BRPI0715215A2

BRPI0715215A2 - Methods for treating a portion of an underground formation, for positioning a gravel filler in a portion of an underground formation, for producing hydrocarbons from an underground formation, and for preparing a viscous treatment fluid

Info

Publication number: BRPI0715215A2
Application number: BRPI0715215-9A
Authority: BR
Inventors: Thomas D Welton; Richard W Pauls
Original assignee: Halliburton Energy Serv Inc
Priority date: 2006-09-28
Filing date: 2007-09-24
Publication date: 2013-06-11
Also published as: AU2007301712A1; US20080078545A1; WO2008037973A1; RU2009115862A

Abstract

MÉTODOS PARA TRATAR UMA PORÇçO DE UMA FORMAÇçO SUBTERRÂMEA, PARA POSICIONAR UM ENCHIMENTO DE CASCALHO EM UMA PORÇçO DE UMA FORMAÇçO SUBTERRÂNEA, PARA PRODUZIR HIDROCARBONETOS A PARTIR DE UMA FORMAÇçO SUBTERRÂNEA, E PARA PREPARAR UM FLUIDO DE TRATAMENTO VISCOSIFICADO. A presente invenção refere-se aos fluidos de tratamento viscosificados usados em operações de estimulação e completação de poço para produção de óleo e gás, e mais particularmente, aos fluidos de tratamento viscosificados compreendendo agentes geleificantes de xantana. Em uma modalidade, a presente invenção proporciona um método para tratar uma porção de uma formação subterrânea compreendendo as etapas de: proprocionar um fluido de tratamento viscosificado que compreende água e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada; e tratar a porção da formação subterrãnea. A presente invenção também proporciona metodos de fraturamento, de enchimento com cascalho, acidificação com os fluídos de tratamento viscosificados. também são proporcionadas composições de fluido de tratamento viscosificado e composições de agente geleificante.METHODS FOR TREATING A PART OF AN UNDERGROUND FORMATION, FOR POSITIONING A FILLENESS TO A PART OF AN UNDERGROUND FORMATION, TO PRODUCE HYDROCARBONS FROM AN UNDERGROUND FORECAST AND FORECAST. The present invention relates to viscous treatment fluids used in oil well and gas well stimulation and completion operations, and more particularly to viscous treatment fluids comprising xanthan gelling agents. In one embodiment, the present invention provides a method for treating a portion of an underground formation comprising the steps of: providing a viscous treatment fluid comprising water and a gelling agent comprising a modified xanthan; and treat the portion of the underground formation. The present invention also provides fracturing methods, gravel fillers, acidification with viscous treatment fluids. viscous treatment fluid compositions and gelling agent compositions are also provided.

Description

"MÉTODOS PARA TRATAR UMA PORÇÃO DE UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA, PARA POSICIONAR UM ENCHIMENTO DE CASCALHO EM UMA PORÇÃO DE UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA, PARA PRODUZIR HIDROCARBONETOS A PARTIR DE UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA, E PARA PREPARAR UM FLUIDO DE TRATAMENTO VISCOSIFICADO" REFERÊNCIA CRUZADA AOS PEDIDOS RELACIONADOS Não aplicável"METHODS FOR TREATING A PART OF AN UNDERGROUND FORMATION, FOR POSITIONING A RUBBER FILLING TO A PART OF AN UNDERGROUND FORMATION, TO PRODUCE HYDROCARBONS, AND FOR PREPARING AN UNDERGROUND FLUID PERFECTED REFUED COSTS applicable

DECLARAÇÃO RELACIONADA AO DESENVOLVIMENTO OU À PESQUISA FEDERALMENTE SUBISIDIADO(A)DECLARATION CONCERNING DEVELOPMENT OR FEDERALLY SUBSIDIED RESEARCH (A)

Não aplicável REFERÊNCIA AO APÊNDICE DE MICROFICHANot applicable REFERENCE TO THE MICROPHIC APPENDIX

Não aplicável FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO A presente invenção refere-se aos fluidos de tratamentoBACKGROUND OF THE INVENTION The present invention relates to treatment fluids.

viscosificados usados em operações de estimulação e completação de poço de campo de óleo, e mais particularmente, aos fluidos de tratamento viscosificados compreendendo agentes geleificantes de xantana, e ao seu uso em tais operações de campo de óleo. Em operações de estimulação e completação de poço, fluidosViscous agents used in oil field well stimulation and completion operations, and more particularly, viscous treatment fluids comprising xanthan gelling agents, and their use in such oil field operations. In well stimulation and completion operations, fluids

de tratamento viscosificados são muitas vezes usados para transportar particulados para dentro de formações subterrâneas para vários propósitos, e.g., para liberar particulados em uma localização desejada dentro de um furo de poço. Exemplos de operações subterrâneas que usam tais fluidos de tratamento viscosificados incluem operações de manutenção e completação tais como fraturamento, enchimento com cascalho, recheio de fratura, acidiflcação, fraturamento ácido, e formação de lama viscosa contra perda de fluido.Viscous treatment plants are often used to transport particulates into underground formations for various purposes, e.g., to release particulates at a desired location within a wellbore. Examples of underground operations using such viscous treatment fluids include maintenance and completion operations such as fracturing, gravel filling, fracture filling, acidification, acid fracturing, and viscous sludge formation against fluid loss.

