BRPI0618665B1 - Method for preparing a well operating fluid and well operating fluid composition - Google Patents
Method for preparing a well operating fluid and well operating fluid composition Download PDFInfo
- Publication number
- BRPI0618665B1 BRPI0618665B1 BRPI0618665-3A BRPI0618665A BRPI0618665B1 BR PI0618665 B1 BRPI0618665 B1 BR PI0618665B1 BR PI0618665 A BRPI0618665 A BR PI0618665A BR PI0618665 B1 BRPI0618665 B1 BR PI0618665B1
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- guar
- cationic
- process according
- saline solution
- saline
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/08—Clay-free compositions containing natural organic compounds, e.g. polysaccharides, or derivatives thereof
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/665—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/66—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/68—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/845—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/90—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/904—Process of making fluids or additives therefor
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Polysaccharides And Polysaccharide Derivatives (AREA)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Pharmaceuticals Containing Other Organic And Inorganic Compounds (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
processo de preparação de um fluido de operação de poço e composiãao de fluido de operação de poço. um processo para preparar um fluido de operação de poço compreendendo viscosificar uma solução salina pesada combinando um polissacarídeo catiônico e uma composição da mesma.
Description
PROCESSO DE PREPARAÇÃO DE UM FLUIDO DE OPERAÇÃO DE POÇO E COMPOSIÇÃO DE FLUIDO DE OPERAÇÃO DE POÇO FUNDAMENTO DA INVENÇÃO 1. Campo Da Invenção [001] A presente invenção está relacionada a composições para utilização como agentes espessantes em sistemas de solução salina pesada e para fluidos para operação de poços aquosos preparados sobre as mesmas. Mais especificamente, a invenção está relacionada a viscosificação de composições de solução salina pesada com polissacarideos catiônicos. 2. Descrição de Técnica Relacionada [002] Meios aquosos espessados, particularmente aqueles contendo soluções salinas de campo de petróleo, são comumente utilizados como fluidos de operação de poço tal como fluidos de perfuração, fluidos de remediação, fluidos de completação, fluidos de obturador, fluidos para tratamento de poço, fluidos de tratamento de formação subterrânea, fluidos de fraturamento, fluidos espaçadores, fluidos para abandono de poço e outros fluidos aquosos nos quais um aumento da viscosidade é desejado. Fluidos de remediação são aqueles fluidos utilizados durante trabalho de remediação de um poço perfurado. Tal trabalho de remediação inclui remover a tubulação, substituir uma bomba, limpar areia e outros depósitos, perfilagem, etc. A remediação também inclui, de forma ampla, etapas secundárias ou terciárias utilizadas no preparo de um poço existente para recuperação secundária ou terciária, como adição de polímero, inundação micelar, injeção de vapor, etc. Fluidos de fraturamento são utilizados em operações de recuperação de petróleo onde o subterrâneo é tratado para criar caminhos para que os fluidos de formação sejam recuperados.
[003] Fluidos de completação são aqueles fluidos utilizados durante a perfuração, completação ou recompletação do poço. A operação de completação normalmente inclui perfurar o revestimento, ajustar a tubulação e as bombas em operações de recuperação de petróleo. Tanto fluidos de remediação quanto de fluidos de completação são utilizados em parte para controlar a pressão do poço, para evitar que o poço exploda durante a completação ou remediação, ou para evitar o desabamento do revestimento do poço devido à formação de pressão excessiva.
[004] Polímeros e produtos químicos são adicionados às soluções salinas utilizadas em fluidos de operação de poço por várias razões que incluem, mas não estão limitadas a, aumentar a viscosidade e aumentar a densidade de solução salina . Por exemplo, a fim de se obter uma solução salina possuindo uma salinidade de cerca de 1,38 a 2,34 gramas por centímetro cúbico (g/cm3), sais iônicos de cálcio, magnésio e zinco são freqüentemente adicionados à solução salina. Polímeros de espessamento de água servem para aumentar a viscosidade das soluções salinas e assim retardar a migração das soluções salinas na formação de levantamento de sólidos perfurados da perfuração de poço. Outra vantagem da utilização de soluções salinas pesadas é a capacidade de penetrar mais fundo em formações de petróleo.
