BRPI0714881A2

BRPI0714881A2 - reduÇço de perda de atrito em fluÍdos de perfuraÇço tensoatio viscoelÁstico usando polÍmeros soléveis em Água de baixo peso molecular

Info

Publication number: BRPI0714881A2
Application number: BRPI0714881-0A
Authority: BR
Inventors: William Wood; James B Crews
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 2006-07-27
Filing date: 2007-07-23
Publication date: 2013-05-28
Also published as: US8105985B2; NO20090456L; GB0902825D0; WO2008014202A3; CA2659239C; AU2007276817A1; GB2454411A; US20090192056A1; CA2659239A1; WO2008014202A2; GB2454411B; US7530393B2; US20080087432A1; AU2007276817B2

Abstract

REDUÇçO DE PERDA DE ATRITO EM FLUIDOS DE PERFURAÇçO TENSOATIVO VISCOELÁSTICO USANDO POLÍMEROS SOLéVEIS EM ÁGUA DE BAIXO PESO MOLECULA. A presente invenção refere-se à adição de polímeros de redução de perda de atrito solúveis em água relativamente de baixo peso molecular a um fluido gelificado aquoso com tensoativo viscoelástico (VES) que aumenta o crítico generalizado número de Reynold no qual o fator de atrito de Fanning aumenta e a pressão de atrito começa a aumentar rapidamente. Os aditivos de redução de perda de atrito poliméricos solúveis em água diminuem a pressão de bombeamento de superfície em fluidos de fraturamneto gelificados por VES para uma dada taxa de absorção, então dimunuindo os requerimentos de cavalo-vapor hidráulico (HHP) para bombeamento de fluido do fundo do poço, por exemplo, para faturamento hidráulico ou tratamento de fraturamento de formações subterrâneas.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "REDUÇÃO DE PERDA DE ATRITO EM FLUIDOS DE PERFURAÇÃO TENSOATIVO VISCOELÁSTICO USANDO POLÍMEROS SOLÚVEIS EM ÁGUA DE BAI- XO PESO MOLECULAR".

REFERÊNCIA CRUZADA AO PEDIDO RELACIONADO

O presente pedido de patente reivindica o benefício do Pedido de Patente Provisório U.S. N0 60/833.832, depositado em 27 de julho de 2006.

ÁREA TÉCNICA

A presente invenção refere-se a fluidos aquosos, geleificados

com tensoativos viscoelásticos, usados durante operações de recuperação de hidrocarbonetos, e, mais particularmente, refere-se, em uma modalidade, a métodos e aditivos para controlar as perdas de fricção dos mesmos. ANTECEDENTES

-15 Fraturamento hidráulico é um método de usar potência de bom-

ba e pressão hidráulica para fraturar ou rachar uma formação subterrânea. Quando a rachadura ou rachaduras tiverem sido feitas, um enchimento de alta permeabilidade, com relação à permeabilidade da formação, é bombea- do para dentro da fratura para abrir a rachadura. Quando as potências de bomba e pressões aplicadas são reduzidas ou removidas da formação, a rachadura ou fratura não pode fechar ou restaurar-se completamente, por- que o enchimento de alta permeabilidade mantém a rachadura aberta. A ra- chadura ou fratura aberta proporciona um caminho de alta permeabilidade ligando a perfuração a uma área de formação maior para aumentar a produ- ção de hidrocarbonetos.

O desenvolvimento de fluidos de fraturamento apropriados é uma técnica complexa, porque os fluidos precisam atender, simultaneamen- te, diversas condições. Por exemplo, eles precisam ser estáveis a tempera- turas elevadas e/ou a potências de bomba e velocidades de cisalhamento altas, o que pode fazer com que os fluidos se degradem e excluam prematu- ramente o enchimento, antes de a operação de fraturamento estar completa. Foram desenvolvidos diversos fluidos, mas a maioria dos fluidos de fratura- mento usados comercialmente são líquidos em base aquosa, que foram ge- Ieificados ou espumados. Quando os fluidos são geleificados, tipicamente é usado um agente de geleificação polimérico, tal como um polissacarídeo solúvel, que pode, ou não, estar reticulado. O fluido espessado ou geleifica- do ajuda a manter os enchimentos dentro do fluido durante a operação de fraturamento.

