BRPI0512971B1

BRPI0512971B1 - métodos de fraturar uma parte de uma formação subterrânea

Info

Publication number: BRPI0512971B1
Application number: BRPI0512971A
Authority: BR
Inventors: W Ritter David; D Lord Paul; B Waltman Rodney; Vitthal Sanjay
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2004-07-27
Filing date: 2005-07-25
Publication date: 2017-02-14
Also published as: NO20065811L; GB0624871D0; WO2006010912A1; GB2430222A; US7299876B2; CA2570421A1; BRPI0512971A; US20070235190A1; GB2430222B; RU2007107077A; RU2377403C2; AU2005266205A1; US20060032636A1; AU2005266205B2; CA2570421C; US7165617B2

Abstract

métodos de fraturar uma parte de uma formação subterrânea, de compactação e fraturamento de uma formação subterrânea e de reduzir uma pressão superficial necessária para criar uma ou mais fraturas em uma parte de uma formação subterrânea a presente invenção diz respeito a métodos para o tratamento de formações subterrâneas. em uma forma de realização, a presente invenção fornece um método de fraturar uma parte de uma formação subterrânea que compreende fornecer um fluido de tratamento viscoso compreendendo um fluido aquoso de sal único tendo uma densidade maior do que 9 libras por galão (1,08 kg/l) e um agente viscosificador reticulado, e o contato da parte da formação subterrânea com um fluido de tratamento viscoso de modo a criar ou intensificar uma ou mais fraturas nesse particular, em que o fluido de tratamento viscoso é introduzido em um furo de poço que penetra na parte da formação subterrânea a ser fraturada em uma pressão superficial de menos do que cerca de 25.000 libras por polegada quadrada (172,4 mpa). em outras formas de realização, a presente invenção fornece métodos de compactação e fraturamento uma formação subterrânea e métodos de reduzir uma pressão superficial necessária para criar uma ou mais fraturas em uma parte de uma formação subterrânea.

Description

“MÉTODOS DE FRATURAR UMA PARTE DE UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA” FUNDAMENTOS A presente invenção diz respeito a métodos para o tratamento de formações subterrâneas. Mais particularmente, a presente invenção diz respeito a métodos de uso de fluidos de tratamento viscosos que compreende um fluido aquoso de sal único tendo uma densidade maior do que cerca de 9 libras por galão (“ppg”) (1,08 kg/1).

Estimulações de poço, tais como as operações de fratura, comumente empregam fluidos de tratamento viscosos. As operações de fratura geralmente envolvem o bombeamento de um fluido de fratura viscoso em uma formação subterrânea em uma pressão hidráulica suficiente para criar ou intensificar um ou mais rachaduras ou “fraturas” na formação subterrânea. O fluido de fratura geralmente possui uma viscosidade suficiente para carregar particulados de sustentação em pelo menos uma fratura, inter alia, para ajudar na manutenção da integridade destas fraturas assim que a pressão hidráulica seja liberada. Logo que a pelo menos uma fratura é criada ou acentuada e os particulados de sustentação estão substancialmente no lugar, a viscosidade do fluido de fratura pode ser reduzida, e o fluido recuperado da formação. As operações de fratura podem ser executadas em uma ampla variedade de poços, incluindo os poços de produção em formações contendo óleo e/ou gás e em poços de injeção usados em operações de recuperação secundárias ou terciárias.

Um outro tratamento de estimulação de poço que emprega um fluido de tratamento viscoso é uma operação de compactação e fraturamento. Em uma operação de compactação e fraturamento, uma operação de fratura é combinada com uma operação de compactação de cascalho para fornecer produção estimulada, e uma compactação de cascalho anular para impedir e/ou reduzir a produção de areia. A compactação de cascalho é um método de controle de particulados de formação (por exemplo, areia) em uma seção não consolidada de uma formação subterrânea. As seções não consolidadas de formação subterrânea incluem aquelas que contêm particulados de formação indefinidos e aquelas em que os particulados de formação ligados possuem uma intensidade de ligação insuficiente para suportar as forças produzidas pela produção de fluidos através deles. Geralmente, a compactação de cascalho envolve a colocação de um leito de filtração contendo cascalho perto da perfuração do poço de modo a apresentar uma barreira física ao transporte de particulados de formação não consolidadas com a produção de hidrocarbonetos. O leito de filtração pode ser colocado mediante o bombeamento e colocação do cascalho em uma área adjacente a um furo de poço em uma seção não consolidada de uma formação subterrânea. A pressão de furo descendente necessária para criar ou intensificar uma ou mais fraturas na formação subterrânea é uma função da pressão hidrostática (por exemplo, o peso da coluna hidrostática) e a pressão superficial, fornecida pelo equipamento de bombeamento, menos as perdas de pressão friccional devido, em parte, à tubulação e outro equipamento de furo descendente quando o fluido de fratura passa através dele. Hoje, poços mais profundos estão sendo perfurados e completados. Por exemplo, os poços tão fundos quanto 30.000 pés ou maiores foram perfurados e completados. Geralmente, quando um poço é perfurado mais fundo em uma formação subterrânea, uma pressão de furo descendente mais elevada é requerida para fraturar a formação, que, por sua vez, quando se usa fluidos de fratura convencionais requer que seja uma pressão superficial maior com relação as pressões de furo descendente necessárias a serem alcançadas. Além disso, dependente das características do poço, pode existir perdas de pressão friccional maiores em certos poços, que também pode requerer que seja uma pressão superficial maior, quando se usa fluidos de fratura convencionais, com relação às pressões de furo descendente necessárias a serem alcançadas.

Por exemplo, pressões superficiais tão elevadas quanto 20.000 libras por polegada quadrada (“psi”) (137,9 MPa) e maiores podem ser requeridas quando se usa os fluidos de tratamento existentes quando os poços mais profundos são perfurados e completados. A pressão superficial, no entanto, pode ser limitada pelas taxas de pressão do equipamento superficial, tal como bombas, tubos de distribuição, linhas de tratamento, fontes, preventivos de fratura de pneumático, e outros mais. Para operações perto da costa, bombas e outros equipamentos de superfície geralmente possuem uma limitação de até aproximadamente 20.000 psi (137,9 MPa). Em parte, devido às limitações de espaço e a disponibilidade de linhas de tratamento flexíveis com as taxas de pressão aumentadas necessárias, as operações ao largo correntemente podem ser limitadas às pressões superficiais de até aproximadamente 15.000 psi (103,4 MPa). Além disso, para a disponibilidade de equipamento de superfície com taxas de pressão aumentadas, um outro inconveniente para aumentar a pressão superficial é que o equipamento com taxas de pressão aumentadas pode adicionar despesas indesejáveis a uma operação de fratura ou compactação e fraturamento. O documento US 5785747 fornece composições úteis para aumentar a viscosidade de fluidos aquosos, que compreende um álcool de pré-hidratação tendo pelo menos dois grupos hidroxila e um peso molecular de 60 a cerca de 600; um sal inorgânico; e um polímero.

