção. Uma lista não limitativa de tais aditivos comuns inclui agentes de controle de ferro (por exemplo, agentes redutores), tensoativos umectantes de água, não emulsificantes, desemulsionantes, agentes espumantes, agentes antiespumantes, argila e/ou estabilizadores finos, inibidores de incrustação, solventes mútuos, redutores de atrito. Os álcoois e seus derivados, tais como álcoois alquino e derivados e preferencialmente álcool propargílico e seus derivados podem ser usados como inibidores de corrosão. O próprio álcool propargílico é tradicionalmente usado como um inibidor de corrosão que funciona bem em baixas concentrações. No entanto, é um produto químico muito tóxico/inflamável para manipulação como um concentrado, portanto, deve-se ter cuidado ao ser exposto ao concentrado. Em alguns casos, é preferencial usar 2-Propin-1-ol, complexado com metiloxirano, pois este é um derivado de manipulação muito mais segura. Basocorr® PP é um exemplo de tal composto. Iodetos ou iodatos de metal, tais como iodeto de potássio, iodeto de sódio, iodeto de cobre e iodeto de lítio podem ser potencialmente usados como intensificador de inibidor de corrosão juntamente com a composição de acordo com modalidades preferenciais da presente invenção. Na verdade, o iodeto de potássio é um iodeto de metal tradicionalmente usado como intensificador de inibidor de corrosão, porém é caro, mas funciona extremamente bem. Assim, é de manipulação mais fácil e mais segura. O iodeto ou iodato está presente preferencialmente em uma porcentagem em peso variando de 0,1 a 5% em peso, mais preferencialmente de 0,2 a 3% em peso, ainda mais preferencialmente de 0,25 a 2% em peso. Exemplo 1 - Processo para preparar uma composição de ácido modificado
[053] Monoetanolamina (MEA) e ácido clorídrico são usados como reagentes de partida. Para obter uma proporção molar de 4,1:1 de MEA para HCl, deve-se primeiro misturar 165g de MEA com 835g de água. Isso forma a solução de monoetanolamina. Em seguida, pega-se 370 ml da solução de monoetanolamina previamente preparada e mistura-se com 350 ml de solução aquosa 36% de HCl (22 Baumé). Quando os aditivos são usados, eles são adicionados posteriormente através da mistura de MEA e HCl. Por exemplo, iodeto de potássio pode ser adicionado nesse ponto, bem como qualquer outro componente desejado para otimizar o desempenho da composição de acordo com a presente invenção. A circulação é mantida até que todos os produtos tenham sido solubilizados. Produtos adicionais agora podem ser adicionados conforme necessário.
[054] A composição resultante do Exemplo 1 é um líquido límpido (ligeiramente amarelo) com vida útil superior a 1 ano. Essa possui uma temperatura de ponto de ebulição de aproximadamente 100°C. Ela possui uma gravidade específica de 1,1±0,02. É completamente solúvel em água e seu pH é inferior a 1. O ponto de congelamento foi determinado como sendo inferior a - 35°C.
[055] A composição é biodegradável e é classificada como irritante moderada de acordo com as classificações para testes cutâneos. A composição é substancialmente menos fumegante comparada à HCl a 15%. O teste de toxicidade foi calculado usando informações substitutas e o LD50 foi determinado como sendo superior a - 1300 mg/kg. A composição preferencial de Metanolamina:HCl compreende uma composição tendo MEA:HCl em uma proporção molar de 1:4,1, MEA-HCl em uma proporção molar de 1:6,4 e MEA- HCl em uma proporção molar de 1:9,9. Cada uma dessas composições possui um aspecto transparente, ligeiramente amarelado. A respectiva gravidade específica a 23°C é 1,1, 1,121 e 1,135. Seu percentual de salinidade é, respectivamente, 31,20%, 36,80% e 40,00%. Todas elas possuem um odor forte ou ligeiramente forte. Seu ponto de ebulição é 100°C e elas têm um ponto de congelamento de -35°C. A força do ácido, (em ml) na presença de NaOH a 1N é, respectivamente, 4,9, 6,3 e 7,5. Seu pH é -0,11, -0,41 e -0,73, respectivamente.
[056] De acordo com uma modalidade preferencial da presente invenção, a composição compreendendo uma alcanolamina e um ácido forte pode compreender, adicionalmente, um conjunto de inibição de corrosão próprio compreendendo um terpeno; um cinamaldeído ou um derivado do mesmo; pelo menos um tensoativo anfotérico; e um solvente.
[057] Em outras modalidades preferenciais da presente invenção, 2- Propin-1-ol, complexado com metiloxirano pode estar presente em uma faixa de 0,05 - 5,0 em peso/% em peso, estar presente preferencialmente em uma quantidade variando de 0,1 a 3% em peso, ainda mais preferencialmente de 0,5 a 2,0 em peso/% em peso e ainda mais preferencialmente de 0,75 a 1,5% em peso/% em peso. Como substituto do iodeto de potássio, pode-se usar iodeto de sódio, iodeto de cobre e iodeto de lítio. No entanto, o iodeto de potássio é o mais preferencial.
[058] De acordo com uma modalidade preferencial da presente invenção, é fornecido um método de acidificação de matriz de uma formação de calcário contendo hidrocarbonetos, o referido método compreendendo: - fornecer uma composição compreendendo uma mistura de HCl e lisina e água; em que a proporção molar entre o HCl e a lisina varia a partir de 4,5:1 a 8,5:1, - introduzir a referida composição no fundo de poço na referida formação a uma pressão abaixo da pressão de fraturamento da formação; e - permitir um período de tempo suficiente para que a composição entre em contato com a referida formação para criar buracos de minhoca na referida formação.
[059] Lisina e cloreto de hidrogênio estão presentes em uma proporção molar variando de 1:3 a 1:12,5; preferencialmente em uma proporção molar variando a partir de 1:4,5 a 1:9, e mais preferencialmente em uma proporção molar variando a partir de mais de 1:5 a 1:8,5.
[060] De acordo com uma modalidade preferencial da presente invenção, o ácido utilizado é HCl puro.
[061] A composição de inibidor de corrosão compreende adicionalmente um iodeto ou iodato metálico selecionado a partir do grupo que consiste em: iodeto de cobre; iodeto de potássio e iodeto de sódio. Preferencialmente, o iodeto ou iodato metálico é iodeto de potássio. De acordo com uma modalidade preferencial da presente invenção, o iodeto ou iodato metálico é iodeto de sódio. De acordo com outra modalidade preferencial da presente invenção, o iodeto ou iodato de metal é iodeto de cobre.