Embora polímeros tenham sido usados no passado como agen- tes de geleificação em fluidos de fraturamento para transportar ou suspender partículas sólidas na água salgada, esses polímeros requerem que sejam injetadas composições de desintegração, para reduzir a viscosidade. Além disso, os polímeros tendem a deixar um revestimento no enchimento, mes- mo depois de o fluido geleificado ter sido desintegrado, revestimento esse que pode interferir no funcionamento do enchimento. Estudos também mos- tram que "olhos de peixe" e/ou "microgéis" presentes em alguns fluidos -15 transportadores de polímero geleificado entopem as aberturas dos poros, levando a escapes deficientes e causando dano de formação. Polímeros convencionais também são ou catiônicos ou aniônicos, que apresentam a desvantagem de dano provável para as formações de produção.

Fluidos aquosos geleificados com tensoativos viscoelásticos (VESs) também são conhecidos na técnica. Fluidos geleificados com VES têm sido usado amplamente como fluidos para compressão de cascalho, frac-packing, e de fraturamento, porque apresentam propriedades reológicas excelentes e são menos prejudiciais para as formações de produção do que fluidos de polímeros reticulados. Fluidos de VES são fluidos que não formam bolos, e, desse modo, não deixam nenhum resíduo de bolo de polímero, po- tencialmente prejudicial.

Fluidos aquosos geleificados com tensoativo viscoelástico (VES) têm excelentes propriedades de redução de perda de fricção abaixo de um determinado índice de Reynold generalizado, crítico, mas freqüentemente não definido. Acima desse índice de Reynold generalizado, crítico, à medida que o índice de Reynold generalizado aumenta, o fator de fricção de Fanning aumenta e, desse modo, a pressão de fricção aumenta rapidamente para valores que fazem com que a pressão de bombeamento superficial se apro- xime de limites previamente estabelecidos.

Seria, portanto, desejável se o fluido geleificado com VES pu- desse ser modificado de algum modo a aumentar esse índice de Reynold generalizado, critico, para retardar a velocidade do aumento de pressão, de modo que perdas de fricção adicionais possam ser evitadas ou minimizadas à mesma velocidade de corrente e/ou cavalo-vapor de bombeamento. Inver- samente, sabe-se que polímeros solúveis em água reduzem o retardamento e necessidades de cavalo-vapor envolvidos no bombeamento de fluidos a- quosos, tipicamente, água, através de tubulações. SUMÁRIO

É posta à disposição, em uma forma, um método para tratar uma formação subterrânea, que envolve obter um fluido de tratamento viscoelás- tico, aquoso, que inclui um fluido de base aquoso, um agente de geleificação -15 de tensoativo viscoelástico (VES), e um agente redutor de perda de fricção polimérico, solúvel em água, que tem uma média em peso molecular de 250.000 ou menos. A quantidade de agente redutor de perda de fricção é eficiente para aperfeiçoar a corrente do fluido de tratamento viscoelástico, aquoso, em comparação com um fluido idêntico, com o agente ausente. O fluido de tratamento de tensoativo viscoelástico é introduzido ou injetado a- través de uma perfuração e para dentro de uma formação subterrânea, e a formação subterrânea é tratada com o fluido.

É posto à disposição ainda, em outra modalidade não-limitante, um fluido de tratamento viscoelástico, aquoso, que inclui um fluido de base aquoso, um agente de geleificação de tensoativo viscoelástico (VES), e um agente redutor de perda de fricção polimérico, solúvel em água, com uma média em peso em peso molecular de 250.000 ou menos. DESCRIÇÃO RESUMIDA DOS DESENHOS

Figura 1 é um gráfico de gradiente de pressão de fricção como função da potência de bomba em um tubo para água, uma salmoura de 3% de KCI contendo 4% de um VES, e uma salmoura de 3% de KCI contendo 4% do VES e, adicionalmente 10 libras por mil galões (pptg) 1,2 kg/m3) de hidroxietilcelulose (HEC); e

Figura 2 é um gráfico de fator de fricção de Fanning como fun- ção do índice de Reynold generalizado para os mesmos três fluidos como na figura 1.

DESCRIÇÃO DETALHADA

Foi descoberto que a adição de polímeros solúveis em água ao fluido geleificado com VES aumenta o índice de Reynold generalizado, críti- co, ao qual o fator de fricção de Fanning aumenta e a pressão de fricção começa a aumentar rapidamente. Desse modo, polímeros solúveis em água têm o efeito de baixar a pressão de bombeamento superficial em um fluido aquoso geleificado com VES, tal como um fluido de fraturamento, para uma determinada potência de bomba dada, desse modo baixando as necessida- des de cavalo-vapor hidráulico (HHP). Acredita-se que não seja conhecido o uso de agentes redutores de perda de fricção, junto com tensoativos viscoe- Ί5 lásticos, em fluidos de tratamento aquosos, tais como fluidos de fraturamen- to ou fluidos de frac pack e similares, que podem ser salmouras.