Em fraturamento, por exemplo, um fluido de fraturamento viscosificado é usado para transportar agente de escoramento para fraturas dentro da formação, inter alia, para manter a integridade daquelas fraturas para intensificar o fluxo de fluidos desejados para um furo de poço. Em operações de controle de areia, por exemplo, operações de enchimento com cascalho, uma tela, um revestimento interno ranhurado, ou outro dispositivo mecânico é muitas vezes posicionada(o) em uma porção de um furo de poço. Um fluido viscosificado para enchimento com cascalho é usado para depositar particulados, muitas vezes chamados de cascalho, dentro do ânulo entre o dispositivo mecânico e a formação ou revestimento para inibir o fluxo de particulados de uma porção da formação subterrânea para o furo de poço.In fracturing, for example, a viscous fracturing fluid is used to transport shoring agent for fractures within the formation, inter alia, to maintain the integrity of those fractures to enhance the desired fluid flow to a wellbore. In sand control operations, for example, gravel fill operations, a screen, a grooved inner liner, or other mechanical device is often positioned in a portion of a wellbore. A viscous gravel fill fluid is used to deposit particulate matter, often called gravel, into the annulus between the mechanical device and the formation or coating to inhibit the particulate flow from a portion of the underground formation to the wellbore.

Os fluidos de tratamento viscosifícados usados em operações subterrâneas são muitas vezes fluidos aquosos compreendendo agentes geleificantes que aumentam as viscosidades dos fluidos de tratamento, inter alia, para aumentar a capacidade dos fluidos de tratamento para suspender areia ou outro material particulado. Estes agentes geleificantes são tipicamente polissacarídeos que quando hidratados e em uma concentração suficiente são capazes de formarem uma solução viscosa. Um agente geleificante de polissacarídeo comumente usado é xantana. Xantana muitas vezes é um agente geleificante preferido porque proporciona, inter alia, propriedades de transporte de areia vantajosas, viscosidade de longa duração, características tixotrópicas desejáveis, e propriedades de quebra eficientes a um fluido de tratamento viscosificado no qual é adicionado. SUMÁRIO DA INVENÇÃOViscous treatment fluids used in underground operations are often aqueous fluids comprising gelling agents that increase the viscosities of the treatment fluids, inter alia, to increase the ability of the treatment fluids to suspend sand or other particulate matter. These gelling agents are typically polysaccharides which when hydrated and in a sufficient concentration are capable of forming a viscous solution. A commonly used polysaccharide gelling agent is xanthan. Xanthan is often a preferred gelling agent because it provides, inter alia, advantageous sand transport properties, long-term viscosity, desirable thixotropic characteristics, and efficient breaking properties to a viscous treatment fluid to which it is added. SUMMARY OF THE INVENTION

A presente invenção refere-se aos fluidos de tratamento viscosifícados usados em operações de estimulação ou completação de poço, e mais particularmente, aos fluidos de tratamento viscosifícados compreendendo agentes geleificantes de xantana, e ao seu uso em tais operações de campo de óleo.The present invention relates to viscous treatment fluids used in well stimulation or completion operations, and more particularly to viscous treatment fluids comprising xanthan gelling agents, and their use in such oil field operations.

Em uma modalidade, a presente invenção proporciona um método para tratar uma porção de uma formação subterrânea compreendendo as etapas de: proporcionar um fluido de tratamento viscosificado que compreende água e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada, tal como xantana não-acetilada e/ou não-piruvilada; e tratar a porção da formação subterrânea. Como aqui usado, não-acetilada significa ter menos grupos acetila do que a xantana típica, seja a diferença o resultado de engenharia genética ou seleção de planta ou o resultado de tratamento químico de uma xantana típica. Similarmente, não-piruvilada significa ter menos grupos piruvila, seja a diferença o resultado de engenharia genética ou seleção de planta ou o resultado de tratamento químico de uma xantana típica. Como aqui usado, não-piruvilada e não-acetilada são intencionados para incluírem despiruvilada e desacetilada, respectivamente.In one embodiment, the present invention provides a method for treating a portion of an underground formation comprising the steps of: providing a viscous treatment fluid comprising water and a gelling agent comprising a modified xanthan, such as unacetylated xanthan and / or non-pyruvylated; and treat the portion of the underground formation. As used herein, non-acetylated means having fewer acetyl groups than typical xanthan, whether the difference is the result of genetic engineering or plant selection or the chemical treatment result of a typical xanthan. Similarly, non-pyruvylated means having fewer pyruvyl groups, whether the difference is the result of genetic engineering or plant selection or the result of chemical treatment of a typical xanthan. As used herein, non-pyruvylated and nonacetylated are intended to include despiruvylated and deacetylated, respectively.