Um outro meio de obter as pressões de furos descendentes mais elevadas requeridas para a fratura de uma formação subterrânea nos poços mais profundos é utilizar um fluido de tratamento mais denso do que é tipicamente usado nas operações de fratura e/ou compactação e fraturamento de modo que uma pressão hidrostática possa ser alcançada. Além disso, um aumento na pressão hidrostática pode alcançar a pressão de furo descendente necessária sem um aumento indesejável nas pressões superficiais. Os fluidos de tratamento viscosos convencionais usados nestas operações podem ser formulados usando salmouras com sal em concentração baixa tendo uma densidade de menos do que cerca de 9 ppg (1,08 kg/1). Para conseguir a viscosidade desejada do fluido de tratamento da viscoso, inter alia, com relação ao transporte de particulado de sustentação e reduzir o vazamento na formação, o fluido de tratamento viscoso ainda pode conter um agente viscosificador, tal como polímeros solúveis em água (por exemplo, gomas guar, derivados de celulose, biopolímeros, e outros mais). Os fluidos de tratamento viscosos, que compreendem fluidos aquosos de sal únicos com uma maior densidade do que o tipicamente usado na operação de fratura e/ou compactação e fraturamento, foram usados até agora para fornecer controle de perda de fluido em operações subterrâneas. Estes fluidos tipicamente compreendem um fluido aquoso de sal único tendo uma densidade de mais do que cerca de 9 ppg (1,08 kg/1), um agente viscosificador não reticulado, e outros componentes convencionais. Altemativamente, o agente viscosificador pode ser reticulado. No entanto, estes fluidos de tratamento viscosos que compreendem um fluido aquoso de sal único tendo uma densidade de mais do que cerca de 9 ppg (1,08 kg/1) não foram usados até agora em operações de fratura e/ou compactação e fraturamento.

SUMÁRIO A presente invenção diz respeito a métodos para o tratamento de formações subterrâneas. Mais particularmente, a presente invenção diz respeito aos métodos de uso de fluidos de tratamento viscosos que compreendem um fluido aquoso de sal único tendo uma densidade maior do que cerca de 9 libras por galão (“ppg”) (1,08 kg/1).

Em uma forma de realização, a presente invenção fornece um método de fraturar uma parte de uma formação subterrânea que compreende fornecer um fluido de tratamento viscoso compreendendo um fluido aquoso de sal único tendo uma densidade maior do que 9 libras por galão (1,08 kg/1) e um agente viscosificador reticulado, e colocar em contato a parte da formação subterrânea com um fluído de tratamento viscoso de modo a criar ou acentuar uma ou mais fraturas nesse particular, em que o fluido de tratamento viscoso é introduzido em um furo de poço que penetra a parte da formação subterrânea a ser fraturada em uma pressão superficial de menos do que cerca de 25.000 libras por polegada quadrada (172,4 MPa).

Em uma outra forma de realização, a presente invenção fornece um método de compactação e fraturamento de uma formação subterrânea que compreende fornecer um fluído de tratamento viscoso compreendendo um fluido aquoso de sal único tendo uma densidade maior do que 9 libras por galão (1,08 kg/1), um agente viscosíficador re ti eu lado, e cascalho, e colocar em contato a parte da formação subterrânea com um fluido de tratamento viscoso de modo a criar ou acentuar uma ou mais fraturas nesse particular, em que o fluido de tratamento viscoso é introduzido em um furo de poço que peneira a parte da formação subterrânea a ser fraturada em uma pressão superficial de menos do que cerca de 25.0Ü0 libras por polegada quadrada (172,4 MPa).

Em uma outra forma de realização, a presente invenção fornece um método de reduzir uma pressão superficial necessária para criar uma ou mais fraturas em uma parte de uma formação subterrânea que compreende o uso de um fluido de tratamento viscoso para criar ou intensificar uma ou mais fraturas na parte da formação subterrânea, o fluido de tratamento viscoso compreendendo um fluido aquoso de sal único tendo uma densidade maior do que 9 libras por galão (1,08 kg/1) e um agente viscosi ficador reiiculado.

Os aspectos e vantagens da presente invenção serão facilmente evidentes para aqueles qualificados na técnica após uma leitura da descrição das formas de realização que segue.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

Um entendimento mais completo da presente divulgação e vantagens desta podem ser adquiridos pela referência à seguinte descrição tomada em conjunto com os desenhos que acompanham, em que: A Figura 1 é um gráfico de taxa de pressão superficial e pasta fluida versus o tempo para uma operação de fratura hidráulica simulada utilizando um fluido de tratamento viscoso da técnica anterior. A Figura 2 é um gráfico de taxa de pressão superficial e pasta fluida versus o tempo para uma operação de fratura hidráulica simulada de acordo com uma forma de realização da presente invenção.

Embora a presente invenção seja suscetível a várias modificações e formas alternativas, as suas formas de realização específicas foram apresentadas por meio de exemplo nas figuras e são aqui descritas eoni detalhes. Deve ficar compreendido, no entanto, que a descrição das formas de realização específicas não é destinada a limitar a invenção nas formas particulares apresentadas, mas ao contrário, a intenção é cobrir todas as modificações, equivalentes e alternativas que caem dentro do espírito e escopo da invenção como definidos pelas reivindicações anexas.

DESCRIÇÃO DETALHADA A presente invenção diz respeito aos métodos para o tratamento de formações subterrâneas. Mais particularmente, a presente invenção diz respeito aos métodos de uso de fluidos de tratamento viscosos que compreendem um fluido aquoso de sal único tendo uma densidade de mais do que cerca de 9 libras por galão (“ppg”) (1,08 kg/1).

Os fluidos de tratamento viscosos da presente invenção geralmente compreendem um fluido aquoso de sal único tendo uma densidade maior do que cerca de 9 ppg (1,08 kg/1) e um agente viscosificador rcticulado. Por causa dos fluidos de tratamento viscosos utilizarem um fluido aquoso mais denso do que podem ser convencional mente usados nas operações de fratura e compactação e fraturamento, os fluidos de tratamento viscosos podem ser usados em operações onde é desejável reduzir a pressão superficial requerida da operação. A pressão superficial pode ser reduzida por causa da pressão hidrostática aumentada associada com o fluido mais denso. Opcionalmente, os fluidos de tratamento viscosos ainda podem compreender os particulados de sustentação, britadeiras, tampões de pH, agentes de ajuste do pH, e catalisadores. Além disso, uma variedade de aditivos adicionais adequados para uso na operação selecionada pode ser incluída no fluido de tratamento viscoso como desejado.