[062] A Tabela 1 inclui uma composição anterior (Cl-5) e uma composição de acordo com uma modalidade preferencial da presente invenção (Cl-CI-5SS). Tabela 1 - Composição de vários conjuntos de inibidores de corrosão testados CI-5 CI-5SS 2-Propin-1-ol, composto com metiloxirano % em vol. 45 20 .beta.-Alanina, N-(2-carboxietil)-N-dodecil-, % em vol. 11,7 20 sal de sódio (1:1) Cocamidopropil betaína % em vol. 11,7 20 (±)-3,7-Dimetil-2,6-octadienal (Citral) % em vol. 7 7,5 Cinamaldeído % em vol. 0 12,5 Isopropanol % em vol. 24,6 20 % em vol. total 100 100 Teste de corrosão
[063] As composições de inibidores de corrosão de acordo com as modalidades preferenciais da presente invenção foram expostas a testes de corrosão. Os resultados dos testes de corrosão e dos testes de corrosão comparativos são reportados a partir das Tabelas 2 a 5. Vários tipos de aço (aço inoxidável e aço carbono) foram submetidos a composições ácidas compreendendo inibidores de corrosão de acordo com a presente invenção contra inibidores de corrosão conhecidos para as composições listadas por vários períodos de tempo em temperaturas variáveis. Um resultado de inibição de corrosão desejável foi aquele em que o número de corrosão Pa (lb/ft2) é igual ou inferior a 2,39 (0,05). Mais preferencialmente, esse número é igual ou inferior a 0,96 (0,02).
[064] HCl:MEA a 33% em uma proporção de 5,5:1 e HCl:MEA a 50% em uma proporção de 5,5:1 indicam a quantidade de volume da concentração original de uma solução de estoque contendo HCl e Monoetanolamina em uma proporção de 5,5:1. A carga de HCl em HCl:MEA a 33% em uma proporção de 5,5:1 é de aproximadamente de HCl a 6,5%. A carga de HCl em HCl:MEA a 50% em uma proporção de 5,5:1 é de aproximadamente de HCl a 10%. Tabela 2 - Teste de corrosão de 316 produtos de aço com vários fluidos de ácido em várias temperaturas durante 12 horas a uma temperatura de 90°C Perda Área de Inibidor de Densidade Mils/ Mm/ Pa Tipo de aço Fluido em peso superfície corrosão (g/cc) ano ano (Lb/ft2) (g) (cm2) HCl:MEA CI-5 a 1,0% a 33% em CI-1A a 6,03 316 uma 1,2899 20,968 7,92 2232,38 56,702 0,75% (0,126) proporção NE-1 a 0,1% de 5,5:1 HCl:MEA CI-5 a 1,0% a 50% em CI-1A a 6,37 316 uma 1,3647 20,968 7,92 2361,83 59,991 0,75% (0,133) proporção NE-1 a 0,1% de 5,5:1 *33% e 50% indicam o nível da concentração original de uma solução padrão contendo HCl e Monoetanolamina em uma proporção de 5,5:1. **Todas as porcentagens são dadas em % de volume/volume do volume total do fluido. Tabela 3 - Testes de corrosão de vários produtos de aço com vários fluidos ácidos em várias temperaturas, tempo de execução de 6 horas Perda Tipo Inibidor Área de Temp em Densidade Mils/ Mm/ Pa de Fluido de superfície (oC) peso (g/cc) ano ano (Lb/ft2) aço corrosão (cm2) (g) CI-5 a HCl:MEA a 1,0% 33% em incl 0,1% 1,24 316 uma 90 0,2706 20,968 7,92 936,63 23,79 de ZA (0,026) proporção CI-1A a de 5,5:1 0,75%
NE-1 a 0,1% CI-5 a HCl:MEA a 2,0% 33% em CI-1A a 2073,3 2,78 316 uma 90 0,5990 20,968 7,92 52,66 0,75% 3 (0,058) proporção NE-1 a de 5,5:1 0,1% CI-2 a 0,75% HCl:MEA a CI-4A a 33% em 0,5% 2809,5 3,78 316 uma 90 0,8117 20,968 7,92 71,36 CI-1A a 6 (0,079) proporção 0,5% de 1:0,7 NE-1 a 0,1% CI-5 a HCl:MEA a 2,0% 33% em CI-1A a 4073,9 103,4 5,51 316 uma 90 1,1770 20,968 7,92 0,75% 8 8 (0,115) proporção NE-1 a de 5,5:1 0,1% CI-2 a 0,75% HCl:MEA a CI-4A a 33% em 0,5% 3927,9 5,27 316 uma 90 1,1348 20,968 7,92 99,77 CI-1A a 1 (0,110) proporção 0,5% de 5,5:1 NE-1 a 0,1% CI-5SS a HCl:MEA a 1,50% 33% em CI-1A a 0,67 316 uma 90 0,1422 20,968 7,92 492,20 12,50 1,0% (0,014) proporção NE-1 a de 5,5:1 0,1% CI-5SS a HCl:MEA a 1,50% 33% em CI-1A a 1,53 316 uma 90 0,3277 20,968 7,92 756,18 19,21 1,0% (0,032) proporção NE-1 a de 5,5:1 0,1% CI-5SS a HCl:MEA a 1,50% 50% em CI-1A a 0,91 316 uma 90 0,1974 20,968 7,92 683,27 17,36 1,0% (0,019) proporção NE-1 a de 5,5:1 0,1% CI-5SS a HCl:MEA a 1,50% 33% em CI-1A a 1587,1 3,21 316 uma 90 0,6878 20,968 7,92 40,31 1,0% 3 (0,067) proporção NE-1 a de 5,5:1 0,1% HCl:MEA a CI-5SS a 1,05 316 90 0,2246 20,968 7,92 777,41 19,75 50% em 1,50% (0,022)