Em outra modalidade, a presente invenção proporciona um método para posicionar um enchimento de cascalho em uma porção de uma formação subterrânea compreendendo: proporcionar um fluido viscosificado para enchimento com cascalho que compreende cascalho, água, e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada; e contatar a porção da formação subterrânea com o fluido viscosificado para enchimento com cascalho de modo a posicionar um enchimento de cascalho em uma ou próximo de uma porção da formação subterrânea.In another embodiment, the present invention provides a method for positioning a gravel filler in a portion of an underground formation comprising: providing a viscous gravel filler fluid comprising gravel, water, and a gelling agent comprising a modified xanthan; and contacting the underground formation portion with the viscous gravel fill fluid to position a gravel filler at or near a portion of the underground formation.

Em uma modalidade, a presente invenção proporciona um método de fraturar uma porção de uma formação subterrânea compreendendo: proporcionar um fluido de fraturamento viscosificado que compreende água e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada; e contatar a porção da formação subterrânea com o fluido viscosificado de fraturamento em uma pressão suficiente para criar ou aumentar pelo menos uma fratura na formação subterrânea.In one embodiment, the present invention provides a method of fracturing a portion of an underground formation comprising: providing a viscous fracturing fluid comprising water and a gelling agent comprising a modified xanthan; and contacting the underground formation portion with the viscous fracturing fluid at a pressure sufficient to create or increase at least one underground formation fracture.

Em outra modalidade, a presente invenção proporciona um método para produzir hidrocarbonetos a partir de uma formação subterrânea compreendendo usar um fluido de tratamento viscosificado que compreende água e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada em uma operação de manutenção ou de completação de poço.In another embodiment, the present invention provides a method for producing hydrocarbons from an underground formation comprising using a viscous treatment fluid comprising water and a gelling agent comprising a modified xanthan in a maintenance or well completion operation.

Em outra modalidade, a presente invenção proporciona um método para produzir hidrocarbonetos a partir de uma formação subterrânea compreendendo usar um fluido de tratamento viscosificado que compreende água e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada em uma operação de manutenção ou de completação de poço, e a formação subterrânea tem uma temperatura de fundo de poço de cerca de -1,10C a cerca de 204°C.In another embodiment, the present invention provides a method for producing hydrocarbons from an underground formation comprising using a viscous treatment fluid comprising water and a gelling agent comprising a modified xanthan in a well completion or maintenance operation, and the underground formation has a downhole temperature of about -1.10 ° C to about 204 ° C.

Em outra modalidade, a presente invenção proporciona um fluido de tratamento viscosificado compreendendo salmoura e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada.In another embodiment, the present invention provides a viscous treatment fluid comprising brine and a gelling agent comprising a modified xanthan.

A presente invenção proporciona um fluido de tratamento compreendendo água e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada para uso em uma operação de estimulação ou completação de poço.The present invention provides a treatment fluid comprising water and a gelling agent comprising a modified xanthan for use in a well stimulation or completion operation.

Em uma modalidade, a presente invenção proporciona um método para preparar um fluido de tratamento viscosificado compreendendo as etapas de: dispersar um agente geleificante que compreende uma xantana modificada em uma salmoura com cisalhamento adequado para totalmente dispersar o agente geleificante na mesma para formar uma mistura de salmoura e agente geleificante; misturar a mistura de salmoura e agente geleificante com salmoura adicional; permitir que a xantana modificada totalmente se hidrate na mistura de salmoura e agente geleificante para formar um fluido de tratamento viscosificado.In one embodiment, the present invention provides a method for preparing a viscous treatment fluid comprising the steps of: dispersing a gelling agent comprising a modified xanthan in a suitable shear brine to fully disperse the gelling agent therein to form a mixture of brine and gelling agent; mixing the brine and gelling agent mixture with additional brine; Allow the modified xanthan to fully hydrate in the brine and gelling agent mixture to form a viscous treatment fluid.

As características e vantagens da presente invenção serão prontamente evidentes para aqueles pessoas experientes na arte sob uma leitura da descrição das modalidades preferidas que seguem. DESCRIÇÃO DAS MODALIDADES PREFERIDASThe features and advantages of the present invention will be readily apparent to those skilled in the art upon reading the description of the following preferred embodiments. DESCRIPTION OF PREFERRED EMBODIMENTS

Em certas modalidades, a presente invenção proporciona composições e métodos que são especialmente adequados para uso em furo de poços compreendendo temperaturas de fundo de poço ("BHTs") de cerca de - 1,10C a cerca de 204°C. Como conhecido por uma pessoa ordinariamente experiente na arte, a temperatura de circulação de fundo de poço pode estar abaixo da BHT do furo de poço, contudo, a BHT pode ser indicativa da temperatura de um fluido de tratamento circulado no fundo de poço durante o tratamento. As temperaturas às quais os fluidos são submetidos podem afetar suas propriedades de transporte de particulado, dependendo da concentração do agente geleificante de xantana no fluido bem como outros componentes. Uma vantagem da presente invenção é que as propriedades de transporte de particulado dos fluidos da presente invenção são excepcionais pelo fato de que, em certas modalidades, os fluidos podem manter particulados em suspensão quase perfeita sob condições estáticas em temperaturas elevadas por muitas horas, possivelmente vários dias.In certain embodiments, the present invention provides compositions and methods that are especially suitable for use in well drilling comprising wellbore temperatures ("BHTs") from about -1.10 ° C to about 204 ° C. As known to one of ordinary skill in the art, the downhole circulation temperature may be below the borehole BHT, however, the BHT may be indicative of the temperature of a downstream treatment fluid during treatment. . The temperatures at which fluids are subjected may affect their particulate transport properties, depending on the concentration of xanthan gelling agent in the fluid as well as other components. An advantage of the present invention is that the particulate transport properties of the fluids of the present invention are exceptional in that, in certain embodiments, the fluids can maintain nearly perfect suspended particulates under static conditions at elevated temperatures for many hours, possibly several hours. days