Geralmente, o fluido aquoso de sal único dos fluidos de tratamento viscosos da presente invenção pode ser qualquer fluido aquoso de sal único adequado que possui uma densidade suficiente de modo que a pressão de furo descendente requerida pode ser obtida sem exceder os limites de pressão superficial do equipamento de superfície. Em algumas formas de realização, o fluido aquoso de sal único possui uma densidade maior do que cerca de 10 ppg (1,2 kg/1). Em uma outra forma de realização, o fluido aquoso de sal único possui uma densidade maior do que 11 ppg (1,32 kg/1). Geralmente, o fluido aquoso de sal único compreende água e um sal. Outros componentes podem estar presentes também contanto que estes componentes não indesejavelmente interajam com o fluido de tratamento viscoso. A água pode ser de qualquer fonte contanto que não contenha um excesso de compostos que possam adversamente afetar outros componentes do fluido aquoso de sal único ou do fluido de tratamento viscoso. Os sais adequados compreendem cátions de lítio, sódio, potássio, césio, magnésio, cálcio, ou zinco e ânions complexos de cloreto, brometo, iodeto, formiato, nitrato, acetato, cianato, tiocianato ou zinco. Exemplos de sais adequados que compreendem os ânions e cátions listados acima incluem, mas não são limitados a eles, brometo de lítio, cloreto de lítio, formiato de lítio, nitrato de lítio, brometo de cálcio, cloreto de cálcio, nitrato de cálcio, formiato de cálcio, brometo de sódio, cloreto de sódio, formiato de sódio, nitrato de sódio, cloreto de potássio, brometo de potássio, nitrato de potássio, formiato de potássio, nitrato de césio, formiato de césio, cloreto de césio, brometo de césio, cloreto de magnésio, brometo de magnésio, cloreto de zinco e brometo de zinco. O sal particular e suas concentrações no fluido aquoso de sal único podem ser ajustados com relação, entre outras coisas, às limitações do equipamento dado e/ou pressões superficiais desejadas.

Os agentes viscosificadores reticulados adequados que podem ser usados nos fluidos de tratamento viscosos da presente invenção incluem uma ampla variedade de agentes viscosificadores que podem transmitir viscosidade aumentada aos fluidos com base aquosa quando reticulados. Exemplos de agentes viscosificadores adequados incluem, mas não são limitados a eles, gomas de galactomanana, derivados de goma de galactomanana, derivados de celulose, gomas xantanas, escleroglucano, succinoglicano, e combinações destes. As gomas de galactomanana adequadas incluem, mas não são limitados a eles, goma arábica, goma ghatti, goma caraia, goma tamarindo, goma tragacanto, goma guar, goma de alfarrobeira, e outros mais. Os derivados de goma de galactomanana adequados incluem, mas não são limitados a eles, derivados de goma guar, tais como hidroxipropilguar (“HPG”), carboximetilidroxipropilguar (“CMHPG”), e carboximetilguar (“CMG”). Os derivados de celulose adequados, incluem, mas não são limitados a eles, hidroxietilcelulose (“HEC”), hidroxietilcelulose enxertado, carboximetilcelulose, carboximetilcelulose, e carboximetilidroxietil celulose. Em outras formas de realização, o agente viscosificador pode ser despolimerizada. O termo “despolimerizada”, como aqui usado, de uma forma geral se refere a uma diminuição no peso molecular do agente viscosificador. Os polímeros despolimerizados são descritos na Patente dos Estados Unidos no. 6.488.091, cuja divulgação pertinente é aqui incorporada por referência. O agente viscosificador pode ser reticulado por qualquer agente ou método de reticulação. Em algumas formas de realização, um agente de reticulação pode ser utilizado para reticular o agente viscosificador para formar o agente viscosificador reticulado. Em certas formas de realização, os fluidos de tratamento viscosos da presente invenção podem ser formados mediante o contato de um fluido aquoso de sal único contendo um agente viscosificador com um agente de reticulação, e deixando um agente de formação de gel reticulado se formar. Uma variedade de agentes de reticulação são adequados para uso na reticulação dos agentes viscosificadores da presente invenção. Exemplos de agentes de reticulação adequados incluem, mas não são limitados a eles, compostos de liberação de borato e compostos que liberam íons de metal de transição quando dissolvidos em um líquido aquoso. Os compostos de liberação de borato adequados incluem, mas não são limitados a eles, ácido bórico, tetraidrato de octaborato de dissódio, diborato de sódio, ulexita e colemanita. Um exemplo de um composto de liberação de borato adequado é comercialmente disponível sob o nome comercial “HMP™ Link” crosslinker from Halliburton Energy Services, Duncan, Oklahoma. Um outro exemplo de um composto de liberação de borato adequado é comercialmente disponível sob o nome comercial “CL-38™” delayed borate crosslinker from Halliburton Energy Services, Duncan, Oklahoma. Os compostos adequados que libera, íons de metal de transição, incluem, mas não são limitados a eles, compostos capazes de fornecer íons de zircônio tais como, por exemplo, lactato de zircônio, lactato trietanolamina zircônio, carbonato de zircônio, acetilacetonato de zircônio, e diisopropilamina lactato de zircônio; os compostos capazes de fornecer íons de titânio tais como, por exemplo, lactato de titânio amônio, trietanolamina de titânio, acetilacetonato de titânio; compostos de alumínio tais como, por exemplo, lactato de alumínio ou citrato de alumínio; compostos capazes de fornecer íons de ferro, tais como, por exemplo, cloreto férrico; compostos capazes de fornecer íon de crômio tais como, por exemplo, citrato de crômio III; ou compostos capazes de fornecer íons de antimônio.

Geralmente, o agente de reticulação, em algumas formas de realização podem ser adicionados ao fluido aquoso de sal único contendo o agente viscosificador em uma quantidade suficiente, inter alia, par fornecer o grau desejado de reticulação. Uma pessoa de habilidade usual na técnica, com o benefício desta divulgação, será capaz de determinar a quantidade apropriada e tipo de agente de reticulação para incluir com relação a uma aplicação particular. O agente viscosificador deve ser adicionado ao fluido de sal único em uma quantidade suficiente para formar o fluido de tratamento viscoso desejado. Como uma pessoa de habilidade usual na técnica observará, a quantidade do agente viscosificador para se incluir dependerá de vários fatores, incluindo o agente viscosificador particular escolhido, temperaturas de furo descendente, pH, condições do poço, e a viscosidade desejada do fluido. Em algumas formas de realização, o agente viscosificador pode ser adicionado ao fluido aquoso de sal único em uma quantidade na faixa de cerca de 10 lbs (4,5 kg) a cerca de 200 lbs (90,7 kg) por 1000 galões (3785,4 1) do fluido aquoso de sal único. Em outras formas de realização, o agente viscosificador pode ser adicionado ao fluido aquoso de sal único em uma quantidade na faixa de cerca de 15 lbs (6,8 kg) a cerca de 80 lbs (36,3 kg) por 1000 galões (3785,4 1) do fluido aquoso de sal único. Como será debatido com maiores detalhes abaixo, o agente viscosificador, em algumas formas de realização, primeiro pode ser preparado em um concentrado de fluido de tratamento antes de sua combinação com o fluido aquoso de sal único.