uma CI-1A a proporção 1,0% de 5,5:1 NE-1 a 0,1% CI-5SS a HCl:MEA a 1,50% 33% em CI-1A a 0,48 L80 uma 90 0,147 28,922 7,86 370,68 9,42 1,0% (0,010) proporção NE-1 a de 5,5:1 0,1% CI-5SS a HCl:MEA a 1,50% 33% em CI-1A a 0,34 P110 uma 90 0,112 34,839 7,86 236,15 5,998 1,0% (0,007) proporção NE-1 a de 5,5:1 0,1% CI-5SS a HCl:MEA a 1,50% 33% em CI-1A a 0,28 316 uma 90 0,0593 20,968 7,92 205,26 5,214 1,0% (0,006) proporção NE-1 a de 5,5:1 0,1% CI-5SS a HCl:MEA a 1,50% 33% em CI-1A a 21,97 1,15 316 uma 110 0,2499 20,968 7,92 864,98 1,0% 1 (0,024) proporção NE-1 a de 5,5:1 0,1% CI-5SS a HCl:MEA a 1,50% 33% em CI-1A a 0,43 L80 uma 110 0,134 28,922 7,86 338,06 8,587 1,0% (0,009) proporção NE-1 a de 5,5:1 0,1% CI-5SS a HCl:MEA a 1,50% 33% em CI-1A a 0,43 P110 uma 110 0,150 34,839 7,86 315,49 8,014 1,0% (0,009) proporção NE-1 a de 5,5:1 0,1% CI-5SS a HCl:MEA a 1,50% 33% em QT90 CI-1A a 0,24 uma 110 0,082 34,839 7,86 171,50 4,356 0 1,0% (0,005) proporção NE-1 a de 5,5:1 0,1% CI-5SS a HCl:MEA a 1,50% 50% em CI-1A a 14,72 0,77 316 uma 110 0,1675 20,968 7,92 579,77 1,0% 6 (0,016) proporção NE-1 a de 5,5:1 0,1% HCl:MEA a CI-5SS a 50% em 1,50% 0,43 L80 110 0,123 28,922 7,86 312,02 7,925 uma CI-1A a (0,009) proporção 1,0%
de 5,5:1 NE-1 a 0,1% CI-5SS a HCl:MEA a 1,50% CI- 50% em 1A a 0,38 P110 uma 110 0,132 34,839 7,86 277,71 7,054 1,0% (0,008) proporção NE-1 a de 5,5:1 0,1% CI-5SS a HCl:MEA a 1,50% CI- 50% em QT90 1A a 0,24 uma 110 0,084 34,839 7,86 176,11 4,473 0 1,0% (0,005) proporção NE-1 a de 5,5:1 0,1% CI-5SS a 1,50% CI- 1A a 0,34 316 HCl a 7,5% 90 0,0729 20,968 7,92 252,33 6,409 1,0% (0,007) NE-1 a 0,1% CI-5SS a 1,50% CI- 1A a 0,19 316 HCl a 10% 90 0,0406 20,968 7,92 140,53 3,569 1,0% (0,004) NE-1 a 0,1% CI-5SS a 1,50% CI- 1A a 0,10 316 HCl a 15% 90 0,0254 20,968 7,92 87,92 2,233 1,0% (0,002) NE-1 a 0,1% CI-5 a 1,50% 1,0% de 0,14 316 HCl a 10% 90 0,0309 20,968 7,92 106,95 2,717 CA (0,003) NE-1 a 0,1% NOTAS: CI-2 é um inibidor de corrosão disponível comercialmente (ASP 560) NE-1 é um não emulsificante.
CI-4A é álcool propargílico com metiloxirano.
CI-1A é iodeto de potássio ZA se refere a cinamaldeído Tabela 4 - Testes de corrosão realizados a 110°C para uma duração de 6 horas em vários tipos de aço Perda Tipo Área de Inibidor de em Densidade Mils/ Mm/ Pa de Fluido superfície corrosão peso (g/cc) ano ano (Lb/ft2) aço (cm2) (g)
HCl:MEA a 50% em CI-5SS a 1,50% 0,77 316 uma CI-1A a 1,0% 0,1675 20,968 7,92 579,77 14,726 (0,016) proporção NE-1 a 0,1% de 5,5:1 HCl:MEA a 50% em CI-5SS a 1,50% 0,43 L80 uma CI-1A a 1,0% 0,123 28,922 7,86 312,02 7,925 (0,009) proporção NE-1 a 0,1% de 5,5:1 HCl:MEA a 50% em CI-5SS a 1,50% 0,38 P110 uma CI-1A a 1,0% 0,132 34,839 7,86 277,71 7,054 (0,008) proporção NE-1 a 0,1% de 5,5:1 HCl:MEA a 50% em CI-5SS a 1,50% QT90 0,24 uma CI-1A a 1,0% 0,084 34,839 7,86 176,11 4,473 0 (0,005) proporção NE-1 a 0,1% de 5,5:1 Tabela 5 - Testes de corrosão a 90°C para uma duração de 6 horas para produtos de aço inoxidável 316 possuindo uma densidade de 7,92 g.cc e área superficial de 20,968 cm2 Perda em Mils/ Mm/ Pa Fluido Inibidor de corrosão peso ano ano (Lb/ft2) (g) 0,50% CI-5SS 0,43 HCl a 7,5% 0,33% CI-1A 0,0970 335,75 8,528 (0,009) 0,033% NE-1 0,50% CI-5SS 0,38 HCl a 10% 0,33% CI-1A 0,0838 290,09 7,368 (0,008) 0,033% NE-1 0,50% CI-5SS 0,43 HCl a 15% 0,33% CI-1A 0,0967 334,71 8,502 (0,009) 0,033% NE-1 0,50% CI-5 0,81 HCl a 10% 0,33% CI-1A 0,1729 598,46 15,201 (0,017) 0,033% NE-1 HCl:Urea a 33% 1,50% CI-5SS em uma 3,50 1,0% CI-1A 0,7512 2600,15 66,044 proporção (0,073) 0,1% NE-1 de 1:0,7 11,44 HCl a 10% Sem CI 2,4590 8511,40 216,189 (0,239)
[065] Os resultados dos testes de corrosão obtidos indicam, no inibidor de corrosão preferencial desenvolvido, CI-SSS, a necessidade de ambos um álcool alquino (álcool propargílico) e cinamaldeído. Separadamente, eles não fornecem proteção contra corrosão suficiente para permitir que o novo método divulgado na presente invenção seja implementado. A dificuldade com o uso do cinamaldeído é de mantê-lo disperso em temperaturas mais altas, como de 90°C a 110°C. O conjunto de tensoativo usado na presente invenção é capaz de fornecer essa dispersão de cinamaldeído, mas requer cargas mais altas do que o normal. O citral demonstrou alguma eficácia na prevenção de corrosão em altas temperaturas (mesmo de 110°C a 120°C). O cinamaldeído é um formador de película eficaz nessas temperaturas e por isso foi capaz de proteger o aço inoxidável.