[005] Polissacarideos como hidroxietil celulose (HEC), carboximetilhidroxietil celulose, carboximetil celulose (CMC) e polímeros sintéticos como as poliacrilamidas (PAM) são comumente utilizados para aumentar a viscosidade de soluções salinas. Estes polímeros são incapazes de hidratação e aumentam a viscosidade de soluções salinas pesadas, particularmente superiores a 1,38 g/cm3. Além disso, viscosificar soluções salinas pesadas apresenta problemas devido à incompatibilidade e/ou precipitação de polissacarideos na presença de sais polivalentes dissolvidos. O uso de polímeros sintéticos de alto peso molecular como PAM fornecem viscosidades relativamente baixas. Mais ainda, quando emulsões de PAM são utilizadas, tensoativos de inversão são exigidos e estes são geralmente adicionados separadamente durante a operação envolvendo etapas de processo adicionais. Ainda, estes polímeros, quando utilizados para viscosificar soluções salinas que contêm íons zinco na faixa de 0,1% em peso a 7% em peso não atuam efetivamente sem a utilização de aditivos. Como soluções salinas pesadas contendo altos níveis de sais de zinco são amplamente utilizadas como fluidos de remediação, fluidos de perfuração, fluidos de fraturamento e fluidos de completação em operações de campos de petróleo, é altamente desejável o desenvolvimento de um processo para viscosificar soluções salinas pesadas.
[006] Entre os problemas em se utilizar polissacarideos como HEC em espessamento é a formação de aglomerados, chamados de "olho de peixe", devido à fraca hidratação que pode causar entupimento e danos de formação. HEC e outros polissacarídeos têm sua superfície hidratada muito rapidamente e de modo não uniforme, resultante em aglomerados. Muitos destes polissacarídeos hidratam apenas após se elevar à temperatura da solução salina e quando os mesmos são fornecidos normalmente como pós secos exigem preparação especial e/ou equipamento de misturação e dispersão quando adicionados a soluções salinas. Ainda, a exposição a temperaturas mais altas ao longo da perfuração que dissolvem os aglomerados faz com que as viscosidades da solução salina flutuem, resultando em viscosidades latentes imprevisíveis e indesejáveis. Além disso, muitos dos polissacarídeos também tendem a formar camadas de polímero pegajosas separadas em soluções salinas de alta densidade, particularmente na faixa de densidades de 1,38 a 2,34 g/cm3.
[007] Têm-se feito várias tentativas envolvendo tempo e despesas adicionais para se superar os problemas de dissolução descritos acima. Estas incluem etapas adicionais incluindo tratamento dos polissacarídeos com aditivos em meio solvente, o que aumenta o risco de inflamabilidade. Por exemplo, na Patente U.S. de número 4.392.964, para House e outros, uma composição polimérica com solventes orgânicos é preparada misturando-se de 5 a 30 partes de HEC a pelo menos 40 partes de isopropanol, misturadas a 3 a 40 partes de água a fim de umedecer completamente o HEC antes da à solução salina. Na Patente U.S. de número 4.415.463 para B. Mosier e outros, gomas de polissacarídeos naturais como carragena e sementes de alfarroba são tratadas com um reagente de nitrogênio básico para umedecer o polímero antes da adição à solução salina. Tais tratamentos exigem pós secos das gomas de polissacarídeos ou soluções de isopropanol e água antes do contato com álcool e no reagente de nitrogênio para assegurar a capacidade de umidificação do produto tratado. Nas Patentes U.S. de número 4.435.564 e 4.439.333 para R. House, a HEC é primeiramente ativada de forma que a HEC irá se dispersar e hidratar em soluções salinas pesadas. 0 processo de ativação compreende adicionar HEC em uma solução de composto amino ou fenólico e um líquido orgânico solúvel em água antes da adição da solução salina. Alguns destes aditivos também se tornam ineficientes quando adicionados a soluções salinas possuindo densidades acima de cerca de 1,44 g/cm3.
[008] Na Patente U.S. de número 4.420.406 para R. House e outros, foi divulgado que soluções de solução salina pesada possuindo uma faixa de densidade estreita de 1,70 a 1,87 g/cm3 poderíam ser espessadas de forma efetiva com HEC dependendo da presença ou ausência de cloreto de cálcio e da quantidade específica de brometo de zinco na solução salina.
[009] Polímeros sintéticos divulgados na Patente U.S. de número 4.619.773 são soluções salinas espessadas contendo AMPS/vinilamida e opcionalmente acrilamida. A Patente U.S. de número 6.346.588 para Franchel e outros divulga terpolímeros baseados em metacrilamida, hidroxialquilmetacrilato e monômeros de sulfobetaína e seu uso como espessantes para soluções salinas aquosas contendo cloreto de cálcio e/ou brometo de cálcio e/ou brometo de zinco .