Os fluidos de tratamento viscosos opcionalmente podem compreender particulados de sustentação adequados para uso em aplicações subterrâneas. Os particulados de sustentação adequados incluem, mas não são limitados a eles, cascalho, areia natural, areia de quartzo, granada particulada, vidro, cascas de noz trituradas, pelotas de náilon, pelotas de alumínio, bauxita, cerâmicas, materiais poliméricos, combinações destes, e outros mais. Uma pessoa tendo habilidade usual na técnica, com o benefício desta divulgação, reconhecerá o tipo apropriado, tamanho e quantidade de particulados de sustentação para se usar em conjunto com um fluido de tratamento viscoso da presente invenção para se obter um resultado desejado. Em certas formas de realização, os particulados de sustentação usados podem ser incluídos em um fluido de tratamento viscoso da presente invenção para formar um furo descendente de compactação de cascalho ou como um agente de sustentação em operações de fratura. Em algumas formas de realização, estes particulados podem ser revestidos com resinas, agentes de pegajosidade, agentes de modificação da superfície, ou combinações destes, por exemplo, para consolidar o furo descendente de particulados. Se utilizados, estes revestimentos não devem indesejavelmente interagir com os particulados de sustentação ou quaisquer outros componentes dos fluidos de tratamento da viscosidade da presente invenção.

Os fluidos de tratamento da viscosidade da presente invenção opcionalmente podem compreender um tampão de pH. O tampão de pH pode ser incluído nos fluidos de tratamento viscosos da presente invenção para manter o pH em uma faixa desejável, inter alia, para intensificar a estabilidade do fluido de tratamento viscoso. Exemplos de tampões de pH adequados incluem, mas não são limitados a eles, carbonato de sódio, carbonato de potássio, bicarbonato de sódio, bicarbonato de potássio, diacetato de sódio ou potássio, fosfato de sódio ou potássio, hidrogeno fosfato de sódio ou potássio, di-hidrogeno fosfato de sódio ou potássio, borato de sódio, diacetato de sódio ou amônio, ácido sulfâmico, e outros mais. O tampão do pH pode estar presente em um fluido de tratamento viscoso da presente invenção em uma quantidade suficiente para manter o pH do fluido de tratamento em um nível desejável. Uma pessoa de habilidade usual na técnica, com o benefício desta divulgação, reconhecerá o tampão de pH apropriado e a quantidade de tampão de pH para uso com relação a uma aplicação selecionada.

Opcionalmente, os fluidos de tratamento viscosos da presente invenção ainda podem incluir compostos de ajuste do pH para ajustar o pH do fluido de tratamento viscoso, inter alia, para um pH desejado para a reticulação e/ou intensificar a hidratação do agente viscosificador. Os compostos de ajuste do pH adequados incluem qualquer composto de ajuste do pH que não adversamente reage com os outros componentes do fluido de tratamento da viscosidade. Exemplos de compostos de ajuste do pH adequados incluem, mas não são limitados a eles, hidróxido de sódio, hidróxido de potássio, hidróxido de lítio, carbonato de sódio, carbonato de potássio, ácido fumárico, ácido fórmico, ácido acético, anidrido acético, ácido clorídrico, ácido hidrofluórico, ácido hidroxifluobórico, ácido poliaspártico, polissuccinimida, diacetato de amônio, diacetato de sódio e ácido sulfâmico. O composto de ajuste do pH apropriado e sua quantidade pode depender das características e condições de formação, do agente viscosificador selecionado, e de outros fatores conhecidos aos indivíduos qualificados na técnica com o benefício desta revelação. Por exemplo, onde um composto de liberação de borato for utilizado como o agente de reticulação, o pH dos fluidos de tratamento viscosos da presente invenção deve ser ajustado para cima em cerca de 8 a cerca de 12 para facilitar a reticulação do agente viscosificador. Aqueles qualificados na técnica, com o benefício desta divulgação, serão capazes de ajustar a faixa de pH nos fluidos aquosos viscosos da presente invenção como desejado.

Em algumas aplicações, após o fluido de tratamento viscoso ter executado sua função desejada, sua viscosidade pode ser reduzida. Por exemplo, em tratamentos e operações subterrâneos, assim que a viscosidade é reduzida, o fluido de tratamento viscoso da presente invenção pode ser circulado de volta para a superfície, e o poço pode retomar à produção. A viscosidade dos fluidos de tratamento viscosos pode ser reduzida por uma variedade de meios. Em algumas formas de realização, fragmentadores capazes de reduzir a viscosidade dos fluidos de tratamento viscosos em um tempo desejado podem ser incluídos no fluido de tratamento viscoso para reduzir a sua viscosidade. Em outras formas de realização, desligadores capazes de diminuir o pH dos fluidos de tratamento viscosos em um tempo desejado podem ser incluídos no fluido de tratamento viscoso para reduzir a sua viscosidade.

Em algumas formas de realização, os fluidos de tratamento viscosos da presente invenção ainda podem compreender um fragmentador. Qualquer fragmentador que seja capaz de reduzir a viscosidade dos fluidos de tratamento viscosos quando desejado é adequado para uso nas composições e métodos da presente invenção. Em certas formas de realização, os fragmentadores de gel retardados que reagirão com os fluidos de tratamento viscosos após períodos de retardos desejados podem ser utilizados. Os fragmentadores de gel retardados adequados podem ser materiais que são lentamente solúveis em um fluido de tratamento viscoso. Exemplos de fragmentadores retardados adequados incluem, mas não são limitados a eles, fragmentadores de enzima, tais como amilases alfa e beta, amiloglicosidase, invertase, maltase, celulase e hemicelulase; ácidos, tais como ácido maleico e ácido oxálico; e agentes oxidantes, tais como cloreto de sódio, bromato de sódio, persulfato de sódio, persulfato de amônio, peróxido de magnésio, lactose, sulfato de amônio, e trietanol amina. Um exemplo de um fragmentador de gel retardado adequado é comercialmente disponível sob o nome comercial “VICON NF™” breaker from Halliburton Energy Services, Duncan, Oklahoma. Em algumas formas de realização, estes fragmentadores retardados podem ser encapsulados com materiais de encapsulação lentamente solúveis em água ou outros adequados. Exemplos de materiais de encapsulação solúveis em água e outros similares que podem ser adequados incluem, mas não são limitados a eles, materiais sólidos porosos tais como süica precipitada, elastômeros, cloreto de polivinilideno (PVDC), náilon, ceras, poliuretanos, poliésteres, acrílicos reticulados parcialmente hidrolisados, outros materiais poliméricos, e outros mais. O fragmentador apropriado e sua quantidade podem depender das características e condições de formação, do agente viscosificador escolhido, do pH do fluido de tratamento viscoso, e outros fatores conhecidos dos indivíduos qualificados na técnica com o benefício desta apresentação. Em algumas formas de realização, o fragmentador pode ser incluído em um fluido de tratamento viscoso da presente invenção em uma quantidade na faixa de cerca de 0,1 galão (0,38 1) a cerca de 100 galões (378,5 1) por 100 galões (378,5 1) do fluido aquoso de sal único.