[066] Os inventores notaram que, interessantemente, os ácidos modificados contendo ureia não são desejáveis porque possuem um limite de estabilidade mais alto de aproximadamente 90°C. Acima dessa temperatura, o componente de ureia começa a se decompor e, portanto, não seria o candidato ideal para operações de cabo de aço, pois a maioria das operações são realizadas em temperaturas próximas ou acima de 90°C. As composições de inibidores de corrosão de acordo com a modalidade preferencial da presente invenção mostraram excelente versatilidade em alta temperatura (até 110°C) entre ácidos convencionais (HCl) e ácidos modificados (HCl:MEA), bem como tipos de aço (QT900 (aço inoxidável); P110 (aço carbono); L80 (aço carbono); 316 (aço inoxidável)).
[067] Conforme ilustrado na Figura 1, o bombeamento de ácido no fundo de poço enquanto o cabo de aço e a ferramenta de perfuração estão presentes no fundo de poço foi mostrado no campo para economizar, em alguns casos, 15 minutos por operação de perfuração com este método de conclusão particular.
Além disso, a economia de água é igualmente impressionante. A seguir está uma lista de vantagens substanciais de realização de tal método: combinação de bombeamento para baixo do tampão com esferas em gaiola e ácido; redução do tempo do ciclo de bombeamento; redução dos volumes de fluido necessários, virtualmente eliminando os problemas de corrosão, desvio do ácido através das perfurações enquanto faz a perfuração no ácido, diminuindo as pressões de introdução e reduzindo assim os tempos de bombeamento que equivalem a economias em dólares substanciais nos custos de equipamentos. As preocupações observadas pelos operadores foram as seguintes: definir o desvio de fluido ao redor do tampão; o método dependia da taxa com que o tampão estava sendo bombeado; e a taxa alcançada para o bombeamento era variável de etapa para etapa. Exemplo 2 – Experimentos de teste de cabo de aço
[068] Testes específicos para uma composição de ácido modificada compreendendo uma mistura de alcanolamina:HCl (presente em uma proporção molar de 1:6,4 também contendo um conjunto de inibidor de corrosão) (diluída para um terço de sua solução padrão, ou seja, 33%) e um mistura comercializada de ácido de HCl a 7,5% (contendo um conjunto de "inibidor de corrosão" de CI comercializado atualmente) mistura de ponta de lança foi realizada em amostras de cabo de aço para simular condições de exposição de longo prazo em condições extremas. Devido ao efeito de arrefecimento dos fluidos de introdução e tempos de exposição limitados no mundo real, esses testes seriam indicativos de um ciclo de trabalho de longo prazo, embora o ácido colocado no revestimento para implantação posterior nas perfurações possa voltar para altas temperaturas rapidamente pelo orifício inferior. É vantajoso ter um sistema que forneça proteção de longo prazo contra a corrosão do revestimento.
[069] Os testes de resistência à tração e corrosão foram realizados em amostras de cabo de aço fornecidas pela Empresa B. Uma amostra foi exposta à composição com alcanolamina:HCl a 33% e outra amostra foi exposta à mistura de ácido de HCl a 7,5% por 96 e 120 horas consecutivas a 90°C (194°F) em 600psi. É esperado que a perda de peso das amostras de cabo de aço seja atribuída não apenas à corrosão do aço, mas também à degradação do material ligante. Após o ciclo de teste de corrosão, a resistência à tração foi realizada em dois cabos trançados puxados a partir do cabo de aço exposto à composição de alcanolamina:HCl a 33%. Os valores de resistência à tração para cada cabo trançado são iguais para amostras de controle que não foram expostas ao ácido. O teste de resistência à tração não foi realizado no cabo de aço exposto à mistura de ácido de HCl a 7,5% devido à corrosão excessiva. Exemplo 3 – Testes de corrosão de material P110
[070] Os testes de corrosão de longo prazo em material P110 com uma composição de alcanolamina:HCl a 33% e a mistura de ácido de HCl a 7,5% em 90°C (194°F) também foram realizados. Observou-se que as propriedades de corrosão da composição de alcanolamina:HCl a 33% fornecem proteção superior em comparação à mistura de ácido de HCl a 7,5% por um longo período de tempo. O teste permite que o cliente selecione uma composição ideal que minimizará a corrosão do cabo de aço em uma série de operações de tamponamento e perfuração, bem como limitará o risco de corrosão do revestimento e outros metais expostos, como os canhões de perfuração. No entanto, deve-se notar que uma composição ácida menos que ideal (onde há mais corrosão do que uma composição ideal sob as mesmas condições) compreendendo um inibidor de corrosão, pode ser empregada para realizar um método de acordo com a presente invenção a fim de reduzir substancialmente o tempo gasto em operações pré-fraturamento, minimizam os volumes de água usados e, portanto, fornecem uma vantagem financeira de executar esse método, bem como uma redução substancial do uso de água em relação à abordagem convencional usada antes deste novo método.
[071] Procedimento: Para determinar as propriedades de corrosão da composição de alcanolamina:HCl a 33% não gasta e a mistura de ácido de HCl a 7,5% (contendo um conjunto de CI), as misturas de ácido foram avaliadas a 90°C (194°F) em produtos P110 por 96 horas (4 dias) à pressão ambiente. Os testes de corrosão foram executados em recipientes de amostras em banho-maria à temperatura ambiente. As taxas de corrosão foram determinadas a partir da perda de peso depois que os produtos foram lavados e secos.
[072] Resultados: Os resultados dos testes confirmam a exequibilidade e viabilidade de uma implementação generalizada do método de acordo com uma modalidade preferencial da presente invenção, em que o passo de remoção de uma ferramenta de perfuração antes da introdução da composição de ácido de ponta de lança ser removida. Os resultados do teste mostram que é uma invenção viável a longo prazo e escalável em uma ampla faixa de temperaturas cobrindo a maioria de todas as formações típicas em todo o mundo, o que economizará quantidades substanciais de água e tempo para a indústria. Exemplo 4 - Ensaio em Campo
[073] Uma grande empresa de E&P operando no oeste do Canadá, realizando conclusões horizontais com fluido fraturante em plataformas multipoços. Usando a técnica de conclusão de tamponamento e perfuração, eles tinham como alvo as formações Duvernay e Montney. As temperaturas do reservatório eram de aproximadamente 230°F. Historicamente, o ácido HCl a 15% foi usado para quebrar a formação e auxiliar na propagação da fratura.
[074] Aproximadamente 97,500 galões de um ácido modificado usando uma composição de alcanolamina:HCl com um conjunto de corrosão foi entregue na localização. As diluições variaram de uma proporção água-ácido de
2-1 para alcançar uma concentração de ácido modificado a 33% e 1-1 para uma diluição de 50%. O ácido modificado misturado (1300 galões) foi colocado no furo de poço e, em seguida, as equipes de cabo de aço e de bombeamento continuaram para o próximo poço. Quando o tratamento começou, as equipes deslocaram o ácido para as perfurações com água de fraturamento. Uma vez que o ácido alcançou as perfurações, uma queda de pressão imediata foi observada, todas as bombas de fraturamento foram colocadas em linha para taxas pré- projetadas e as operações começaram. Figura 3 ilustra a vantagem de tempo de usar uma modalidade do método da presente invenção (gráfico à direita) em comparação com o método convencional (gráfico à esquerda).