[0010] Sabendo-se disto, é desejável possuir um polímero natural como um polissacarídeo que possa viscosificar as soluções salinas pesadas contendo cálcio, magnésio e sais de zinco em fluidos operacionais de poço sem o uso de aditivos e/ou etapas de tratamento opcionais antes da misturação a soluções salinas pesadas. Em particular, é desejável obter um polissacarídeo que viscosifique solução salina pesada particularmente na faixa de densidades de 1,38 a 2,34 g/cm3. De acordo com a presente invenção, são fornecidos uma composição de fluido de operação de poço e um processo de preparação da mesma compreendendo composições de solução salina pesada contendo sais de cálcio e zinco e um polissacarídeo catiônico para viscosificar a solução salina.
SUMÁRIO DA INVENÇÃO
[0011] É um objeto da presente invenção fornecer um método para preparar um fluido para operação de poço compreendendo viscosificar uma solução salina colocando-se a solução salina em contato com um polissacarídeo catiônico.
[0012] É ainda um objeto da invenção fornecer uma composição de fluido para operação de poço compreendendo uma solução salina compreendendo um sal de zinco, um sal de cálcio e um polissacarídeo catiônico para viscosificar a solução salina.
[0013] Descobriu-se de forma inesperada que polissacarídeos catiônicos viscosificam soluções salinas contendo sais de zinco, sais de cálcio e, particularmente, soluções salinas pesadas possuindo densidades de cerca de 1,38 g/cm3 a cerca de 2,34 g/cm3.
[0014] Outro objeto da presente invenção é fornecer uma composição de solução salina útil para fluidos de remediação, perfuração e completação. Outros objetos, caracteristicas e vantagens tornar-se-ão mais aparentes à medida que a invenção for divulgada de forma mais completa abaixo.
DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO
[0015] A presente invenção lida com o aumento de viscosidade de uma solução salina contendo um composto de zinco colocando-se em contato um polissacarideo catiônico e uma solução salina de forma que a solução salina assim viscosifiçada possa ser útil em fluidos de remediação perfuração e completação.
[0016] Soluções salinas pesadas utilizadas em operações de campo de petróleo possuem densidades variando de cerca de 1,38 g/cm3 a cerca de 2,34 g/cm3. Soluções salinas pesadas preferidas possuem densidades variando de cerca de 1,68 g/cm3 a cerca de 2,34 g/cm3. Mais preferivelmente, a solução salina pesada possui uma densidade de cerca de 1,92 g/cm3 a cerca de 2,34 g/cm3.
[0017] Foram adicionados sais de zinco às soluções salinas para aumentar a densidade e para preparar soluções salinas pesadas possuindo pelo menos um sal solúvel em água de um metal polivalente. Exemplos de sais de zinco utilizados como aditivos incluem, mas não estão limitados a, cloreto de zinco, brometo de zinco, iodeto de zinco, sulfato de zinco e misturas destes. Os sais de zinco atualmente preferidos são cloreto de zinco e brometo de zinco devido a seu baixo custo e pronta disponibilidade.
[0018] De acordo com a presente invenção, o percentual em peso dos sais de zinco na solução salina pesada pode variar amplamente de cerca de 1% em peso a cerca de 55% em peso com base no peso da solução salina, pref os sais de zinco variam de cerca de 10% em peso a cerca de 50% em peso, mais preferivelmente de cerca de 30% em peso a cerca de 50% em peso. A solução salina pode também conter uma variedade de sais monovalentes, bivalentes e polivalentes, assim como misturas destes. Exemplos de sais monovalentes e bivalentes incluem, mas não estão limitados a, cloreto de sódio, brometo de sódio, cloreto de cálcio, brometo de potássio, cloreto de cálcio, brometo de cálcio e cloreto de magnésio, assim como misturas destes. Pref, sais de cálcio variam de cerca de 1% em peso a cerca de 55% em peso no peso da solução salina, e mais preferivelmente de 10% em peso a cerca de 55% em peso. Preferivelmente o percentual em peso do total de sólidos dissolvidos na solução salina está na faixa de cerca de 10% em peso a cerca de 80% em peso, mais preferivelmente de cerca de 75% em peso a cerca de 80% em peso.