Em algumas formas de realização, os fluidos de tratamento da viscosos da presente invenção podem compreender um desligador que é capaz de diminuir o pH do fluido de tratamento viscoso em um tempo desejado fazendo com que as reticulações do agente viscosificador inverta. Por exemplo, quando certos agentes de reticulação, tais como os compostos de liberação de borato, forem usados, as reticulações podem ser invertidas (ou desarticuladas) mediante a diminuição do pH do fluido de tratamento viscoso para baixo de cerca de 8. O desligador pode compreender agentes de ajuste do pH encapsulado ou materiais degradáveis de liberação de ácido capazes de reagir durante um tempo em um ambiente aquoso para produzir um ácido. Em certas formas de realização, os agentes de ajuste do pH adequados incluem, mas não são limitados a eles, ácido fumárico, ácido fórmico, ácido acético, anidrido acético, ácido clorídrico, ácido hidrofluórico, ácido hidroxifluobórico, ácido poliaspártico, polissuccinimida, combinações destes, e outros mais. Nestas formas de realização, os agentes de ajuste do pH podem ser encapsulados usando qualquer técnica de encapsulação adequada. A metodologia de encapsulação exemplar é descrita nas Patentes U.S. números 5.373.901; 6.444.316; 6.527.051 e 6.554.071, cujas divulgações relevantes são aqui incorporadas por referência. Os materiais degradáveis de liberação de ácido também podem ser incluídos nos fluidos de tratamento viscosos para diminuir o pH do fluido de tratamento viscoso. Os materiais degradáveis de liberação de ácido adequados que podem ser usados em conjunto com a presente invenção são aqueles materiais que são substancialmente insolúveis em água em que eles se degradam durante um tempo, em vez de instantaneamente, em um ambiente aquoso para produzir um ácido. Exemplos de materiais degradáveis de liberação de ácido adequados incluem ortoésteres; poli(orto ésteres); lactídeos; poli(lactídeos); glicolídeos; poli(glicolídeos); lactídeos substituídos em que o grupo substituído compreende hidrogênio, alquila, arila, alquilarila, heteroátomos de acetila e misturas destes; anidridos substancialmente insolúveis em água; e poli(anidridos). Dependendo do tempo requerido para a redução da viscosidade, o material degradável de liberação de ácido pode fornecer um fragmentador relativamente rápido ou um fragmentador relativamente lento, dependendo, por exemplo, do material degradável de liberação de ácido particular selecionado. Os materiais adequados para uso como um material degradável de liberação de ácido da presente invenção podem ser considerados degradáveis se a degradação for devida, inter alia, aos processos químicos e/ou radicais, tais como hidrólise, oxidação, ou decomposição enzimática. A inclusão de um desligador particular e sua quantidade pode depender das características de formação e condições, do agente viscosificador selecionado, do agente de reticulação particular, e outros fatores conhecidos dos indivíduos qualificados na técnica com o benefício desta divulgação. Em algumas formas de realização, o desligador pode ser incluído em um fluido de tratamento da viscosidade da presente invenção em uma quantidade na faixa de cerca de 0,01 libras (0,005 kg) a cerca de 100 libras (45,3 kg) por 1000 galões (3785,4 1) do fluido aquoso de sal único.

Os fluidos de tratamento viscosos da presente invenção opcionalmente podem compreender um catalisador. O uso de um catalisador é opcional, mas um catalisador pode ser incluído nos fluidos de tratamento viscosos da presente invenção para ativar o fragmentador dependente, inter alia, do pH do fluido de tratamento viscoso e das condições de formação. Exemplos de catalisadores adequados incluem, mas não são limitados a eles, catalisadores de metal de transição, tais como acetato de cobre e cobalto. Um exemplo de um catalisador de cobalto acetato adequado é disponível sob o nome comercial “CATALISADOR-OS-1” catalyst from Halliburton Energy Services, Duncan, Oklahoma. EM algumas formas de realização, o catalisador pode ser incluído em um fluido de tratamento viscoso da presente invenção em uma quantidade na faixa de cerca de 0,01 libra (0,005 kg) a cerca de 50 libras (22,6 kg) por 1000 galões (3785,4 1) do fluido aquoso de sal único.

Os aditivos adicionais podem ser adicionados nos fluidos de tratamento viscoso da presente invenção quando suposto apropriado para uma aplicação particular por uma pessoa versada na técnica, com o benefício desta divulgação. Exemplos de tais aditivos incluem, mas não são limitados a eles, agentes de sobrecarga, biocidas, estabilizantes de gel, tensoativos, inibidores de incrustações, agentes anti-espumantes, agentes espumantes, aditivos de controle da perda de fluido, inibidores do intumescimento de xisto, rastreadores radioativos, combinações destes, e numerosos outros aditivos adequados para uso em operações subterrâneas.

Os fluidos de tratamento viscosos da presente invenção podem ser preparados por qualquer método adequado. Em algumas formas de realização, os fluidos de tratamento viscosos da presente invenção podem ser produzidos no local do poço. Como um exemplo, de um tal método no local, um agente viscosificador pode ser combinado com um fluido aquoso de sal único, como debatido acima. Além disso, aditivos adicionais, como debatido acima, podem ser combinados com o fluido aquoso de sal único como desejável. Para formar um fluido de tratamento da viscosidade da presente invenção, um agente de reticulação, como debatido acima, pode ser adicionado ao fluido aquoso de sal único que compreende o agente viscosificador e outros aditivos adequados* Em outras formas de realização, um concentrado de fluido de tratamento pode ser preparado mediante a combinação de um fluido de base (por exemplo, água) e um agente viscosificador, o concentrado de fluido de tratamento compreendendo um fluido de base e um agente viscosificador, Geral mente, a água no concentrado de fluido de tratamento pode ser de água doce ou água contendo uma quantidade relativamente pequena de um sal ou sais dissolvidos. Em outras formas de realização, a água no concentrado de fluido de tratamento pode ser o único fluído aquoso de sal. O agente viscosificador pode estar presente no concentrado de fluido de tratamento em uma quantidade na faixa de cerca de 40 Ibs (18,1 kg) a cerca de 200 Ibs (90,7 kg) por 1000 galões (3785,4 1) do fluido de base. Além disso, aditivos adicionais, debatidos acima, que podem ser incluídos nos fluidos de tratamento viscosos da presente invenção, podem ser adicionados ao concentrado de fluido de tratamento como desejado. Em algumas formas de realização, o concentrado de fluído de tratamento pode ser preparado em uma localidade de fabricação fora do local e pode ser armazenado antes do uso. Tais métodos podem ser preferidos, por exemplo, quando estes concentrados de fluido de tratamento forem usados em aplicações ao largo, por exemplo, porque os volumes de equipamento e armazenagem podem ser reduzidos. Após preparação do concentrado de fluido de tratamento, o fluido aquoso de sal único, descrito aeínia. pode ser combinado com o concentrado de fluido de tratamento. Quando o concentrado de fluído dc tratamento for misturado com o fluido aquoso de sal único, nenhum tempo de hidratação pode ser requerido porque o agente viscosificador pode anteriormente ser sub st andai mente hidratado de modo completo, Além disso, os aditivos adicionais, debatidos acima podem ser combinados com o fluido aquoso de sal único como desejável. Para formar o fluido de tratamento viscoso da presente invenção, um agente de reticulação, como debatido acima, pode ser adicionado ao fluido aquoso de sal único que compreende o agente viscosificador e outros aditivos adequados.