[075] Uma queda de pressão significativa foi observada quando o ácido alcançou as perfurações e notou-se que as rupturas pareciam muito semelhantes às obtidas com HCl a 15% que havia sido previamente bombeado na mesma plataforma. Tanto a empresa de serviços quanto o operador ficaram muito satisfeitos com o desempenho, facilidade de uso do ácido, ao mesmo tempo em que utilizava um produto tecnicamente avançado, mais seguro e ambientalmente responsável, juntamente com a eliminação de preocupações com a corrosão, foi um grande valor agregado para o cliente e todos os envolvidos no projeto. A composição de ácido modificada permitiu à empresa ter a confiança de que os metais do revestimento estavam livres de fragilização por hidrogênio e qualquer problema relacionado à corrosão que poderia surgir com o uso de HCl. Esse método de economia de tempo não seria possível com nenhuma mistura de HCl existente oferecida no mercado. As observações da equipe incluíram a economia de tempo. Além disso, a empresa e as equipes de bombeamento no local tiveram a oportunidade de usar um ácido que possui um perfil de segurança inerente adaptado para minimizar ou eliminar as propriedades extremamente perigosas associadas ao HCl a 15%. Alguns dos fatores de segurança incluem: menos corrosivo para o tecido dérmico; efeito de baixa pressão de vapor (fumegante); baixa toxicidade (LD-50 calculado em rato); menor efeito bioacumulativo; e biodegradável.
[076] Juntamente com o aspecto de segurança da composição ácida utilizada, há também as vantagens técnicas trazidas para as operações: propriedades de corrosão baixas - < 0,96 Pa (0,02 lb/ft²) por mais de 24 horas; bombeamento de ácido com cabo de aço BHA (economia de tempo e água); no caso de ocorrência de falha do equipamento de superfície, não há necessidade de lavar o ácido do furo de poço; a composição é transportada como um concentrado e diluída no local; fornece a capacidade de ajuste da força do ácido para quebras mais difíceis; poucos caminhões de ácido na estrada (ótica do proprietário); é um produto de primeira classe (os produtos químicos não se deterioram ao longo do tempo); e pode ser diluído com água disponível (água produzida/do mar/doce). Os benefícios adicionais do ácido modificado usado no exemplo incluem: efeitos de corrosão de longo prazo ultrabaixos (168 horas); sem precipitação de Ca solubilizado após aumento de pH (eliminando riscos de danos à formação); claro: baixa pressão de vapor/fumegante; taxas de reação agressivas em estimulações e processos de trabalho; mistura personalizada que permite a injeção de ácido com canhões de perfuração via cabo de aço; compatível com elastômeros normalmente usados em óleo e gás; permite ajustar as concentrações em direção às zonas de extração ideais; e possui alta estabilidade térmica de até ~190°C. Exemplo 5 - Ensaio de campo Nº2:
[077] Outra grande empresa de Óleo e Gás realizou operações de tamponamento e perfuração de cabo de aço e coletou as informações abaixo em termos de desempenho. O tempo médio do início do bombeamento ao início da areia foi determinado como sendo 8,2 minutos mais rápido para etapas de cabo de aço, em que as ferramentas e o cabo de aço foram para o fundo de poço juntos, em comparação com a média de todas as outras etapas. Os tempos médios de bombeamento da etapa foram determinados como 9,4 minutos mais baixos para as etapas de cabo de aço, nas quais o ácido foi injetado junto com a ferramenta de perfuração e o cabo de aço, em comparação com a média de todas as outras etapas. Vide a Figura 4 que destaca a diferença de tempo para cada passo.
[078] A empresa que usa o método de acordo com uma modalidade preferencial da presente invenção, observou as seguintes eficiências operacionais de ponta de lança: a capacidade de bombear ácido com cabo de aço e BHA (canhões para tamponamento e obturação); a eliminação da necessidade de deslocar o ácido após o cabo de aço sair do furo; as necessidades reduzidas de água; economia de pelo menos um volume de furo por fraturamento (>10.000 galões de redução de água por etapa); permitindo que o ácido seja introduzido em todo o aglomerado do intervalo de perfuração; quebra mais eficaz do aglomerado; maior eficiência da equipe de fraturamento; e menor tempo para iniciar o fraturamento e chegar às taxas de trabalho. Exemplo 6 - Teste de corrosão em cabos de aço variados
[079] O teste de corrosão foi realizado por vários fabricantes de cabos de aço usando uma composição ácida compreendendo uma mistura de alcanolamina:HCl com um conjunto de inibidor de corrosão. O material de cabo de aço de quatro fabricantes diferentes foi testado quanto à resistência à corrosão a uma temperatura de 130°C e a 400 psi por períodos de até 24 horas de exposição. A Tabela 7 (abaixo) fornece um sumário dos dados de corrosão a partir dessa série de testes. Tabela 7- Resultados do teste de corrosão da composição compreendendo MEA:HCl a 33% (na proporção molar de 1:4,1) a 130°C (266°F)
e 400 psi ao longo de vários períodos de tempo Perda de peso cumulativa 6 hrs 12 hrs 18 hrs 24 hrs Teste Amostra mm/ Pa mm/ Pa mm/ Pa mm/ Pa ano (lb/ft2) ano (lb/ft2) ano (lb/ft2) ano (lb/ft2) Cabo 1,05 1,15 1,34 1,48 A claro 19,727 22,121 24,423 28,146 (0,022) (0,024) (0,028) (0,031) nº1 Cabo 1,01 1,10 1,24 B claro 18,902 20,800 23,854 - - (0,021) (0,023) (0,026) nº2 Cabo 1,05 1,24 1,44 C claro 19,810 23,772 27,651 - - (0,022) (0,026) (0,030) nº3 Cabo 0,91 1,05 1,24 1,48 D 17,334 20,470 23,277 28,229 enviado (0,019) (0,022) (0,026) (0,031)
[080] Além disso, o teste de resistência à tração foi realizado em ambos cabo de aço e cabo de aço trançado (de dois fabricantes diferentes) após exposição a uma composição ácida de MEA:HCl (em uma proporção molar de 1:4,1) a 33% a uma temperatura de 110°C. Os resultados da pré-exposição estão listados na tabela 8, os resultados pós-exposição são listados na Tabela 9. Tabela 8 - Resistência à tração dos cabos de aço trançados e cabo de aço antes do teste Resistência à tração de controle Amostra Sem tratamento Média N N lbF 916,79 Cabo de aço trançado 890,82 897,98 201,87 886,34 1665,63 1653,90 Cabo de aço 1653,09 1641,72 369,07 1581,88 1653,99 Tabela 9 - Resistência à tração após exposição a uma composição ácida de MEA:HCl (em uma proporção molar de 1:4,1) a 33% em uma temperatura de 110°C Resistência à tração após exposição a uma composição ácida de Amostra MEA:HCl (em uma proporção molar de 1: 4,1) a 33%
6 horas 12 horas 18 horas Média N N N N lbF Cabo de aço 890,82 891,94 200,52 Cabo de aço trançado Nº1 893,06 Cabo de aço trançado Nº2 897,98 923,07 207,51 Cabo de aço trançado Nº3 948,15 Cabo de aço trançado Nº4 842,00 882,76 198,45 Cabo de aço trançado Nº5 923,51 trançado Nº6 1674,14 Cabo de aço 1705,94 1641,72 369,07 Nº1 1623,53 1610,54 Cabo de aço 1743,56 1658,31 372,80 Nº2 1620,84 1643,69 Cabo de aço 1673,69 1620,99 364,41 trançado Nº3 1545,60
[081] Os resultados sustentam a aplicabilidade e exequibilidade do método de acordo com uma modalidade referencial da presente invenção. Além disso, composições mais ideais recaem no escopo da presente invenção podem ser desenvolvidas a fim de obter melhores resultados financeiros, de economia de água e/ou de corrosão.