O termo índice de Reynold generalizado é usado para referir-se a uma relação geral para fluidos Newtonianos e Power Law [Lei de Força] não Newtonianos. O índice de Reynold generalizado (Reg) pode ser definido tal como se segue:

PUi2nlDn' Re.

* KpSn onde

P = densidade do fluido, U = velocidade média da corrente de fluido, D = diâmetro interno do tubo,

n' = índice de power law, e

Kp = índice de uniformidade para a corrente do tubo Para um fluido Newtoniano, n' = 1 e Kp = viscosidade, e, desse modo, o índice de Reynold generalizado (Reg) = índice de Reynold (Re) = PUD/viscosidade. Chamar Reg de "crítico" é simplesmente para indicar que em um sistema especifico, para Reg no ou acima do valor crítico, o fator de fricção de Fanning aumenta e a pressão de fricção aumenta rapidamente e indesejavelmente, de modo a fazer com que a pressão de bombeamento se aproxime dos limites do sistema; no caso de bombeamento de um fluido de fraturamento para baixo na perfuração, fazer com que a pressão de bombe- amento superficial atinja esses limites. Na prática, não é necessário definir ou saber qual é o Reg crítico para um sistema específico, uma vez que fica óbvio para um operador que as necessidades de cavalo-vapor de bombea- mento aumentaram perceptivelmente. Esse aumento é um indicador de que o uso de um agente de redução de perda de fricção, solúvel em água, seria justificado ou desejável.

Mais especificamente, os métodos e composições do presente referem-se à prática de frac packing e fraturamento hidráulico com fluidos aquosos, geleificados com VES, bem como outras aplicações onde fluidos -15 aquosos geleificados com VES são usados, transportados, bombeados e similar. Por exemplo, quando um fluido de frac pack ou de fraturamento hi- dráulico é bombeado no poço para baixo pelos tubos (produtos tubulares), o fluido que se move no tubo cria pressão de fricção. A pressão de fricção ge- rada para uma quantidade dada faz com que a pressão de bombeamento superficial aumente, com um aumento conseqüente no cavalo-vapor hidráu- lico. Uma quantidade excessiva de pressão de fricção pode provocar falha para obter quantidade de corrente, bem como uma pressão excessiva inde- sejável sobre o equipamento de superfície. Para reduzir a pressão de fric- ção, os métodos e composições do presente foram desenvolvidos, sendo que um polímero solúvel em água é adicionado ao fluido de VES.

Agentes redutores de perda de fricção poliméricos, solúveis em água, incluem, mas não estão necessariamente limitados a, gomas solúveis em água (polímeros de ocorrência natural) e seus derivados: tais como guar, derivados de guar (isto é, derivados de guar, tais como hidroxipropil guar (HPG), hidroxietil guar (HEG), carboximetil guar (DMG), carboxietil guar (CEG), carboximetil hidroxipropil guar (CMHPG) e similares), derivados de celulose (isto é, derivados de celulose, tais como hidroxietilcelulose (HEC), hidroxipropilcelulose (HPC)1 carboximetilcelulose (CMC), carboxietilcelulose (CEC), carboximetil hidroxietilcelulose (CMHEC), carboximetil hidroxipropil- celulose (CMHPC) e similares), karaya, alfarroba, pectina, tragacanta, acá- cia, gelana, xantana, escleroglucano e misturas dos mesmos. Deve ser en- tendido que, em geral, o uso do termo "derivado", com relação a essas go- mas solúveis em água, de ocorrência natural, inclui derivados de hidroxial- quila e carboxialquila dos mesmos ou ambos. Outra classe de agentes redu- tores de perda de fricção solúveis em água, apropriados, inclui, mas não e está necessariamente limitada a, polímeros sintéticos, tais como polímeros de acrilato, polímeros de acrilamida, 2-acrilamido-2-metil propano sulfonatos (AMPS), polímeros de acetamida, polímeros de formamida e misturas dos mesmos, incluindo copolímeros desses monômeros. Os polímeros de ocor- rência natural podem ser usados junto com os polímeros sintéticos. Nos e- xemplos mencionados abaixo, o polímero solúvel em água testado foi uma -15 hidroxietilcelulose (HEC-10). Também deve ser entendido que o polímero, quer de ocorrência natural quer sintético, pode ser reticulado. Em uma mo- dalidade não-limitante, o polímero é reticulado, o que pode ser útil em algu- mas aplicações, enquanto em uma modalidade não-limitante, o polímero não está reticulado.