Os fluidos de tratamento da viscosidade da presente invenção podem ser utilizados para realizar uma variedade de tratamentos e operações em poços subterrâneos, incluindo, mas não limitados a eles, operações de tratamento de fratura e operações de compactação e fraturamento. Em algumas formas de realização onde os fluidos de tratamento viscosos da presente invenção são usados com as operações de fratura, uma parte da formação subterrânea pode ser colocada em contato com os fluidos de tratamento viscosos de modo a criar ou intensificar uma ou mais fraturas nela, os fluidos de tratamento viscosos compreendendo um fluido aquoso de sal único e um agente viscosificador reticulado. A formulação desejada dos fluidos de tratamento viscosos deve ser determinada para obter a reologia e pressões desejadas. O sal particular no fluido aquoso de sal único e sua concentração pode ser ajustado para otimizar as limitações do equipamento ou pressões de tratamento superficiais desejadas de menos do que cerca de 25.000 psi (172,4 MPa), em outras formas de realização, menos do que cerca de 20.000 psi (137,9 MPa), e em mais outras formas de realização, menos do que cerca de 15.000 psi (103,4 MPa). Como aqueles de habilidade usual na técnica observarão, os fluidos de tratamento viscosos da presente invenção ainda podem compreender particulados de sustentação. Em um momento escolhido, ou após um tempo desejado, a viscosidade do fluido de tratamento viscoso pode ser reduzida e o fluido de tratamento viscoso recuperado.

Em outras formas de realização, em que os fluidos de tratamento viscosos da presente invenção são usados com operações de compactação e fraturamento, uma parte da formação subterrânea pode ser colocada em contato com os fluidos de tratamento viscosos de modo a criar ou intensificar uma ou mais fraturas nela, os fluidos de tratamento viscosos compreendendo um fluido aquoso de sal único, um agente viscosificador reticulado e um particulado de sustentação (por exemplo, cascalho). A formulação desejada dos fluidos de tratamento viscosos deve ser determinada para obter a reologia e pressões desejadas. O sal particular no fluido aquoso de sal único e sua concentração pode ser ajustado para otimizar as limitações do equipamento ou pressões de tratamento superficiais desejadas de menos do que cerca de 25.000 psi (172,4 MPa), em outras formas de realização, menos do que cerca de 20.000 psi (137,9 MPa), e em mais outras formas de realização, menos do que cerca de 15.000 psi (103,4 MPa). Em um momento escolhido, ou após um tempo desejado, a viscosidade do fluido de tratamento viscoso pode ser reduzida e o fluido de tratamento viscoso recuperado.

Em uma forma de realização, a presente invenção fornece um método de fraturar uma parte de uma formação subterrânea que compreende fornecer um fluido de tratamento viscoso compreendendo um fluido aquoso de sal único tendo uma densidade maior do que 9 libras por galão (1,08 kg/1) e um agente viscosificador reticulado, e colocar em contato a parte da formação subterrânea com um fluido de tratamento viscoso de modo a criar ou acentuar uma ou mais fraturas nesse particular, em que o fluido de tratamento viscoso é introduzido em um furo de poço que penetra a parte da formação subterrânea a ser fraturada em uma pressão superficial de menos do que cerca de 25.000 libras por polegada quadrada (172,4 MPa).

Em uma outra forma de realização, a presente invenção fornece um método de compactação e fraturamento de uma formação subterrânea que compreende fornecer um fluido de tratamento viscoso compreendendo um fluido aquoso de sal único tendo uma densidade maior do que 9 libras por galão (1,08 kg/1), um agente viscosificador reticulado, e cascalho, e colocar em contato a parte da formação subterrânea com um fluido de tratamento viscoso de modo a criar ou acentuar uma ou mais fraturas nela, em que o fluido de tratamento viscoso é introduzido em um furo de poço que penetra a parte da formação subterrânea a ser fraturada em uma pressão superficial de menos do que cerca de 25.000 libras por polegada quadrada (172,4 MPa).

Em uma outra forma de realização, a presente invenção fornece um método de reduzir uma pressão superficial necessária para criar uma ou mais fraturas em uma parte de uma formação subterrânea que compreende o uso de um fluido de tratamento viscoso para criar ou intensificar uma ou mais fraturas na parte da formação subterrânea, o fluido de tratamento viscoso compreendendo um fluido aquoso de sal único tendo uma densidade maior do que 9 libras por galão (1,08 kg/1) e um agente viscosificador reticulado.

Para facilitar uma melhor compreensão da presente invenção, os exemplos que seguem de certas formas de realização são fornecidos. De maneira alguma deve os seguintes exemplos serem interpretados para limitar, ou definir, o escopo da invenção.

EXEMPLOS EXEMPLO 1 Testes reológicos foram executados em uma amostra de fluido que foi preparada como se segue. A Amostra de Fluido no. 1 foi preparada pela adição de 1 litro de uma salmoura de brometo de sódio a 11,5 ppg (1,38 kg/1) em um frasco de vidro misturador. Com agitação, 8,75 ml de um concentrado de fluido de tratamento (4 libras (1,8 kg) HPG por galão (3,78 1)) foram adicionados para produzir um gel de HPG. Logo depois, um tensoativo foi adicionado ao gel de HPG em uma quantidade de 0,12 grama. O tensoativo é comercialmente disponível sob o nome comercial “LOSURF-2000S™” surfactant from Halliburton Energy Services, Duncan, Oklahoma. Para hidratação do HPG, um tampão, diacetato de amônio, foi adicionado ao frasco de vidro misturador com agitação em uma quantidade de 0,25 ml para ajustar o pH do gel HPG para cerca de 7. Logo depois, com agitação, um tampão de carbonato de potássio em urna quantidade de 2,25 ml e um tampão de hidróxido de sódio em uma quantidade de 2,25 ml foram adicionados ao frasco de vidro misturador com agitação para ajustar o pH do gel HPG para cerca de 11,? para retieulação. A seguir, com agitação, l ,2 grama de um estabilizante de gel, tiossulfato de sódio, foi adicionado ao frasco de vidro misturador. Com agitação, 3 ml de um agente de retieulação, reticulador de borato de retardo CL38™, foram adicionados ao gel HPG e deixados misturar durante 30 segundos para formar um gel HPG reticulado. Amostra de Fluido no. 1.