Outra vantagem das muitas vantagens dos fluidos da presente invenção é que são fluidos tixotrópicos.Another advantage of the many advantages of the fluids of the present invention is that they are thixotropic fluids.

Os fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção geralmente compreendem água e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada.The viscous treatment fluids of the present invention generally comprise water and a gelling agent comprising a modified xanthan.

O termo "xantana modificada" como aqui usado significa uma xantana que tem sido tratada, quer química, geneticamente, quer diferentemente, para modificar ou alterar a estrutura polimérica normal da xantana. Duas modificações preferíveis estão onde uma porção de (ou todos) os grupos acetila e/ou os grupos piruvato tem sido removido(s).The term "modified xanthan" as used herein means a xanthan which has been treated either chemically, genetically or differently to modify or alter the normal polymeric structure of xanthan. Two preferred modifications are where a portion (or all) of the acetyl groups and / or pyruvate groups have been removed.

Xantanas modificadas adequadas geralmente exibem reologia pseudoplástica (comportamento cisalhante reversível). Xantanas modificadas adequadas também são geralmente solúveis em água quente ou fria, e são estáveis sobre uma faixa de pHs e temperaturas. Adicionalmente, são compatíveis com e estáveis em sistemas contendo sais, e.g., se hidratarão totalmente em sistemas compreendendo sais. Além disso, xantanas modificadas adequadas devem proporcionar suspensão boa de particulados muitas vezes usadas em aplicações subterrâneas, tais como agente de escoramento ou cascalho. Xantanas preferidas devem ter filtrabilidade boa. Por exemplo, no enchimento com cascalho uma xantana modificada desejável preferivelmente tem uma vazão de fluxo de pelo menos cerca de 200 mL em 2 minutos na temperatura ambiente em um teste de filtração de laboratório em um Filtro-Prensa Baroid Filter usando 276 kPa de pressão diferencial e um papel de filtro Whatman de 11 cm tendo um tamanho de poro de 2,7 .mu. Um exemplo de uma xantana desacetilada adequada para uso conjuntamente com as composições e os métodos da presente invenção está comercialmente disponíveis em Degussa. Em algumas modalidades, xantanas modificadas adequadasSuitable modified xanthanes generally exhibit pseudoplastic rheology (reversible shear behavior). Suitable modified xanthanes are also generally soluble in hot or cold water, and are stable over a range of pHs and temperatures. Additionally, they are compatible with and stable in salt containing systems, e.g., will fully hydrate in salt comprising systems. In addition, suitable modified xanthans should provide good particulate suspension often used in underground applications such as shoring or gravel. Preferred xanthans should have good filterability. For example, in gravel filling a desirable modified xanthan preferably has a flow rate of at least about 200 mL in 2 minutes at room temperature in a laboratory filtration test on a Baroid Filter Press using 276 kPa differential pressure. and an 11 cm Whatman filter paper having a pore size of 2.7 µm. An example of a deacetylated xanthan suitable for use in conjunction with the compositions and methods of the present invention is commercially available from Degussa. In some embodiments, suitable modified xanthans

podem ser tratadas para ajudar a remover fragmentos do polímero de xantana modificada. Por exemplo, uma enzima como é conhecida na arte para tratar xantana normal pode ser usada para tratar uma xantana modificada para remover fragmentos. Isto pode ser particularmente vantajoso para uso da xantana modificada em uma salmoura. Em certas modalidades preferidas, os fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção compreendem uma salmoura e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada.can be treated to help remove fragments of the modified xanthan polymer. For example, an enzyme as known in the art to treat normal xanthan may be used to treat a modified xanthan to remove fragments. This may be particularly advantageous for use of modified xanthan in a brine. In certain preferred embodiments, the viscous treatment fluids of the present invention comprise a brine and a gelling agent comprising a modified xanthan.

Opcionalmente, o agente geleificante da presente invenção pode compreender um biopolímero adicional se o uso da xantana modificada e do biopolímero produz um resultado desejável, e.g., um efeito sinérgico. Biopolímeros adequados podem incluir polissacarídeos e/ou seus derivados. Dependendo da aplicação, um biopolímero pode ser mais adequado do que outro. Uma pessoa ordinariamente experiente na arte com o benefício desta descrição será capaz de determinar se um biopolímero deve ser incluído para uma aplicação particular baseada, por exemplo, na viscosidade desejada do fluido de tratamento viscosificado e na temperatura de fundo de poço ("BHT") do ftiro de poço.Optionally, the gelling agent of the present invention may comprise an additional biopolymer if use of the modified xanthan and the biopolymer produces a desirable result, e.g., a synergistic effect. Suitable biopolymers may include polysaccharides and / or derivatives thereof. Depending on the application, one biopolymer may be more suitable than another. One of ordinary skill in the art with the benefit of this disclosure will be able to determine whether a biopolymer should be included for a particular application based, for example, on the desired viscosity of the viscous treatment fluid and the bottom of the well (BHT) temperature. from the pit well.