É reconhecido que alguns dos polímeros solúveis em água,

mencionados como sendo úteis como agentes de redução de perda de fric- ção são aqueles usados tradicionalmente para geleificar ou aumentar a vis- cosidade de fluidos aquosos. Mas, espera-se que nos métodos e composi- ções do presente eles sejam usados em proporções suficientemente baixas, para que problemas tais como revestimento dos enchimentos, microgéis e danos à formação não ocorram. Além disso, embora os polímeros sejam os mesmos, o tamanho das cadeias do polímero usado é menor dos que ge- ralmente são usados. Polímeros solúveis em água do tamanho usual ainda têm o potencial de causar danos à formação. Desse modo, os polímeros u- sados no presente como agentes de redução de perda de fricção, geralmen- te, são de baixo peso molecular, tal como da ordem em peso molecular de 250.000 ou menos, alternativamente, 125.000 em peso molecular ou menos. Quando não especificado de outro modo, todos os pesos moleculares no presente são pesos moleculares em média em peso.

Esses polímeros em peso molecular relativamente menor são suficientemente pequenos para não formar um bolo de filtração prejudicial, onde os polímeros menores entram nos poros do reservatório, mas ainda podem ser produzidos para retroceder. Esses polímeros de baixo peso mo- lecular podem ser produzidos dos monômeros usuais, em tamanhos não maiores do que os especificados, ou podem ser polímeros de tamanho con- vencional, que foram "despolimerizados" ou reduzidos em tamanho, tal como pela Patente U.S. N0 6.488.091, incorporada ao presente em sua totalidade, por referência. Alternativamente, os polímeros de baixo peso molecular, considerados como úteis no presente, podem ser feitos por alguma outra técnica.

Pelo uso dos polímeros em peso molecular relativamente baixo, o fluido geleificado com VES retém sua qualidade de danificação muito baixa da formação, que é característica e exclusiva dos fluidos geleificados com VES, mas os polímeros não são suficientemente grandes para causar da- nos.

A quantidade de agente de redução de perda de fricção no fluido aquoso, geleificado, viscoelástico, pode variar, em uma modalidade não- limitante, de cerca de (0,2 a cerca de 4,8 kg/m3 cerca de (2 a cerca de 40 pptg). Alternativamente, o limite inferior da variação do agente de redução de perda de fricção pode ser de cerca de 0,48 kg/m3 (4 pptg). Alternativamente, cerca de 1,2 kg/m3 (10 pptg), e, independentemente, o limite superior da va- riação pode ser de cerca de 3,6 kg/m3 (30 pptg), alternativamente, até 2,4 kg/m3 (20 pptg). Se a ação de pressão de fricção for baixada usando políme- ros de baixo peso molecular, então a quantidade aumentada de polímero total usada ainda é muito menos prejudicial para obter uma redução de fric- ção equivalente, enquanto ainda reduz a quantidade de danos à formação, que podem ser devidos ao uso de polímeros em um fluido geleificado com VES1 se é que ocorrem.

Os polímeros em peso molecular mais baixo do presente, em uma modalidade aceitável, não-limitante, podem ter um nível de impurezas muito baixo, ter um tamanho suficientemente pequeno para não obstruir os poros ou produzir bolo de filtração, isto é, poder ser transportados facilmente para dentro dos poros do reservatório e retroceder dos mesmos. Esses po- Iimeros em peso molecular mais baixo podem ser usados em forma de con- centrado previamente hidratado, que tem poucos, se os tiver, microgéis (massas ou acumulações de polímeros, que não são dispersos como polí- meros nos fluidos de VES finais), sendo que o concentrado previamente hi- dratado podem ser ainda menos prejudicial quando usado em fluidos geleifi- cados com VES em operações de campo. Solventes úteis em concentrados previamente hidratados dos polímeros de baixo peso molecular incluem, mas não estão necessariamente limitados a, glicol (monoetilenoglicol ou MEG), propileno glicol, dietileno glicol, trietileno glicol, dipropileno glicol, tri- popileno glicol, butileno glicol e misturas dos mesmos, ou qualquer outro sol- vente que seja compatível com a reologia da mistura final do fluido geleifica- do com VES. Esses polímeros de baixo peso molecular também podem ser usados em forma de um concentrado em pasta, com um agente fluido de suspensão de base opcional, que umedece previamente as partículas de polímero e/ou polímeros individuais, para ajudar na dispersão e hidratação dos polímeros individuais em água salgada. Agentes de fluido de suspensão de base, úteis em concentrados de umedecimento prévio de polímeros de baixo peso molecular incluem, mas não estão necessariamente limitados a, éteres de glicol, tais como etilenoglicol n-propil éter, etilenoglicol n-butil éter, dietilenoglicol etil éter, dietilenoglicol metil éter, dietilenoglicol b-butil éter, propilenoglicol metil éter, dipropilenoglicol metil éter, dipropilenoglicol diemtil éter, propilenoglicol n-propil éter, propilenoglicol n-butil éter, dipropilenoglicol n-butil éter e misturas dos mesmos.