[082] De acordo com outra modalidade preferencial adicional do método da presente invenção, é fornecido um método para realizar uma operação de fundo de poço para furação com ácido para aumentar a ROP (taxa de penetração) através de tampões de cimento ou formação de carbonato, o referido método compreende as seguintes etapas: - inserir uma ferramenta de furação dentro de um furo de poço; - introduzir uma composição ácida concomitantemente com a ferramenta de furação; - posicionar a ferramenta de furação dentro do furo de poço em um ponto exigindo furação; - contatar a superfície exigindo furação com o ácido e começar a furação; e
- continuar a operação de furação até que a distância desejada seja alcançada; em que a composição ácida compreende um inibidor de corrosão e é suficientemente equilibrada para completar a operação de dissolução dos detritos solúveis em ácido dentro de um período de tempo que deixará a ferramenta com danos de corrosão aceitáveis (em alguns casos, mínimos) a partir da exposição à composição ácida.
[083] De acordo com outra modalidade preferencial adicional do método da presente invenção, é fornecido um método para realizar uma operação de fundo de poço para lavagens com ácido empregadas em tubulações em espiral, o referido método compreende as seguintes etapas: - inserir uma tubulação em espiral dentro de um furo de poço; - introduzir uma composição ácida concomitantemente com a ferramenta de furação; - posicionar a ferramenta de furação dentro do furo de poço em um ponto exigindo furação; - contatar a superfície exigindo furação com o ácido e começar a furação; e - continuar a operação de furação até que a distância desejada seja alcançada; em que a composição ácida compreende um inibidor de corrosão e é suficientemente equilibrada para completar a operação de dissolução dos detritos solúveis em ácido dentro de um período de tempo que deixará a ferramenta com danos de corrosão aceitáveis (em alguns casos, mínimos) a partir da exposição à composição ácida.
[084] De acordo com outra modalidade preferencial adicional do método da presente invenção, é fornecido um método para realizar uma operação de fundo de poço para tratamentos em incrustação ou bolo de filtração empregados em tubulações em espiral, em que o referido método compreende as seguintes etapas: - inserir uma tubulação em espiral dentro de um furo de poço; - introduzir uma composição ácida concomitantemente com a ferramenta de lavagem; - posicionar a ferramenta de lavagem dentro do furo de poço em um ponto exigindo tratamento; - contatar a superfície exigindo tratamento com o ácido e começar o tratamento; e - continuar a operação de tratamento até que o efeito desejado tenha sido alcançado; em que a composição ácida compreende um inibidor de corrosão e é suficientemente equilibrada para completar a operação de dissolução dos detritos solúveis em ácido de bolo de filtração dentro de um período de tempo que deixará a ferramenta com danos de corrosão aceitáveis (em alguns casos, mínimos) a partir da exposição à composição ácida.
[085] De acordo com outra modalidade preferencial adicional do método da presente invenção, é fornecido um método para realizar uma operação de fundo de poço para tampões e esferas de dissolução.
[086] De acordo com outra modalidade preferencial adicional do método da presente invenção, é fornecido um método para realizar uma operação de fundo de poço para estimulações com ácido e taxa (matriz) mais lenta isolada (através de tubulação ou tubulação em espiral).
[087] De acordo com outra modalidade preferencial adicional do método da presente invenção, é fornecido um método para realizar uma operação de fundo de poço para içamento de ferramentas na presença de um ácido para agir sobre os detritos no topo da ferramenta que se busca recuperar.
[088] De acordo com outra modalidade preferencial adicional do método da presente invenção, é fornecido um método para realizar uma operação de fundo de poço para ferramentas ou espirais presas no revestimento ou seção de furo aberto do furo de poço, em que a aderência é causada por um detrito solúvel em ácido, o referido método compreendendo as etapas de: - introduzir uma composição ácida no furo de poço; - bombear ou encaminhar a composição ácida para o ponto dentro do furo de poço onde a referida espiral está presa - permitir que a composição ácida tenha tempo de contato suficiente na e próximo da referida área empurrada para permitir que os detritos solúveis em ácido sejam dissolvidos pela composição ácida, em que a composição ácida compreende um inibidor de corrosão e é suficientemente equilibrada para completar a operação de dissolução dos detritos solúveis em ácido dentro de um período de tempo que deixará a ferramenta ou cano de furação ou tubulação com danos de corrosão aceitáveis (em alguns casos, mínimos) a partir da exposição à composição ácida. Preferencialmente, os seguintes são algumas das ferramentas que podem ser usadas como um conjunto de orifício inferior (BHA): motores de furação; ferramentas de lavagem; canhões de perfuração; ferramentas de içamento; tampões; esferas e qualquer BHA com um alto teor de metal de aço inoxidável em geral.