A quantidade de agente geleificante usada nos fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção pode variar de cerca de 2,4 kg/ML a cerca de 12,0 kg/ML. Em outras modalidades, a quantidade de agente geleificante incluída nos fluidos de tratamento da presente invenção pode variar de cerca de 3,6 kg/ML a 9,6 kg/ML. Em uma modalidade preferida, cerca de 7,2 kg/ML de um agente geleificante são incluídos em uma modalidade de um fluido de tratamento da presente invenção. Deve ser observado que em furos de poço compreendendo BHTs de 93,3 0C ou maior, 8,4 kg/ML ou maior de agente geleificante podem ser beneficamente usados em um fluido de tratamento da presente invenção.The amount of gelling agent used in the viscous treatment fluids of the present invention may range from about 2.4 kg / ml to about 12.0 kg / ml. In other embodiments, the amount of gelling agent included in the treatment fluids of the present invention may range from about 3.6 kg / ml to 9.6 kg / ml. In a preferred embodiment, about 7.2 kg / ml of a gelling agent is included in a treatment fluid embodiment of the present invention. It should be noted that in well boreholes comprising BHTs of 93.3 ° C or greater, 8.4 kg / ml or greater of gelling agent may be beneficially used in a treatment fluid of the present invention.

Os fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção podem variar amplamente em densidade. Uma pessoa ordinariamente experiente na arte com o benefício desta descrição reconhecerá a densidade particular que é mais apropriada para uma aplicação particular. Em certas modalidades preferidas, os fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção terão uma densidade de cerca de 1,0 gramas por centímetro cúbicoThe viscous treatment fluids of the present invention may vary widely in density. A person ordinarily skilled in the art with the benefit of this description will recognize the particular density that is most appropriate for a particular application. In certain preferred embodiments, the viscous treatment fluids of the present invention will have a density of about 1.0 grams per cubic centimeter.

3 ι3 ι

("g/cm ) a cerca de 2,30 g/cm . A densidade desejada para um fluido de tratamento viscosificado particular pode depender de características da formação subterrânea, incluindo, inter alia, a pressão hidrostática exigida para controlar os fluidos da formação subterrânea durante posicionamento dos fluidos de tratamento viscosificados. Os tipos de sais ou salmouras usados para alcançar a densidade desejada do fluido de tratamento viscosificado pode ser escolhido baseado em fatores tais como compatibilidade com a formação, temperatura de cristalização, e compatibilidade com outros fluidos de tratamento e/ou de formação. Disponibilidade e impacto ambiental também podem afetar esta escolha. Em certas modalidades, o fluido de tratamento viscosifícado pode ser espumado com um gás, tal como nitrogênio ou dióxido de carbono.("g / cm) at about 2.30 g / cm. The desired density for a particular viscous treatment fluid may depend on underground formation characteristics, including, inter alia, the hydrostatic pressure required to control underground formation fluids. during positioning of the viscous treatment fluids The types of salts or brines used to achieve the desired density of the viscous treatment fluid may be chosen based on factors such as compatibility with formation, crystallization temperature, and compatibility with other treatment fluids and Availability and environmental impact may also affect this choice In certain embodiments, the viscous treatment fluid may be foamed with a gas such as nitrogen or carbon dioxide.

Uma salmoura adequada para uso nos fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção com uma xantana modificada pode incluir salmouras de sais de cátions monovalentes, que podem ser de qualquer peso até a saturação do sal. Salmouras que compreendem cátions divalentes ou trivalentes, e.g., magnésio, cálcio, ferro, em algumas concentrações e em alguns níveis de pH podem causar reticulação indesejável de um polímero de xantana normal, e em uma extensão menor de um polímero de xantana modificada.A brine suitable for use in the viscous treatment fluids of the present invention with a modified xanthan may include monovalent cation salt brines, which may be of any weight to salt saturation. Brines comprising divalent or trivalent cations, e.g., magnesium, calcium, iron, at some concentrations and at some pH levels may cause undesirable crosslinking of a normal xanthan polymer, and to a lesser extent of a modified xanthan polymer.