O polímero ou a combinação de polímeros descrito acima pode ser adicionado à água de mistura (salgada ou doce), quer em forma de pó para mistura prévia ou em forma líquido para operações de mistura contínua ou mistura em lotes. Não são necessários equipamentos ou técnicas de mis- tura especiais ou não usuais. O VES pode ser adicionado ao mesmo tempo como o polímero solúvel em água ou pode ser adicionado posteriormente no processo. Depois de terem sido adicionados o(s) polímero(s) solúvel(veis) em água e VES à água de mistura, o fluido é bombeado para dentro do poço pelos tubos, à media que fluido limpo ou enchimento é adicionado ao fluido e o fluido (pasta) é bombeado para dentro do poço pelos tubos. O fluido limpo ou fluido de enchimento cria a fratura no procedimento de frac pack ou fratu- ramento hidráulico, enquanto o fluido carregado de enchimento enche fratura e abre ou mantém a fratura criada aberta, de modo que petróleo e/ou gás pode correr através da fratura para o poço. O fluido de base aquoso pode ser, por exemplo, água, salmoura,

espumas em base aquosa ou misturas de água-álcool. O fluido de base de salmoura pode ser qualquer salmoura, convencional ou a serve desenvolvi- da, que serve como meio apropriado para os diversos componentes. Por questões de conveniência, em muitos casos, o fluido de base de salmoura -15 pode ser a salmoura disponível no local, usada no fluido para completamen- to, para um exemplo não-limitante.

Na modalidade não-limitante, onde o fluido aquoso é salmoura, as salmouras podem ser preparadas usando sais, que incluem, mas não estão, necessariamente, limitados a, NaCI, KCI, CaCI2, MgCI2, NH4CI, CaBr2, formato de sódio, formato de potássio e outros sais de salmoura, normal- mente usados para estimulação e completamento. A concentração dos sais para preparar as salmouras pode ser de cerca de 0,5% em peso de água, até próximo à saturação para um determinado sal em água doce, tal como 10%, 20%, 30% ou percentual mais alto de sal em peso de água. A salmou- ra pode ser uma combinação de um ou mais dos sais mencionados, tal co- mo uma salmoura preparada usando NaCI e CaCI2 ou NaCI1 CaCI2 e CaBr2, como exemplos não-limitantes.

Os tensoativos viscoelásticos, apropriados para uso nesses mé- todos e composições, incluem, mas não estão, necessariamente, limitados a, tensoativos não-iônicos, catiônicos, anfotéricos e iônicos híbridos. Exem- plos específicos de tensoativos iônicos híbridos/anfotéricos incluem, mas não estão, necessariamente, limitados a, dihidroxilalquil glicinato, alquilanfo acetato ou propionato, alquilbetaína, alquilamidopropil betaína e alquilimino mono- ou di-propionatos, derivados de determinadas ceras, gorduras e ó- leos. Tensoativos de amina quaternária são tipicamente catiônicos, e as be- taínas são, tipicamente, iônicas híbridas. O agente espessante pode ser u- sado em conjunto com um sal inorgânico solúvel em água ou aditivo orgâni- co, tal como ácido itálico, ácido salicílico ou seus sais.

Alguns fluidos não-iônicos são inerentemente menos prejudiciais às formações de produção do que tipos de fluido catiônico, e são mais efici- entes por quilogram (libra) do que agentes de geleificação aniônicos. Tenso- ativos viscoelásticos de oxido de amina têm o potencial de oferecer mais poder de geleificação por quilograma (libra), tornando o mesmo menos dis- pendioso do que outros fluidos desse tipo.