[089] De acordo com uma modalidade preferencial de um método da presente invenção, pode-se realizar o gerenciamento de detritos e incrustações dentro de furos de poços ao se ter uma ferramenta e um ácido presentes ao mesmo tempo. De acordo com uma modalidade preferencial de um método da presente invenção, pode-se realizar a injeção com ácido para desalojar o cano preso dentro de um furo de poço. Preferencialmente, a tubulação em espiral ou um BHA (conjunto de orifício inferior) introduzido no furo de poço pode ajudar a liberar itens in situ de fundo de poço, como estranguladores ou controles de fluxo, válvulas de segurança, estranguladores etc. De acordo com uma modalidade preferencial de um método da presente invenção, pode-se realizar uma operação para limpar um furo de poço com uma ferramenta de escareamento ou de lavagem na presença de um ácido.
[090] De acordo com outra modalidade preferencial adicional do método da presente invenção, é fornecido um método para realizar uma operação de fundo de poço de injetar ou perfurar em ácido em um furo de poço, o referido método compreendendo as etapas de: - fornecer um furo de poço com necessidade de estimulação; - inserir um tampão no furo de poço em uma localização predeterminada; - inserir uma ferramenta de perfuração e uma injeção de ácido no furo de poço; - posicionar a ferramenta na referida localização predeterminada; - perfurar o furo de poço com a ferramenta, criando assim uma área perfurada; e permitir que o ácido de ponta de lança entre em contato com a área perfurada por um período de tempo predeterminado.
[091] Embora invenção anterior tenha sido descrita em alguns detalhes para fins de clareza e compreensão, será apreciado por aqueles técnicos no assunto relevante, uma vez que que tenham sido familiarizados com essa invenção que várias mudanças na forma e detalhes podem ser feitas sem se desviar do verdadeiro escopo da invenção nas reivindicações anexas.
Claims (33)
1. Um método para o fraturamento (fracking) ou estimulação de uma formação contendo hidrocarbonetos, o referido método compreendendo as etapas de: - fornecer um furo de poço com necessidade de estimulação; - inserir um tampão no furo de poço em uma localização predeterminada; - inserir uma ferramenta de perfuração e um ácido de ponta de lança ou de degradação no furo de poço; - posicionar a ferramenta na referida localização predeterminada; - perfurar o furo de poço com a ferramenta, criando assim uma área perfurada; - permitir que o ácido de ponta de lança entre em contato com a área perfurada por um período de tempo predeterminado suficiente para preparar a formação para fraturamento ou estimulação; - remover a ferramenta do furo de poço; e - iniciar o fraturamento ou estimulação da área perfurada usando um fluido de estimulação.
2. O método da reivindicação 1, em que o ácido de ponta de lança compreende um inibidor de corrosão adaptado para evitar danos por corrosão à ferramenta, cabo de aço e revestimento durante o período de exposição com referido ácido.
3. O método de acordo com a reivindicação 1 ou 2, em que a ferramenta é um canhão de perfuração.
4. O método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, em que o ácido de ponta de lança é selecionado a partir do grupo consistindo em: ácidos minerais; ácidos orgânicos; ácidos modificados; ácidos sintéticos; e combinações dos mesmos.
5. O método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, em que o ácido de ponta de lança compreende adicionalmente um inibidor de corrosão.
6. O método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 5, em que o ácido de ponta de lança é selecionado a partir do grupo consistindo em: HCl; ácido metanossulfônico; ácido toluenossulfônico; ácido sulfâmico; HCl:aminoácido; HCl:alcanolamina.
7. O método de acordo com a reivindicação 6, em que o aminoácido é selecionado a partir do grupo consistindo em: lisina; monocloridrato de lisina; alanina; asparagina; ácido aspártico; cisteína; ácido glutâmico; histidina; leucina; metionina; prolina; serina; treonina; valina; e combinações dos mesmos.
8. O método de acordo com a reivindicação 6, em que a alcanolamina é selecionada a partir do grupo consistindo em: monoetanolamina; dietanolamina, trietanolamina e combinações das mesmas.
9. Uma composição de inibidor de corrosão para uso com um ácido, a referida composição compreendendo: citral e cinamaldeído.
10. Uma composição de inibidor de corrosão compreendendo: - um álcool alquino; - um terpeno selecionado a partir do grupo consistindo em: citral; carvona; ionona; ocimeno; cimeno; e combinações dos mesmos; - um tensoativo anfotérico selecionado a partir do grupo consistindo em: uma betaína e uma sultaína - cinamaldeído ou um derivado do mesmo; e - um solvente.
11. A composição de inibidor de corrosão de acordo com a reivindicação 10, compreendendo adicionalmente pelo menos um tensoativo aniônico.
12. A composição de acordo com a reivindicação 10 ou 11, em que o alquino é um álcool propargílico.
13. A composição de acordo com qualquer uma das reivindicações 10 a 12, em que o solvente é isopropanol.
14. A composição de acordo com qualquer uma das reivindicações 10 a 13, em que o terpeno é citral.
15. A composição de acordo com qualquer uma das reivindicações 10 a 14, em que o alquino está presente em uma quantidade variando de 10 - 40% v/v da composição.
16. A composição de acordo com qualquer uma das reivindicações 10 a 15, em que o citral está presente em uma quantidade variando de 5 - 15% v/v da composição.
17. A composição de acordo com qualquer uma das reivindicações 10 a 16, em que o cinamaldeído ou um derivado do mesmo está presente em uma quantidade variando de 7,5 - 20% v/v da composição.
18. A composição de acordo com qualquer uma das reivindicações 10 a 17, em que o solvente está presente em uma quantidade variando de 10 - 40% v/v da composição.
19. A composição de acordo com qualquer uma das reivindicações 10 a 18, em que o tensoativo anfotérico está presente em uma quantidade variando de 10 - 40% v/v da composição.
20. A composição de acordo com qualquer uma das reivindicações 11 a 19, em que o tensoativo aniônico está presente em uma quantidade variando de 10 - 40 % v/v da composição.
21. A composição de acordo com qualquer uma das reivindicações 10 a 20 em que o tensoativo anfotérico compreende uma betaína ou uma sultaína.
22. A composição de acordo com qualquer uma das reivindicações 11 a 20, em que o tensoativo aniônico compreende uma betaína e ß-Alanina, N-(2-
carboxietil)-N-dodecil-, sal de sódio (1:1).
23. A composição de acordo com qualquer uma das reivindicações de 10 a 22 compreende adicionalmente um iodeto ou iodato de metal selecionado a partir do grupo consistindo em: iodeto de cobre; iodeto de potássio e iodeto de sódio.