Se é usada uma fonte de água que contém tais cátions divalentes ou trivalentes em concentrações suficientemente altas para serem problemáticas até mesmo para a xantana modificada, então a concentração de tais sais divalentes ou trivalentes pode ser reduzida ou completamente removida. Tais cátions podem ser reduzidos ou removidos, por exemplo, por um processo tal como osmose reversa ou por elevação do pH da água com o propósito de precipitar tais sais divalentes para diminuir a concentração de tais sais na água antes de a água ser usada. Outro método para remover tais íons é incluir um agente quelante para quimicamente ligar os íons problemáticos para prevenir suas interações indesejáveis com a xantana modificada. Quelantes adequados incluem, mas não são limitados a, ácido cítrico ou citrato de sódio. Outros agentes quelantes também são adequados.If a water source containing such divalent or trivalent cations is used at concentrations high enough to be problematic even for modified xanthan, then the concentration of such divalent or trivalent salts may be reduced or completely removed. Such cations may be reduced or removed, for example, by a process such as reverse osmosis or by raising the pH of water for the purpose of precipitating such divalent salts to decrease the concentration of such salts in water before water is used. Another method for removing such ions is to include a chelating agent to chemically bind problematic ions to prevent their undesirable interactions with modified xanthan. Suitable chelators include, but are not limited to, citric acid or sodium citrate. Other chelating agents are also suitable.

Exemplos de salmouras adequadas incluem salmouras monovalentes tais como salmouras de cloreto de sódio, salmouras de brometo de sódio, salmouras de brometo de potássio, salmouras de cloreto de potássio, salmouras de nitrato de sódio, salmouras de formiato de potássio, salmouras de formiato de césio, e semelhante, e qualquer mistura das mesmas em qualquer proporção. Em adição, contudo, as xantanas modificadas podem ser mais facilmente hidratadas com outras salmouras de cátions divalentes e trivalentes tais como salmouras de brometo de cálcio; salmouras de brometo de zinco; salmouras de cloreto de cálcio, misturas das mesmas, e semelhante, e qualquer mistura das mesmas em qualquer proporção. A salmoura escolhida deve ser compatível com a formação e deve ter uma densidade suficiente para proporcionar o grau apropriado de controle de poço. Sais adicionais podem ser adicionados em uma fonte de água, e.g., para proporcionar uma salmoura. Os sais adicionados podem ser usados para ajudar a formular um fluido de tratamento viscosificado resultante tendo uma densidade desejada.Examples of suitable brines include monovalent brines such as sodium chloride brine, sodium bromide brine, potassium bromide brine, potassium chloride brine, sodium nitrate brine, potassium formate brine, cesium formate brine. , and the like, and any mixture thereof in any proportion. In addition, however, modified xanthanes may be more easily hydrated with other divalent and trivalent cation brines such as calcium bromide brines; zinc bromide pickles; calcium chloride brines, mixtures thereof, and the like, and any mixture thereof in any proportion. The brine chosen must be compatible with the formation and must be of sufficient density to provide the appropriate degree of well control. Additional salts may be added in a water source, e.g., to provide a brine. The added salts may be used to help formulate a resulting viscous treatment fluid having a desired density.

Uma salmoura adequada preferida é água do mar. Os agentes geleificantes da presente invenção podem ser usados bem sucedidamente com água do mar.A preferred suitable brine is seawater. The gelling agents of the present invention may be used successfully with seawater.

Em certas modalidades, os fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção também podem compreender outros sais, aditivos de controle de pH, tensoativos, agentes fragmentadores, bactericidas, reticulantes, aditivos de controle contra perda de fluido, estabilizadores, quelantes, gases, solventes mútuos, fibras, agentes de escoramento, inibidores de corrosão, ácidos, bases, oxidantes, redutores, inibidores de incrustação, combinações dos mesmos, ou semelhante.In certain embodiments, the viscous treatment fluids of the present invention may also comprise other salts, pH control additives, surfactants, fragmentation agents, bactericides, crosslinkers, fluid loss control additives, stabilizers, chelators, gases, mutual solvents, fibers, shoring agents, corrosion inhibitors, acids, bases, oxidizers, reducers, scale inhibitors, combinations thereof, or the like.

Um sal pode ser incluído nos fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção para muitos propósitos diferentes de aumento da densidade do fluido. Por exemplo, um sal também pode ser incluído por razões relacionadas com a compatibilidade do fluido de tratamento viscosificado com a formação e os fluidos da formação. Para determinar se um sal pode ser beneficamente usado para propósitos de compatibilidade, um teste de compatibilidade pode ser realizado para identificar problemas de compatibilidade potenciais. De tais testes, uma pessoa ordinariamente experiente na arte será capaz de determinar se e qual sal deve ser incluído em um fluido de tratamento viscosificado da presente invenção. Sais adequados incluem, mas sem limitação a, brometo de cálcio, brometo de zinco, cloreto de cálcio, cloreto de sódio, brometo de sódio, brometo de potássio, cloreto de potássio, nitrato de sódio, formiato de potássio, formiato de sódio, formiato de césio, misturas dos mesmos, e semelhante. Independente do propósito para adicionar outro sal, contudo, cátions divalentes e trivalentes ainda podem ser de interesse.A salt may be included in the viscous treatment fluids of the present invention for many different purposes of increasing fluid density. For example, a salt may also be included for reasons related to the compatibility of the viscous treatment fluid with the formation and the formation fluids. To determine whether a salt can be beneficially used for compatibility purposes, a compatibility test can be performed to identify potential compatibility issues. From such tests, one of ordinary skill in the art will be able to determine if and which salt should be included in a viscous treatment fluid of the present invention. Suitable salts include, but are not limited to, calcium bromide, zinc bromide, calcium chloride, sodium chloride, sodium bromide, potassium bromide, potassium chloride, sodium nitrate, potassium formate, sodium formate, formate of cesium, mixtures thereof, and the like. Regardless of the purpose for adding another salt, however, divalent and trivalent cations may still be of interest.