Os agentes de geleificação de óxido de amina RN(R1)2O" podem ter a seguinte estrutura (I):

R' I

R1

15

onde R é um grupo alquila ou alquilamido, com uma média de cerca de 8 a 24 átomos de carbono e R' são, independentemente, grupos alquila, com uma média de cerca de 1 a 6 átomos de carbono. Em uma modalidade não- limitante, R é um grupo alquila ou alquilamido, com uma média de cerca de 8 a 16 átomos de carbono, e R' são, independentemente, grupos alquila, com uma média de cerca de 2 a 3 átomos de carbono, Em uma modalidade não- limitante, alternativa, o agente de geleificação de óxido de amina é óxido de propilamina de amido de sebo (TAPAO), que deve ser entendido como óxido de dipropilamina, uma vez que os dois grupos R' são propila. Material vendidos sob a Patente U.S. N0 5.964.295 incluem Cle-

arFRAC™, que também pode compreender mais de 10% de um glicol. Essa patente está incorporada ao presente em sua totalidade, pro referência. Um VES preferido é um óxidod amina. Tal como observado, um óxido de amina particularmente preferido é óxido de propilamina de amido de sebo (TA- PAO), vendido por Baker Oil Tools como SurFRAQ™VES. SurFRAQ é um produto líquido de VES1 que é 50% de TAPAO e 50% de propilenoglicol. Es- ses tensoativos viscoelásticos são capazes de geleificar soluções aquosas para formar um fluido de base geleificado. Os aditivos do presente também podem ser usados em Diamond FRAQ™, que é um sistema de VES, similar a SurFRAQ1 que contém desintegradores de VES, vendido por Baker Oil Tools.

A quantidade de VES incluída na fluido de fraturamento depende em pelo menos dois fatores. Um dos mesmos envolve gerar, criar ou produ- zir viscosidade suficiente para controlar a quantidade de vazamento de fluido para dentro dos poros da fratura, que também depende do tipo e quantidade de agente de controle de perda de fluido usado, e o segundo envolve criar, gerar ou produzir uma viscosidade suficientemente alta para desenvolver o tamanho e a geometria da fratura dentro do reservatório para aumentar a -15 produção de hidrocarbonetos do reservatório e também para manter as par- tículas de enchimento suspensas no mesmo durante a etapa de injeção ou introdução de fluido, no caso não-limitante de um fluido de fraturamento. Desse modo, dependendo da aplicação, o VES é adicionado ao fluido aquo- so em concentrações que variam de cerca de 0,5 a 12,0% em volume do fluido aquoso total 5 a 120 l/m3 (5 a 120 galões por mil galões (gptg)). Em outra modalidade não-limitante, a variação de proporção pode ser no pre- sente de cerca de 1,0 a cerca de 6,0% em volume do produto de VES. Em uma forma não-limitante, alternativa, dos métodos e composições do presen- te, a quantidade de VES varia de cerca de 2, independentemente, até cerca de 10% em volume.

Em aplicações de fraturamento hidráulico, agentes de enchimen- to são tipicamente adicionados ao fluido de base, depois da adição do VES. Os agentes de enchimento incluem, mas não estão limitados a, por exemplo, grãos de areia de quartzo, carbonato de cálcio de tamanho classificado, ou- tros sais de tamanhos classificados, esferas de vidro e cerâmicas, grãos de bauxita (que podem estar sinterizados), fragmentos de cascas de nozes, pelotas de alumínio, pelotas de náilon e similares. Os agentes de enchimen- to normalmente são suados em concentrações entre cerca de 120-1700 kg/m3 (1 a 14 libras por galão) de composição de fluido de fraturamento, mas concentrações mais altas ou mais baixas podem ser usados, conforme a necessidade do tipo de fratura. Esses agentes de enchimento, partículas sólidas ou cascalho também podem servir como um crivo. O fluido de base também pode conter outros aditivos convencionais, usuais na indústria de serviços de poços, tais como tensoativos de umedecimento de água, não- emulsificantes e similares. Nesses métodos e composições do presente, o fluido de base também pode conter aditivos que podem contribuir para de- sintegrar o gel (reduzir a viscosidade) do fluido de VES.

Embora os fluidos viscoelásticos sejam descritos no presente, mais tipicamente, como tendo uso em fluidos de fraturamento, acredita-se que eles encontrem utilidade em fluidos de completamento, fluidos de com- pressão de cascalho, pastilhas de perda de fluido, pastilhas de circulação de ■ 15 perda, fluidos de desvio, fluidos em espuma, fluidos de estimulação e simila- res.

Em outra modalidade não-limitante no presente, o fluido de tra- tamento pode conter outros agentes de viscosificação, outros tensoativos diferentes, aditivos de estabilização de argila, agentes de dissolução de crostas, aditivos de degradação de biopolímeros, aditivos de controle de perda de fluido, estabilizadores à temperatura elevada, e outros componen- tes comuns e/ou opcionais.