Assim que preparado, uma amostra de 35 ml de Amostra de Fluido no. 1 foi transferida imediatamente à cuba do rotor RI de um viseômetro Fann Model 50 C. A cuba do rotor contendo a amostra foi ligada ao viseômetro equipado com um balancim B5X. A amostra foi pressurizada em 350 psi (2,4 MPa) e imersa no banho pré-aquecido no viseômetro. Para determinar as viscosidades da amostra, um procedimento de taxa de cisalhamento sem varredura foi utilizado. A cuba do rotor foi fixada em movimento em uma taxa constante de cerca de 95 rpm fornecendo uma taxa de cisalhamento de cerca de 81 s lna amostra, A amostra foi preparada em cerca de 275°F (135°C) e viscosidades médias e taxas de cisalhamento da amostra foram medidas. Os resultados destes testes são listados abaixo na Tabela 1.

Tabela 1 Portanto, o Exemplo 1 ilustra que um fluído de tratamento viscoso da presente invenção que compreende um fluido aquoso de sal único e um agente viscosífícador redculado pode ter propriedades reológicas desejáveis para uso em operações subterrâneas. EXEMPLO 2 Testes reológicos adicionais foram executados em uma amostra de fluido diferente. A Amostra de Fluido no. 2 foi preparada como se segue. Uma salmoura de brometo de sódio a 12,5 ppg (1,5 kg/l) foi adicionada em uma quantidade de 1 litro a um frasco de vidro misturador. Com agitação, 4,8 gramas de CMHPG foram adicionados para produzir um gel CMHPG. Logo depois, um tensoativo, LOSURF-2ÜOOS, foi adicionado ao gel CMHPG em uma quantidade de 0,12 grama, Para hidratação do CMHPG, um tampão, diacetato de arnônio, foi adicionado ao frasco de vidro misturador com agitação em uma quantidade de 0,25 ml para ajustar o pH do gel CMHPG para cerca de 7. Logo depois, com agitação, um tampão de carbonato de potássio em uma quantidade de 2,25 ml e um tampão de hidróxido de sódio em uma quantidade de 0,7 ml foram adicionados ao frasco de vidro misturador com agitação para ajustar o pH do gel CMHPG para cerca de 10,18 para reticulação. A seguir, com agitação, 2,48 gramas de um estabilizante dc gel, ti os sul fato dc sódio, foram adicionados ao frasco de vidro misturador. Com agitação, 0,8 ml de um agente de reticulação foi adicionado ao gel CMHPG e deixado misturar durante 30 segundos para formar um gel CMHPG redculado. Amostra de Fluido no. 1. O agente de reticulação adicionado foi um agente de reticulação de metal zirconato que é comercialmente disponível sob o nome comercial “CL-24™” crosslinker from Halliburton Energy Services, Duncan, Oklahoma.

Assim que preparado, uma alíquota de 35 ml de Amostra no. 2 foi transferida imediatamente à cuba do rotor RI de um víscômetro Fann Model 50 C, A cuba do rotor contendo a amostra foi ligada ao víscômetro equipado com um balancim B5X. A amostra fluida foi pressurizada em 350 psi (2,4 MPa) e imersa tio banho pré-aquecido no viscômetro. A cuba do rotor foi fixada em movimento a 88 rpm fornecendo uma taxa de císalhamento de 74 s"1 na amostra. O viscômetro foi programado para manter uma constante de 88 rpm sobre a amostra, exceto quando se executa uma varredura da taxa de císalhamento. Uma varredura de taxa de císalhamento de 118 rpm, 88 rpm, 59 rpm, 29 rpm, 59 rpm, 88 rpm e 118 rpm foi programada para ocorrer sempre 15 minutos após a amostra ter alcançado uma temperatura de cerca de 325 °F (163°C). A tensão de císalhamento em cada taxa de císalhamento foi registrada. índices de lei da força são definidos na American Petroleum lnstitute\s publicadon RP39, 3U. edição, Seção 6. Os resultados destes cálculos e viscosidades aparentes da Amostra de Fluido no. 2 são listados abaixo na Tabela 2.

Tabela 2 Assim, o Exemplo 2 indica que um fluido de tratamento viscoso da presente invenção que compreende um fluido aquoso de sal único e um agente viscosíficador reticulado pode ter propriedades reológicas desejáveis para uso em operações subterrâneas. EXEMPLO 3 Uma operação de fratura hidráulica foi simulada usando duas amostras de fluido diferentes. A simulação foi executada utilizando software “FracproPT”, comercial mente disponível da Pinnacle Technologies. A formação simulada tinha uma temperatura de cavidade de fundo de 20CPF (93°C). A simulação foi executada usando 26.000 pés de uma coluna de trabalho com 4,828 polegadas de diâmetro interno e uma taxa de bomba de 30 barris por minuto (“bpm”) para obter uma pressão de furo descendente de 19.600 psi (135,1 MPa). A simulação determinou a pressão superficial requerida para obter a pressão de furo descendente necessária com base, inter alia, na pressão hidrostática gerada pela amostra de fluido e as perdas de pressão friccional associadas. A Amostra de Fluido no. 3 (comparativo) compreendia um fluido aquoso de sal único tendo uma densidade de 8,7 ppg (1,04 kg/1) e HPG reticulado presente em uma quantidade de 25 libras (11,3 kg) por 1000 galões (3785,4 1) do fluido aquoso de sal único. Para a Amostra de Ruído no. 3, a pressão superficial determinada necessária para alcançar a pressão de furo descendente requerida foi de cerca de 11.800 psi (81,3 MPa). Na Figura 1, a pressão superficial e a taxa de pasta fluida da Amostra de Fluido no. 3 para a operação de fratura hidráulica simulada são traçadas em gráfico versus o tempo. A Amostra de Ruido no. 4 compreendida um fluido aquoso de sal único tendo uma densidade de 11,5 ppg (1,38 kg/1) e HPG reticulado presente em uma quantidade de 25 libras (11,3 kg) por 1000 galões (3785,4 1) do fluido aquoso de sal único. Para a Amostra de Fluido no. 4, a pressão superficial determinada necessária para alcançar a pressão de furo descendente requerida foi de cerca de 8000 psi (55,2 MPa). Na Figura 2, a pressão superficial e a taxa de pasta fluida da Amostra de Fluido no. 4 para a operação de fratura hidráulica simulada são traçadas em gráfico versus o tempo.

Consequentemente, o Exemplo no. 3 indica que um fluido de tratamento viscoso da presente invenção que compreende um fluido aquoso de sal único tendo uma densidade maior do que cerca de 9 ppg (1,08 kg/1) e um agente viscosificador reticulado pode reduzir as pressões superficiais necessárias nas operações de fratura hidráulica.

Portanto, a presente invenção é bem adaptada para realizar os objetivos e atingir as finalidades e vantagens mencionadas assim como aquelas que são aqui inerentes. Embora numerosas mudanças podem ser efetuadas por aqueles qualificados na técnica, tais mudanças são incluídas dentro do espírito desta invenção como definido pelas reivindicações anexas.