Opcionalmente, os fluidos de tratamento podem incluir um material para retardar o movimento do agente de escoramento ou de finos. Por exemplo, materiais é da forma de fibras, flocos, fitas, glóbulos, cavacos, plaquetas e semelhante que compreendem vidro, cerâmica, compósitos de carbono, polímeros naturais e sintéticos, resinas, ou metais e semelhante podem ser misturados com o fluido de peso moléculas baixo e agente de escoramento. Uma descrição mais detalhada de tais materiais é mostrada, por exemplo em Patentes U.S. de N0 5.330.005; 5.439.055; e 5.501.275, que são aqui incorporadas como referências. Os fluidos de tratamento podem incluir uma resina ouOptionally, treatment fluids may include a material for retarding the movement of the shoring agent or fines. For example, materials of the form of fibers, flakes, tapes, globules, chips, platelets and the like comprising glass, ceramics, carbon composites, natural and synthetic polymers, resins, or metals and the like may be mixed with the weight fluid. low molecules and shoring agent. A more detailed description of such materials is shown, for example, in U.S. Patent Nos. 5,330,005; 5,439,055; and 5,501,275, which are incorporated herein by reference. Treatment fluids may include a resin or

revestimento de resina sobre agente de escoramento ou cascalho. Um exemplo de resinas adequadas incluem aquelas que estão comercialmente disponíveis na Halliburton Energy Services, Inc. sob o nome comercial Expedite® Service.Resin coating on shoring or gravel agent. An example of suitable resins include those that are commercially available from Halliburton Energy Services, Inc. under the tradename Expedite® Service.

Alternativamente, ou em adição a tais outras resinas ouAlternatively, or in addition to such other resins or

revestimentos de resina, um material compreendendo um composto pegajoso pode ser misturado com os fluido de peso molecular baixo ou os particulados agentes de escoramento para revestir pelo menos uma porção dos particulados agentes de escoramento, ou outros materiais sólidos idênticos acima, de tal modo que o material revestido e os particulados adjacentes ao mesmo adiram juntos para formarem aglomerados que podem formar ponte na fratura criada para prevenir o fluxo de volta de particulados. Um exemplo de compostos pegajosos adequados incluem aqueles que estão comercialmente disponíveis na Halliburton Energy Services, Inc. sob o nome comercial e SandWedge® Conductivity Enhancement Service. O composto pegajoso também pode ser introduzido na formação com o fluido de peso molecular baixo antes da ou após a introdução dos particulados agentes de escoramento na formação. O material revestido pode ser efetivo em inibição do fluxo de volta do particulado fino no enchimento com agente de escoramento tendo um tamanho variando de cerca daquele do agente de escoramento a menor do que cerca de malha 60. O agente de escoramento revestido ou outro material revestido é eficaz na consolidação de particulados finos na formação na forma de aglomerados para prevenir o movimento dos finos durante produção dos fluidos da formação do furo de poço subseqüente ao tratamento. Uma descrição mais detalhada do uso de tais compostos pegajosos e métodos de uso deles é mostrada em Patentes U.S. de N0 5.775.415; 5.787.986; 5.833.000; 5.839.510; 5.871.049; 5.853.048; e 6.047.772. e 6.209.643 que são aqui incorporadas como referências às mesmas. Ademais, compostos pegajosos aquosos podem ser usados como previsto nos Pedidos de Patente U.S. de N0 20050277554, 20050274517, 20050092489, e 20050059558, que são aqui incorporados como referências aos mesmos.resin coatings, a material comprising a sticky compound may be mixed with the low molecular weight fluids or the particulate shoring agents to coat at least a portion of the particulate shearing agents, or other identical solid materials above, such that Coated material and adjacent particulates adhere together to form bridges that can bridge the fracture created to prevent back flow of particulates. An example of suitable sticky compounds include those commercially available from Halliburton Energy Services, Inc. under the trade name SandWedge® Conductivity Enhancement Service. The sticky compound may also be introduced into the low molecular weight fluid formation prior to or after introduction of the particulate shoring agents into the formation. The coated material may be effective in inhibiting the backflow of the fine particulate in the shear filler having a size ranging from about that of the shredding agent to less than about 60 mesh. The coated shredding agent or other coated material It is effective in consolidating fine particulates into agglomerate formation to prevent movement of the fines during production of wellbore formation fluids subsequent to treatment. A more detailed description of the use of such sticky compounds and methods of using them is shown in U.S. Patent Nos. 5,775,415; 5,787,986; 5,833,000; 5,839,510; 5,871,049; 5,853,048; and 6,047,772. and 6,209,643 which are incorporated herein by reference to them. In addition, aqueous sticky compounds may be used as set forth in U.S. Patent Applications Nos. 20050277554, 20050274517, 20050092489, and 20050059558, which are incorporated herein by reference.