[0019] Polissacarideos catiônicos para utilização na invenção incluem qualquer polissacarideo catiônico de ocorrência natural assim como polissacarideos e derivados de polissacarideos que foram cationizados por meios químicos, por exemplo, quaternização com vários compostos de amina quaternária contendo cloreto ou local de epóxido reativos. Métodos para a preparação de polissacarideos catiônicos são divulgados nas Patentes U.S. de número 4.663.159; 5.037.930; 5.473.059; 5.387.675; 3.472.840 e 4.031.307, a totalidade das quais está aqui incorporada por referência. Derivados catiônicos são obtidos pela reação entre grupos hidroxila do polissacarideo e locais de cloreto ou epóxido reativos. O grau de substituição dos grupos catiônicos na estrutura da guar deve ser suficiente para fornecer a densidade de carga catiônica exigida. Exemplos de tais polissacarideos cationizados incluem, mas não estão limitados a, polissacarideos e derivados de polissacarideos selecionados a partir de um grupo consistindo de guar, hidroxialquil guar, carboxialquil guar, carboxialquil hidroxialquil guar, guar hidrofobicamente modificada, hidroxialquil guar hidrofobicamente modificada, carboxialquil guar hidrofobicamente modificada, carboxialquil hidroxialquil guar hidrofobicamente modificada, pectina, alginatos, goma de semente de alfarroba, goma arábica, goma ghatti, goma acácia, carragena, hidroxialquil celulose, carboxialquil hidroxialquil celulose, carboxialquil celulose, éteres de alquil de celulose, hidroxialquil metil celulose, hidroxialquil celulose hidrofobicamente modificada, carboxialquil hidroxialquil celulose hidrofobicamente modificada, carboxialquil celulose hidrofobicamente modificada, éteres de alquil de celulose hidrofobicamente modificada, hidroxialquil metil celulose hidrofobicamente modificada, amido, goma tragacanto, goma karaia, goma tara, goma de tamarindo, goma xantana, goma welana, e succinoglucanos, e misturas destes.
[0020] polissacarídeos catiônicos preferidos sâo guar catiônicas e hidroxialquil guar catiônica como hidroxipropil guar catiônica e hidroxietil guar catiônica que sâo derivados de recursos naturalmente renováveis, e sâo ambientalmente aceitáveis comparados a polímeros sintéticos. Exemplo de goma guar catiônica é um derivado de Cloreto de hidroxipropil trimetilâmônio guar preparada pela reação de goma guar com cloreto de N- (3-cloro-2-hidroxipropil)trimetilamônio. A razão entre a metade cloreto de hidroxipropil trimetil amônio e unidade sacarídea de goma guar pode ser de 0,03 a 0,3, mas preferivelmente de 0,07 a 0,15. Mais preferivelmente o polímero de guar catíônico é cloreto de hidroxipropil trimetil amônio guar. Exemplos de específicos não limitantes de polímeros de guar catiônicos incluem: Jaguar RTM. C 13s, possuindo uma densidade de carga catiônica de cerca de 0,8 meq/g (disponibilizado por Rhodia Company) e Jaguar RTM, C 17, possuindo uma densidade de carga catiônica de cerca de 1,6 meq/g (disponibilizado por Rhodia Company).
[0021] Ainda, guar catiônicos que facilitam a recuperação dos polímeros comparados a RAM, uma vez que a operação· é completada nos fluidos e operação de poço, são preferidos. Mais preferidos sâo os guar catiônicos que possuem menor tendência a adsorver ou precipitar em formações subterrâneas, minimizando danos de longo prazo às formações. O peso molecular médio de guar catiônicos adequados para uso na invenção é, preferivelmente, de cerca de 100.000 a cerca de 2.000.000, mais preferivelmente de cerca de 100.000 a cerca de 1.000.000 e mais preferivelmente de cerca de 300.000 a cerca de 1.000.000.
[0022] Um melhoramento adicional da viscosidade da solução salina e dos fluidos de operação de poço pode ser obtido tratando-se soluções de polimero contendo o polissacarideo catiônico com agentes de entrecruzamento, tipicamente selecionados entre compostos de titânio, aluminio, boro e zircônio, ou misturas destes. Mais tipicamente, são empregados aditivos baseados em boro e zircônio. Agentes de entrecruzamento de boro são tipicamente utilizados com polissacarideos catiônicos preparados a partir de polissacarideos como goma guar e seus derivados, incluindo hidroxipropil guar (HPG) , carboximetil guar (CMG) e carboximetilhidroxipropil guar (CMHPG). Mais tipicamente, agentes de entrecruzamento de boro são empregados com guar catiônico por oferecerem desempenho adequado a baixo custo. Aditivos baseados em zircônio podem ser misturados com derivados de guar carboximetilados cationicamente modificados, como CMG ou CMHPG para formar géis estáveis. Outros derivados de guar catiônico adequados incluem polimeros carboxilados alquilados modificados cationicamente, como metil e etil carboximetil guar e hidroxipropil guar catiônico.
[0023] Quaisquer contra-ions aniônicos podem ser utilizados em associação a guar catiônicos dês de que os guar catiônicos permaneçam solúveis na solução salina, e desde que os contra-ions sejam fisicamente e quimicamente compativeis com compostos de zinco e não de outra forma atribuam desnecessariamente desempenho e estabilidade.
Exemplos não limitantes de tais contra-íons incluem: haletos (por exemplo, cloreto, fluoreto, brometo, iodeto), sulfato, metilsulfato e misturas destes.