24. A composição de acordo com a reivindicação 23, em que o iodeto ou iodato de metal é iodeto de potássio.
25. A composição de acordo com a reivindicação 23, em que o iodeto ou iodato de metal é iodeto de sódio.
26. A composição de acordo com a reivindicação 23, em que o iodeto ou iodato de metal é iodeto de cobre.
27. Um método para injetar ácido em um furo de poço, o referido método compreendendo as etapas de: - fornecer um furo de poço com necessidade de estimulação; - inserir um tampão no furo de poço em uma localização predeterminada; - inserir uma ferramenta de perfuração e uma composição ácida de ponta de lança ou de degradação no furo de poço; - posicionar a ferramenta na referida localização predeterminada; - perfurar o furo de poço com a ferramenta, criando assim uma área perfurada; e - permitir que o ácido de ponta de lança entre em contato com a área perfurada por um período de tempo predeterminado suficiente para preparar a formação para fraturamento ou estimulação; onde a composição ácida compreende um ácido e um inibidor de corrosão e é suficientemente equilibrada para completar a operação de dissolução dos detritos solúveis em ácido dentro de um período de tempo que deixará a ferramenta com danos de corrosão aceitáveis (em alguns casos, mínimos) a partir da exposição à composição ácida.
28. Um método integrado para a perfuração de um revestimento e limpeza de detritos dentro de um furo de poço, o referido método compreendendo as etapas de: - fornecer um furo de poço tendo um revestimento; - inserir um tampão, uma ferramenta de perfuração e um ácido de ponta de lança ou de degradação no furo de poço; - fixar ou ajustar o tampão no furo de poço em uma localização predeterminada; - posicionar a ferramenta de perfuração na referida localização predeterminada; - perfurar o furo de poço com a ferramenta, criando assim uma área perfurada no revestimento; - permitir que o ácido de ponta de lança entre em contato com a área perfurada por um período de tempo predeterminado suficiente para preparar a formação para fraturamento ou estimulação; e - remover a ferramenta do furo de poço; onde a composição ácida compreende um ácido e um inibidor de corrosão e é suficientemente equilibrada para completar a operação de dissolução dos detritos solúveis em ácido dentro de um período de tempo que deixará a ferramenta com danos de corrosão aceitáveis (em alguns casos, mínimos) a partir da exposição à composição ácida.
29. Um método para realizar uma operação de fundo de poço para furação com ácido para aumentar a ROP (taxa de penetração) através de tampões de cimento ou formação de carbonato, o referido método compreende as seguintes etapas: - inserir uma ferramenta de furação dentro de um furo de poço;
- introduzir uma composição ácida concomitantemente com a ferramenta de furação; - posicionar a ferramenta de furação dentro do furo de poço em um ponto exigindo furação; - contatar a superfície exigindo furação com o ácido e começar a furação; e - continuar a operação de furação até que a distância desejada tenha sido alcançada; onde a composição ácida compreende um inibidor de corrosão e é suficientemente equilibrada para completar a operação de dissolução dos detritos solúveis em ácido dentro de um período de tempo que deixará a ferramenta com danos de corrosão aceitáveis (em alguns casos, mínimos) a partir da exposição à composição ácida.
30. Um método para realizar uma operação de fundo de poço para lavagens com ácido empregadas em tubulações em espiral, o referido método compreende as seguintes etapas: - inserir uma tubulação em espiral dentro de um furo de poço; - introduzir uma composição ácida concomitantemente com a ferramenta de furação; - posicionar a ferramenta de furação dentro do furo de poço em um ponto exigindo furação; - contatar a superfície exigindo furação com o ácido e começar a furação; e - continuar a operação de furação até que a distância desejada tenha sido alcançada; onde a composição ácida compreende um inibidor de corrosão e é suficientemente equilibrada para completar a operação de dissolução dos detritos solúveis em ácido dentro de um período de tempo que deixará a ferramenta com danos de corrosão aceitáveis (em alguns casos, mínimos) a partir da exposição à composição ácida.
31. Um método para realizar uma operação de fundo de poço para tratamentos em incrustação ou bolo de filtração empregados em tubulações em espiral, o referido método compreende as seguintes etapas: - inserir uma tubulação em espiral dentro de um furo de poço; - introduzir uma composição ácida concomitantemente com a ferramenta de lavagem; - posicionar a ferramenta de lavagem dentro do furo de poço em um ponto exigindo tratamento; - contatar a superfície exigindo tratamento com o ácido e começar tratamento; e - continuar a operação de tratamento até que o efeito desejado tenha sido alcançado; onde a composição ácida compreende um inibidor de corrosão e é suficientemente equilibrada para completar a operação de dissolução dos detritos solúveis em ácido de bolo de filtração dentro de um período de tempo que deixará a ferramenta com danos de corrosão aceitáveis (em alguns casos, mínimos) a partir da exposição à composição ácida.
32. Um método para realizar uma operação de fundo de poço para ferramentas ou espirais presas no revestimento e seção de orifício aberto do furo de poço, em que a aderência é causada por um detrito solúvel em ácido, o referido método compreendendo as etapas de: - introduzir uma composição ácida no furo de poço; - bombear ou encaminhar a composição ácida para o ponto dentro do furo de poço onde a referida espiral está presa
- permitir que a composição ácida tenha tempo de contato suficiente na e próximo da referida área empurrada para permitir que os detritos solúveis em ácido sejam dissolvidos pela composição ácida, onde a composição ácida compreende um inibidor de corrosão e é suficientemente equilibrada para completar a operação de dissolução dos detritos solúveis em ácido dentro de um período de tempo que deixará a ferramenta ou cano de furação ou tubulação com danos de corrosão aceitáveis (em alguns casos, mínimos) a partir da exposição à composição ácida.
33. Um método para realizar uma operação de fundo de poço para injetar ou perfurar com ácido em um furo de poço, o referido método compreendendo as etapas de: - fornecer um furo de poço com necessidade de estimulação; - inserir um tampão no furo de poço em uma localização predeterminada; - inserir uma ferramenta de perfuração e uma injeção de ácido no furo de poço; - posicionar a ferramenta na referida localização predeterminada; - perfurar o furo de poço com a ferramenta, criando assim uma área perfurada; e - permitir que o ácido de ponta de lança entre em contato com a área perfurada por um período de tempo predeterminado; onde a composição ácida compreende um inibidor de corrosão e é suficientemente equilibrada para completar a operação de dissolução dos detritos solúveis em ácido dentro de um período de tempo que deixará a ferramenta ou cano de furação ou tubulação com danos de corrosão aceitáveis (em alguns casos, mínimos) a partir da exposição à composição ácida.
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