REIVINDICAÇÕES

Claims

1. Método de fraturar uma parte de uma formação subterrânea, caracterizado pelo fato de que compreende: fornecer um fluído de tratamento viscoso compreendendo uma salmoura de brometo de sódio tendo uma densidade maior do que 9 libras por galão (1,08 kg/l) e um agente viscosificador reticulado, em que o agente viscosificador reticulado compreende um derivado de goma galactomanana reticulado, e colocar em contato a parte da formação subterrânea com o fluido de tratamento viscoso de modo a criar ou intensificar uma ou mais fraturas nela, em que o fluído de tratamento viscoso é introduzido em um furo de poço que penetra na parte da formação subterrânea a ser fraturada em uma pressão superficial de menos do que 25.000 libras por polegada quadrada (172,4 MPa).

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a salmoura de brometo de sódio possuí uma densidade maior do que 10 libras por galão (1 ;2 kg/l).

3. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ainda compreender colocar em contato a salmoura de brometo de sódio que compreende um agente viscosificador com um agente de reticulação para formar o fluído de tratamento viscoso,

4. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de ainda compreender a preparação da salmoura de brometo de sódio que compreende o agente viscosificador.

5. Método de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que o agente viscosificador é fornecido em um concentrado de fluido de tratamento que compreende um fluido de base e o agente viscosificador, em que o agente viscosificador está presente em urna quantidade na faixa de 40 libras (18,1 kg) por 1000 galões (3785,4 1) do fluido de base.

6. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que o agente de reticulação compreende um composto de liberação de borato, um composto capaz de fornecer íons de zircônio, um composto capaz de fornecer íons de titânio, um composto de alumínio, um composto capaz de fornecer íons de ferro, um composto capaz de fornecer íons de crômio, ou um composto capaz de fornecer íons de antimônio.

7. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que o agente de reticulação compreende ácido bórico, tetraidrato de octaborato de dissódio, diborato de sódio, ulexita, colemanita, lactato de zircônio, lactato trietanolamina zircônio, carbonato de zircônio, acetilacetonato de zircônio, diisopropilamina lactato de zircônio, lactato de titânio amônio, trietanolamina de titânio, acetilacetonato de titânio, lactato de alumínio, citrato de alumínio, cloreto férrico ou citrato de crômio III.

8. Método de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que o agente viscosificador está presente na salmoura de brometo de sódio em uma quantidade na faixa de 10 libras (4,5 kg) a 200 libras (90,7 kg) por 1000 galões (3785,41) do fluido aquoso de sal único.

9. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de tratamento viscoso ainda compreende um particulado de sustentação.

10. Método de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que o particulado de sustentação compreende cascalho, areia natural, areia de quartzo, granada particulada, vidro, cascas de noz trituradas, pelotas de náilon, pelotas de alumínio, bauxita, cerâmicas, materiais poliméricos, ou uma combinação destes.

11. Método de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pelo fato de que o particulado de sustentação é revestido com um agente de pegajosidade, uma resina, um agente de modificação da superfície, ou uma combinação destes.

12. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de tratamento viscoso ainda compreende um tampão de pH.

13. Método de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que o tampão de pH compreende carbonato de sódio, carbonato de potássio, bicarbonato de sódio, bicarbonato de potássio, diacetato de sódio, diacetato de potássio, fosfato de sódio, fosfato de potássio, hidrogeno fosfato de sódio, hidrogeno fosfato de potássio, di-hidrogeno fosfato de sódio, di-hidrogeno fosfato de potássio, borato de sódio, diacetato de sódio, diacetato de amônio ou ácido sulfâmico.

14. Método de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que o fluido de tratamento viscoso ainda compreende um composto de ajuste do pH.

15. Método de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que o composto de ajuste do pH compreende hidróxido de sódio, hidróxido de potássio, hidróxido de lítio, carbonato de sódio, carbonato de potássio, ácido fumárico, ácido fórmico, ácido acético, anidrido acético, ácido clorídrico, ácido hidrofluórico, ácido hidroxifluobórico, ácido poliaspártico, polissuccinimida, diacetato de amônio, diacetato de sódio, ou ácido sulfâmico.

16. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de tratamento viscoso ainda compreende um fragmentador capaz de reduzir a viscosidade do fluido de tratamento viscoso em um tempo desejado.

17. Método de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o fragmentador compreende um fragmentador de enzima, um fragmentador ácido, ou um oxidante.

18. Método de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o fragmentador compreende alfa amilase, beta amilase, amiloglicosidase, invertase, maltase, celulase e hemicelulase, ácido maleico, ácido oxálico, clorito de sódio, bromato de sódio, persulfato de sódio, persulfato de amônio, peróxido de magnésio, lactose, sulfato de amônio ou tríetanol amina.

19. Método de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o fragmentador é encapsulado.

20. Método de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o fluido de tratamento viscoso ainda compreende um desligador capaz de diminuir o pH do fluido de tratamento viscoso em um momento desejado.

21. Método de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo fato de que o desligador compreende um agente de ajuste do pH encapsulado ou um material degradável de liberação de ácido.

22. Método de acordo com a reivindicação 21, caracterizado pelo fato de que o agente de ajuste do pH compreende ácido fumárico, ácido fórmico, ácido acético, anidrido acético, ácido clorídrico, ácido hidrofluórico, ácido hidroxifluobórico, ácido poliaspártico, polissuccinimida, ou uma combinação destes.

23. Método de acordo com a reivindicação 21, caracterizado pelo fato de que o material degradável de liberação de ácido compreende um ortoéster; um poli(orto éster); um lactídeo; um poli(lactídeo); um glicolídeo; um poli(glicolídeo); um lactídeo substituído em que o grupo substituído compreende hidrogênio, alquila, arila, alquilarila, heteroátomos de acetila, ou uma mistura destes; anidridos substancialmente insolúveis em água; ou um poli(anidrido).

24. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de tratamento viscoso ainda compreende um catalisador.

25. Método de acordo com a reivindicação 24, caracterizado pelo fato de que o catalisador é um catalisador de metal de transição.

26. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de tratamento viscoso ainda compreende um agente de sobrecarga, um biocida, um estabilizante de gel, um tensoativo, um inibidor de incrustações, um agente anti-espumante, um agente espumante, um aditivo de controle da perda de fluido, um inibidor do intumescimento de xisto, um rastreador radioativo, ou uma combinação destes.

27. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ainda compreender a redução da viscosidade do fluido de tratamento viscoso em um tempo desejado.

28. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o derivado de goma galactomanana compreende hidroxipropilguar reticulado.

29. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o derivado de goma galactomanana reticulado compreende carboximetilidroxipropilguar reticulado.

30. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender reduzir o pH da salmoura de brometo de sódio para hidratação do agente viscosificador, e aumentar o pH da salmoura de brometo de sódio para reticular o agente viscosificador.

31. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender adicionar um agente viscosificador à salmoura de brometo de sódio, em que o agente viscosificador não é adicionado à salmoura de brometo de sódio em um concentrado líquido.

32. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a pressão superficial necessária para criar uma ou mais fraturas em uma parte da formação subterrânea é reduzida.