[0024] De acordo com a presente invenção, quaisquer meios adequados como, por exemplo, misturar com um equipamento de misturação de fluido de perfuração de campo de petróleo tipico, podem ser utilizados para combinar o polissacarideo catiônico para viscosificar as soluções salinas. Tal combinação do polissacarideo catiônico pode ocorrer na presença ou ausência de um tensoativo. As soluções salinas viscosifiçadas agora possuindo uma viscosidade desejada podem ser utilizadas como fluidos de operação de poço em operações de campo de petróleo por aqueles habilitados na técnica. Geralmente, os fluidos de operação de poço compreendendo as soluções salinas viscosifiçadas podem ser utilizados em quaisquer poços perfurados possuindo uma temperatura na faixa de cerca de 26,67°C a cerca de 148,89°C. Tais fluidos de operação de poço possuem viscosidades preferivelmente de cerca de 200 cps a cerca de 15.000 cps, mais preferivelmente de cerca de 200 cps a cerca de 5.000 cps.
[0025] O exemplo descrito abaixo pretende adicionalmente ilustrar a presente invenção e não deve ser entendido como mais limitante que as reivindicações em anexo.
EXEMPLO
[0026] Este exemplo ilustra que polissacarideos catiônicos como goma guar catiônica é utilizada para aumentar a viscosidade de soluções salinas contendo sais de cálcio e sais de zinco.
[0027] As gomas guar catiônicas mostradas nas Tabela 1, 2 e 3 foram adicionadas a 200 g de solução salina para atingir a concentração de polímero final. As soluções salinas testadas foram solução salina com brometo de cálcio com uma densidade de 1,70 g/cm3, solução salina com brometo de cálcio/brometo de zinco com uma densidade de 1,98 g/cm3 e solução salina com brometo de cálcio/brometo de zinco com uma densidade de 2,30 g/cm3. As gomas guar catiônicas testadas foram Jaguar CP-14 e Jaguar C-17, ambas disponibilizadas por Rhodia Inc., Cranbury, Nova Jersey. Como um exemplo comparativo, uma goma guar não iônica, Jaguar HP-96, também disponibilizada por Rhodia Inc., Cranbury, Nova Jersey, foi igualmente testada quanto a sua capacidade de viscosificação. As gomas guar foram completamente dispersas na solução salina por agitação com um Misturador Waring por 2 minutos a 2.500 rpm para preparar o fluido de operação de poço. Conforme mostrado na Tabela 1, foi adicionado 0,1 mL a 0,3 mL de ácido acético a 25% à mistura solução salina/polímero. A viscosidade para cada mistura de solução salina/polímero foi testada com um viscômetro Brookfield após a mistura fluida ser envelhecida a 25°C de 1 hora a 96 horas e os resultados são mostrados nas Tabelas 1, 2 e 3.
Tabela 1: Viscosidades de Soluções salinas contendo Brometo de Cálcio (52%) possuindo uma densidade de 1,70 g/cm3 Tabela 2: Viscosidades de Soluções Salinas contendo Brometo de Cálcio (35%)/Brometo de Zinco (21%) possuindo uma densidade de 1,98 g/cm3 Tabela 3: Viscosidades de Soluções Salinas contendo Brometo de Cálcio (22,8%)/Brometo de Zinco (52,8%) possuindo uma densidade de 2,30 g/cm3 Jaguar HP-96: Guar não íôníca, Peso Molecular de cerca de 2.000.000 Jaguar CP-14 de Baixo Peso Molecular; Guar cationica, Peso Molecular de cerca de 300.000 Jaguar €-17: Guar catiônica, Peso Molecular de cerca de 2.000.000 Jaguar CP-17 de Baixo Peso Molecular: Guar catiônica, Peso Molecular de cerca de 300.000 REIVINDICAÇÕES
Claims (19)
1. Processo de preparação de um fluido de operação de poço caracterizado por compreender a viscosificação de uma solução salina possuindo uma densidade de pelo menos 1,38 g/cm3 pelo contato da solução salina com um polissacarideo catiônico, em que o polissacarideo catiônico é guar catiônica.
2. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de operação de poço compreende um fluido de perfuração, um fluido de remediação, um fluido de fraturamento, um fluido recompletação ou um fluido de completação.
3. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a solução salina possui uma densidade de 1,38 g/cm3 a 2,34 g/cm3.
4. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a solução salina possui uma densidade de 1,68 g/cm3 a 2,34 g/cm3.
5. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a solução salina compreende uma solução de pelo menos um sal solúvel em água de um metal polivalente.
6. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a solução salina compreende um sal de zinco selecionado a partir do grupo consistindo de cloreto de zinco, brometo de zinco, iodeto de zinco, sulfato de zinco e misturas destes.
7. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a solução salina compreende um sal de cálcio selecionado a partir do grupo consistindo de cloreto de cálcio, brometo de cálcio, iodeto de cálcio, e misturas destes.
8. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a guar catiônica está presente em uma quantidade de 0,1% em peso a 5% em peso baseado no peso da solução salina.
9. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a guar catiônica está presente em uma quantidade de 0,5% em peso a 4% em peso baseado no peso da solução salina.
10. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a guar catiônica é preparada pela reação de composto de quaternário de amônio com um polissacarideo ou derivado de polissacarideo selecionado a partir do grupo consistindo de guar, hidroxialquil guar, carboxialquil guar, carboxialquil hidroxialquil guar, guar hidrofobicamente modificada, hidroxialquil guar hidrofobicamente modificada, carboxialquil guar hidrofobicamente modificada, carboxialquil hidroxialquil guar hidrofobicamente modificada, e misturas destes.
11. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a guar catiônica possui um peso molecular de 100.000 a 2.000.000.
12. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a guar catiônica possui um peso molecular de 100.000 a 1.000.000.
13. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de operação de poço compreendendo a solução salina possui uma viscosidade de 200 a 15.000 cps.
14. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de operação de poço compreendendo a solução salina possui uma viscosidade de 200 a 5.000 cps.
15. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a guar catiônica é um derivado de cloreto de hidroxipropil trimetilamônio guar.
16. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a goma guar catiônica possui uma densidade de carga catiônica de 1,6 meq/g.
17. Composição de fluido de operação de poço caracterizada pelo fato de compreender uma solução salina pesada viscosifiçada compreendendo um sal de zinco, um sal de cálcio ou misturas destes; e uma guar catiônica.
18. Composição, de acordo com a reivindicação 17, caracterizada pelo fato de que a guar catiônica é preparada a partir da reação entre goma guar e um composto de amina quaternário reativo.
19. Composição, de acordo com a reivindicação 17, caracterizada pelo fato de que a guar catiônica possui uma densidade de carga de 1,6 meq/g e um peso molecular de 100.000 a 2.000.000 preparada pela reação de goma guar com composto de amônio quaternário.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/280.895 | 2005-11-16 | ||
| US11/280,895 US7629296B2 (en) | 2005-11-16 | 2005-11-16 | Composition and method for thickening heavy aqueous brines with cationic guar |
| PCT/US2006/043212 WO2007058814A2 (en) | 2005-11-16 | 2006-11-06 | Composition and method for thickening heavy aqueous brines |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BRPI0618665A2 BRPI0618665A2 (pt) | 2011-09-06 |
| BRPI0618665B1 true BRPI0618665B1 (pt) | 2017-07-04 |
Family
ID=38041682
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BRPI0618665-3A BRPI0618665B1 (pt) | 2005-11-16 | 2006-11-06 | Method for preparing a well operating fluid and well operating fluid composition |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7629296B2 (pt) |
| EP (1) | EP1948754B1 (pt) |
| BR (1) | BRPI0618665B1 (pt) |
| CA (1) | CA2630033C (pt) |
| DK (1) | DK1948754T3 (pt) |
| NO (1) | NO341068B1 (pt) |
| PL (1) | PL1948754T3 (pt) |
| RU (1) | RU2432380C2 (pt) |
| WO (1) | WO2007058814A2 (pt) |
Families Citing this family (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20090048126A1 (en) * | 2007-08-17 | 2009-02-19 | Alhad Phatak | Method of Treating Formation With Polymer Fluids |
| US9102865B2 (en) * | 2009-02-16 | 2015-08-11 | Chevron Phillips Chemical Company Lp | Wellbore servicing fluids comprising cationic polymers and methods of using same |
| BRPI1011996A2 (pt) * | 2009-06-04 | 2016-05-10 | Rhodia Operations | métodos e composições para viscosificar salmoura aquosa pesada |