A invenção é descrita adicionalmente com respeito aos Exem- plos abaixo, que não pretendem limitar a invenção, mas, de preferência, ilus- trar adicionalmente as diversas modalidades. EXEMPLOS

Na figura 1 é mostrado um traçado de uma redução de pressão de fricção de um fluido geleificado com VES, bem como um fluido geleificado com VES com um polímero solúvel em água em um tubo com um diâmetro hidráulico de 1 cm (0,41 polegadas). O gráfico é um gradiente de pressão de fricção em kPa/m (psig/ft) como função da potência de bomba em m3/min (bpm). Unidades de Sl de kPa/metro e m3/minuto, em cada caso, são dados nas figuras em parênteses. Água (Exemplo 1) claramente tem a curva mais íngreme, mostrando que a pressão de fricção aumenta rapidamente com a velocidade de corrente. A adição de 4% de VES (tensoativo WG-3L por Ba- ker Oil Tools) a uma salmoura de 3% de KCI (Exemplo 2) reduz acentuada- mente a velocidade de aumento da pressão de fricção simplesmente por si mesmo, tal como mencionado previamente. Mas, a cerca de 0,19 m3/min (1,2 bpm), pode ser visto que a pressão de fricção para o Exemplo 2 tam- bém começa a subir rapidamente. Essa mudança em velocidade é uma indi- cação que o Reg crítico foi atingido.

Quando 1,2 m3/min (10 pptg) de hidroxietilcelulose são adicio-

nados ao fluido do Exemplo 2, para dar o fluido do Exemplo 3, o aumento de pressão de fricção é reduzido adicionalmente e sobe até mesmo menos a- centuadamente, indicando que o HEC tinha a redução de fricção desejada.

Uma progressão similar é vista na figura 2, que é um traçado do -15 Fator de Fricção de Fanning como uma função do índice de Reynold genera- lizado para os fluidos dos Exemplos 1, 2 e 3, descritos acima. Novamente, água dá a a inclinação mais íngreme, com o Fator de Fricção mais alto aci- ma do âmbito dado. O Fator de Fricção para o fluido do Exemplo 2, com 4% de VES em salmoura com 3% de KCI está significativamente reduzido em comparação com a água, e a adição adicional de 1,2 m3/min (10 pptg) de hidroxietilcelulose baixa ainda mais o Fator de Fricção. Desse modo, o uso de um agente de redução de perda de fricção no presente mostrou reduzir em grande extensão a fricção em relação ao Reg. Ou, dito de outro modo, o uso dos agentes de redução de perda de fricção no presente aumenta o Reg crítico para um determinado sistema.

Na descrição acima, a invenção foi descrita com referência a modalidades específicas da mesma e foi demonstrada como eficiente para reduzir perdas de fricção para fluidos geleificados com tensoativo. Mas, é evidente de diversas modificações e mudanças podem ser feitas na mesma, sem afastar-se do espírito ou objeto mais amplo da invenção, tal como apre- sentado nas reivindicações anexas. Consequentemente, a descrição deve ser interpretada em um sentido ilustrativo e não em um sentido restritivo. Por exemplo, combinações específicas de salmouras, tensoativos viscoelásticos, polímeros solúveis em água em peso molecular relativamente baixo (natu- rais e/ou sintéticos) e outros componentes que se incluem nos parâmetros reivindicados, mas não especificamente identificados ou testados em uma composição específica, são considerados como estando dentro do objeto da invenção.

Claims

1. Método para tratamento de uma formação subterrânea com- preendendo: introduzir um fluido de tratamento tensoativo viscoelástico aquo- so através de um poço perfurado e em uma formação subterrânea, onde o fluido de tratamento viscoelástico aquoso compreende: um fluido base aquoso; um agente gelificante tensoativo viscoleástico (VES); e uma quantidade eficaz de um agente polimérico de redução de perda de atrito solúvel em água para melhorar o fluxo do fluido de tratamento viscoelástico aquoso como comparado com um fluido de tratamento viscoe- lástico aquoso idêntico ausente o agente de redução de perda de atrito, on- de o agente de redução de perda de atrito possui um peso molecular de 250.000 ou inferior; tratando a formação subterrânea.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, onde a introdução do fluido de tratamento tensoativo viscoelástico aquoso seria em ou acima do número de Reynold crítico generalizado, em que a pressão de atrito seria rapidamente aumentada, mas para a presença do agente de redução de perda de atrito.

3. Método de acordo com a reivindicação 1, onde a quantidade eficaz do agente de redução de perda de atrito no fluido de tratamento ten- soativo viscoelástico aquoso varia de cerca de 0,2 a cerca de 4,8 kg/m3 (cer- ca de 2 a cerca de 40 pptg) com base no fluido de tratamento tensoativo vis- coelástico aquoso total.