| US8636069B2 (en) * | 2009-09-22 | 2014-01-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing fluid compositions and use thereof |
| US8327935B2 (en) * | 2009-12-17 | 2012-12-11 | Dick Crill | Methods of use of a salt solution of monovalent and divalent cations in hydraulic fracturing |
| US8540025B2 (en) | 2010-06-08 | 2013-09-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions and methods of making and using same |
| US20130098615A1 (en) * | 2011-10-19 | 2013-04-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Novel high density brines for completion applications |
| CN102618226B (zh) * | 2012-03-09 | 2013-08-21 | 中成新星油田工程技术服务股份有限公司 | 一种以卤水为基液的饱和盐水泥浆及其制备方法 |
| WO2014154806A1 (en) | 2013-03-28 | 2014-10-02 | Basf Se | Process for preparing partially degalactosylated xyloglucan and its use for oilfield applications |
| WO2014154814A1 (en) | 2013-03-28 | 2014-10-02 | Basf Se | Method for blocking permeable zones in oil and natural gas bearing subterranean formations by in-situ xyloglucan degalactosylation |
| CN105555906A (zh) * | 2013-07-17 | 2016-05-04 | 英国石油勘探运作有限公司 | 采油方法 |
| WO2015183249A1 (en) * | 2014-05-28 | 2015-12-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Low residue, high salinity fracturing fluids |
| US10202541B2 (en) | 2014-08-28 | 2019-02-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fracturing fluid and method of use |
| ITUB20150203A1 (it) * | 2015-02-17 | 2016-08-17 | Lamberti Spa | Inibitori di scisti |
| US10815765B2 (en) | 2015-06-24 | 2020-10-27 | Schlumberger Technology Corporation | Enhanced viscosity of polymer solutions in high salinity brines |
| US20180230362A1 (en) * | 2015-10-22 | 2018-08-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Formation Stabilizing Fracturing Fluid and Method of Use |
| SG11202004607PA (en) * | 2017-11-20 | 2020-06-29 | Kao Corp | Hair cosmetic |
| US11939521B2 (en) * | 2022-08-19 | 2024-03-26 | Saudi Arabian Oil Company | Reuse of hypersaline brine with ionic liquids |
Family Cites Families (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3472840A (en) * | 1965-09-14 | 1969-10-14 | Union Carbide Corp | Quaternary nitrogen-containing cellulose ethers |
| GB1499034A (en) | 1973-04-27 | 1978-01-25 | Chem Additives Co | Well bore fluids and methods for reducing water loss in subterranean formation |
| US4031307A (en) * | 1976-05-03 | 1977-06-21 | Celanese Corporation | Cationic polygalactomannan compositions |
| US4415463A (en) * | 1979-06-22 | 1983-11-15 | The Dow Chemical Co. | Preparation of viscosifiers for zinc salt workover and completion brines |
| US4392964A (en) * | 1980-05-05 | 1983-07-12 | Nl Industries, Inc. | Compositions and method for thickening aqueous brines |
| US4420406A (en) * | 1980-06-20 | 1983-12-13 | Nl Industries, Inc. | Thickened heavy brines |
| US4439333A (en) * | 1981-05-08 | 1984-03-27 | Nl Industries, Inc. | Heavy brine viscosifiers |
| US4435564A (en) * | 1982-06-07 | 1984-03-06 | Venture Innovations, Inc. | Compositions and processes for using hydroxyethyl cellulose in heavy brines |
| US4619773A (en) * | 1983-05-02 | 1986-10-28 | Mobil Oil Corporation | High temperature stable aqueous brine fluids viscosified by water-soluble copolymers of acrylamidomethylpropanesulfonic acid salts |
| US4663159A (en) * | 1985-02-01 | 1987-05-05 | Union Carbide Corporation | Hydrophobe substituted, water-soluble cationic polysaccharides |
| US5037930A (en) * | 1989-09-22 | 1991-08-06 | Gaf Chemicals Corporation | Heterocyclic quaternized nitrogen-containing cellulosic graft polymers |
| US5176901A (en) * | 1991-04-10 | 1993-01-05 | Smithkline Beecham Corporation | Dental composition |
| US5387675A (en) * | 1993-03-10 | 1995-02-07 | Rhone-Poulenc Specialty Chemicals Co. | Modified hydrophobic cationic thickening compositions |
| US5616541A (en) | 1995-02-10 | 1997-04-01 | Texas United Chemical Company, Llc. | Low solids, high density fluids for well drilling |
| US5785747A (en) | 1996-01-17 | 1998-07-28 | Great Lakes Chemical Corporation | Viscosification of high density brines |
| BR9713071A (pt) | 1996-11-15 | 2000-04-11 | Tetra Tech | Fluido para perfuração de salmoura transparente. |
| DE19930031A1 (de) * | 1999-06-30 | 2001-01-04 | Sueddeutsche Kalkstickstoff | Terpolymere auf Basis von Sulfobetainen, Verfahren zu ihrer Herstellung und deren Verwendung als Verdickungsmittel für wäßrige Salzlösungen |
| US6855671B2 (en) * | 1999-10-01 | 2005-02-15 | Baker Hughes Incorporated | Water based fluids comprising multivalent salts and low molecular weight, low charge cationic polyacrylamide copolymers |
| US20020193343A1 (en) | 2000-09-27 | 2002-12-19 | Khan Saad A. | Controlled enzymatic degradation of guar galactomannan solutions using enzymatic inhibition |
| US6810959B1 (en) | 2002-03-22 | 2004-11-02 | Bj Services Company, U.S.A. | Low residue well treatment fluids and methods of use |
-
2005
- 2005-11-16 US US11/280,895 patent/US7629296B2/en active Active
-
2006
- 2006-11-06 WO PCT/US2006/043212 patent/WO2007058814A2/en active Application Filing
- 2006-11-06 BR BRPI0618665-3A patent/BRPI0618665B1/pt active IP Right Grant
- 2006-11-06 RU RU2008123876/03A patent/RU2432380C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-11-06 DK DK06836984.2T patent/DK1948754T3/da active
- 2006-11-06 CA CA2630033A patent/CA2630033C/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-11-06 EP EP06836984.2A patent/EP1948754B1/en not_active Not-in-force
- 2006-11-06 PL PL06836984T patent/PL1948754T3/pl unknown
-
2008
- 2008-05-06 NO NO20082099A patent/NO341068B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2007058814A3 (en) | 2008-01-24 |
| US20070111897A1 (en) | 2007-05-17 |
| EP1948754A4 (en) | 2009-11-18 |
| EP1948754B1 (en) | 2013-10-30 |
| CN101305067A (zh) | 2008-11-12 |
| CA2630033C (en) | 2013-08-27 |
| EP1948754A2 (en) | 2008-07-30 |
| DK1948754T3 (da) | 2013-11-25 |
| NO341068B1 (no) | 2017-08-21 |
| RU2008123876A (ru) | 2009-12-27 |
| RU2432380C2 (ru) | 2011-10-27 |
| WO2007058814A2 (en) | 2007-05-24 |
| US7629296B2 (en) | 2009-12-08 |
| BRPI0618665A2 (pt) | 2011-09-06 |
| CA2630033A1 (en) | 2007-05-24 |
| PL1948754T3 (pl) | 2014-01-31 |
| NO20082099L (no) | 2008-06-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| BRPI0618665B1 (pt) | Method for preparing a well operating fluid and well operating fluid composition | |
| DK2438138T3 (en) | PRACTICES AND CONFIGURATIONS FOR DOING HEAVY MARINE SOLUTIONS viscous | |
| US7216709B2 (en) | Hydraulic fracturing using non-ionic surfactant gelling agent | |
| US20050065038A1 (en) | Methods and compositions for treating subterranean formations | |
| US4487867A (en) | Water soluble anionic polymer composition and method for stimulating a subterranean formation | |
| EP0799968A2 (en) | Method for breaking viscosified fluids | |
| EP1212385A1 (en) | Quaternary ammonium salts as thickening agents for aqueous systems | |
| BRPI1101503B1 (pt) | Composições e método para quebra de fluidos de fraturamento hidráulico | |
| US9284483B2 (en) | Aqueous crosslinker slurry compositions and applications | |
| US5669446A (en) | Methods for breaking viscosified fluids | |
| US4487866A (en) | Method of improving the dispersibility of water soluble anionic polymers | |
| US7268101B2 (en) | Formate based liquid gel concentrates | |
| EP0861120B8 (en) | Oil-free, water-soluble, hydroxyethyl cellulose, liquid, polymer dispersion | |
| EP0130732B1 (en) | Anionic polymer composition and its use for stimulating a subterranean formation | |
| US4476032A (en) | Method of increasing the rate of hydration of activated hydroethyl cellulose compositions | |
| CN113528114B (zh) | 一种氯化钙加重胍胶压裂液体系及其制备方法和应用 | |
| US11518930B2 (en) | Methods and thermally stable aqueous borate-based cross-linking suspensions for treatment of subterranean formations | |
| US4205724A (en) | Well treating compositions | |
| GB2085048A (en) | Method of Producing a Homogeneous Viscous Well Servicing Fluid Within a Borehole and Well Servicing Fluid Compositions | |
| Lipton et al. | Comparisons of Polymers Used in Workover and Completion Fluids | |
| CN101305067B (zh) | 用于使高比重卤水增稠的组合物以及方法 | |
| US4686051A (en) | Method of increasing the rate of hydration of activated hydroxyethyl cellulose compositions | |
| WO2018128537A1 (en) | Crosslinker slurry compositions and applications |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B06F | Objections, documents and/or translations needed after an examination request according [chapter 6.6 patent gazette] | ||
| B07A | Application suspended after technical examination (opinion) [chapter 7.1 patent gazette] | ||
| B09A | Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette] | ||
| B16A | Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette] |