4. Método de acordo com a reivindicação 1, onde o tratamento de formação subterrânea é selecionado do grupo consistindo em fraturamen- to ou fraturamento hidráulico.

5. Método de acordo com a reivindicação 1, onde o fluido base aquoso é salmoura.

6. Método para tratamento de uma formação subterrânea com- preendendo: introduzir um fluido de tratamento tensoativo viscoelástico aquo- so através de um poço perfurado e em uma formação subterrânea, onde o fluido de tratamento viscoelástico aquoso compreende: um fluido base aquoso; um agente gelificante tensoativo viscoleástico (VES); e de cerca de 0,2 a cerca de 4,8 kg/m3 (cerca de 2 a cerca de 40 pptg) de um agente polimérico de redução de perda de atrito solúvel em á- gua eficaz para melhorar o fluxo do fluido de tratamento viscoelástico aquo- so como comparado com um fluido de tratamento viscoelástico aquoso idên- tico ausente o agente de redução de perda de atrito, onde o agente de redu- ção de perda de atrito possui um peso molecular de 250.000 ou inferior; tratando a formação subterrânea, onde o tratamento é selecio- nado do grupo consistindo em fraturamento ou fraturamento hidráulico.

7. Método de acordo com a reivindicação 6, onde a introdução do fluido de tratamento tensoativo viscoelástico aquoso seria em ou acima do número de Reynold crítico generalizado, em que a pressão de atrito seria rapidamente aumentada, mas para a presença do agente de redução de perda de atrito.

8. Método de acordo com a reivindicação 6, onde o agente de redução de atrito possui um peso molecular de 125.000 ou inferior.

9. Método de acordo com a reivindicação 6, onde o agente de redução de atrito é selecionado do grupo consistindo em guar e derivados de guar, derivados de celulose, karaya, alfarroba, pectina, tragacanta, acácia, carragena, alginatos, agar, gelano, xantana, escleroglucano; e polímeros e copolímeros de monômeros selecionados do grupo consistindo em acrilato, acrilamida, 2-acrilamido-2-metil propano sulfonato (AMPS), acetamida e for- mamida.

10. Fluido de tratamento tensoativo viscoelástico aquoso com- preendendo: um fluido base aquoso; um agente gelificante tensoativo viscoleástico (VES); e um agente polimérico de redução de perda de atrito solúvel em água possuindo um peso molecular de 250.000 ou inferior.

11. Fluido de acordo com a reivindicação 10, onde a quantidade de agente polimérico de redução de perda de atrito solúvel em água é eficaz para melhorar o fluxo do fluido de tratamento viscoelástico aquoso como comparado com um fluido idêntico ausente de agente quando o fluido é der- ramado em ou acima do número de Reynold crítico generalizado, em que a pressão de atrito seria rapidamente aumentada, mas para a presença do agente de redução de perda de atrito.

12. Fluido de acordo com a reivindicação 10, onde a quantidade de agente polimérico de redução de perda de atrito solúvel em água no flui- do de tratamento viscoelástico aquoso varia de cerca de 0,2 a cerca de 4,8 kg/m3 (cerca de 2 a cerca de 40 pptg) com base no fluido de tratamento vis- coelástico aquoso total.

13. Fluido de acordo com a reivindicação 10, onde o fluido base aquoso é salmoura.

14. Fluido de tratamento viscoelástico aquoso compreendendo: um fluido base salmoura; um agente gelificante tensoativo viscoleástico (VES); e de cerca de 0,2 a cerca de 4,8 kg/m3 (cerca de 2 a cerca de 40 pptg) de um agente polimérico de redução de perda de atrito solúvel em á- gua onde o agente de redução de perda de atrito possui um peso molecular de 250.000 ou inferior e é selecionado do grupo consistindo em goma solú- veis em água (polímeros de ocorrência natural) e derivados do mesmo, po- límeros sintéticos solúveis em água e mistura dos mesmos.

15. Fluido de acordo com a reivindicação 14, onde o agente de redução de atrito possui um peso molecular de 125.000 ou inferior.

16. Fluido como definido na reivindicação 6, onde o agente poli- mérico de redução de atrito solúvel em água é selecionado do grupo consis- tindo em guar e derivados de guar, derivados de celulose, karaya, alfarroba, pectina, tragacanta, acácia, carragena, alginatos, agar, gelano, xantana, es- celroglucano; e polímeros e copolímeros selecionados do grupo consistindo em acrilato, acrilamida, 2-acrilamido-2-metil propano sulfonato (AMPS), ace- tamida e formamida