Aditivos de controle de pH adequados, em certas modalidades, podem compreender bases, agentes quelantes, ácidos, ou combinações de agentes quelantes e ácidos ou bases. Um aditivo de controle de pH pode ser necessário para manter o pH do fluido de tratamento em um nível desejado, e.g., para melhorar a efetividade de certos agentes fragmentadores e para reduzir corrosão sobre qualquer metal presente no furo de poço ou na formação, etc. Em alguns casos, pode ser benéfico manter o pH neutro ou acima de 7.Suitable pH control additives, in certain embodiments, may comprise bases, chelating agents, acids, or combinations of chelating agents and acids or bases. A pH control additive may be required to maintain the pH of the treatment fluid at a desired level, e.g., to improve the effectiveness of certain shredding agents and to reduce corrosion on any wellbore or formation metal, etc. In some cases it may be beneficial to keep the pH neutral or above 7.

Em algumas modalidades, o aditivo de controle de pH pode ser um agente quelante. Quando adicionado nos fluidos de tratamento da presente invenção, um tal agente quelante pode quelar qualquer íons dissolvido (ou outro cátion divalente ou trivalente) que pode estar presente na água. Tal quelante pode prevenir que tais íons reticulem as moléculas de agente geleificante. Tal reticulação pode ser problemática porque, inter alia, pode causar problemas de filtração severos. Qualquer agente quelante adequado pode ser usado com a presente invenção. Exemplos de agentes quelantes adequados incluem, mas não são limitados a, uma forma anidra de ácido cítrico, comercialmente disponíveis sob o nome comercial agente sequestrante de ferro Fe-2™ da Halliburton Energy Services, Inc., de Duncan, Oklahoma. Outro exemplo de um agente quelante adequado é uma solução de ácido cítrico dissolvido em água, comercialmente disponível sob o nome comercial agente tamponante Fe-2A ™ de Halliburton Energy Services, Inc., de Duncan, Oklahoma. Outro exemplo de um agente quelante adequado é citrato de sódio, comercialmente disponível sob o nome comercial FDP-S714-04 da Halliburton Energy Services, Inc. de Duncan, Oklahoma. Outros agentes quelantes que são adequados para uso com a presente invenção incluem, inter alia, ácido nitrilo-triacético e qualquer forma de ácido etileno-diamino- tetraacético ("EDTA") ou seus sais. Geralmente, o agente quelante está presente em uma quantidade suficiente para prevenir reticulação das moléculas de agente geleificante por qualquer ferro livre (ou qualquer outro cátion divalente ou trivalente) que pode estar presente. Em uma modalidade, o agente quelante pode estar presente em uma quantidade de cerca de 0,02% a cerca de 2,0% em peso do fluido de tratamento. Em outra modalidade, o agente quelante está presente em uma quantidade dentro da faixa de cerca de 0,02% a cerca de 0,5% em peso do fluido de tratamento. Uma pessoa ordinariamente experiente na arte com o benefício desta invenção será capaz de determinar a concentração apropriada de agentes quelantes para uma aplicação particular.In some embodiments, the pH control additive may be a chelating agent. When added to the treatment fluids of the present invention, such a chelating agent may chelate any dissolved ions (or other divalent or trivalent cations) that may be present in water. Such a chelator may prevent such ions from cross-linking the gelling agent molecules. Such crosslinking can be problematic because, inter alia, it can cause severe filtration problems. Any suitable chelating agent may be used with the present invention. Examples of suitable chelating agents include, but are not limited to, an anhydrous form of citric acid, commercially available under the trade name Fe-2 ™ iron sequestering agent from Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, Oklahoma. Another example of a suitable chelating agent is a water-dissolved citric acid solution commercially available under the trade name Fe-2A ™ buffering agent from Halliburton Energy Services, Inc. of Duncan, Oklahoma. Another example of a suitable chelating agent is sodium citrate, commercially available under the tradename FDP-S714-04 from Halliburton Energy Services, Inc. of Duncan, Oklahoma. Other chelating agents which are suitable for use with the present invention include, inter alia, nitrile triacetic acid and any form of ethylene diaminetetraacetic acid ("EDTA") or salts thereof. Generally, the chelating agent is present in an amount sufficient to prevent crosslinking of the gelling agent molecules by any free iron (or any other divalent or trivalent cation) that may be present. In one embodiment, the chelating agent may be present in an amount from about 0.02% to about 2.0% by weight of the treatment fluid. In another embodiment, the chelating agent is present in an amount within the range of from about 0.02% to about 0.5% by weight of the treatment fluid. One of ordinary skill in the art with the benefit of this invention will be able to determine the appropriate concentration of chelating agents for a particular application.

Em outra modalidade, o aditivo de controle de pH pode ser um ácido. Qualquer ácido conhecido pode ser adequado com os fluidos de tratamento da presente invenção. Exemplos de ácidos adequados incluem, inter alia, ácido clorídrico, ácido acético, ácido fórmico, e ácido cítrico.In another embodiment, the pH control additive may be an acid. Any known acid may be suitable with the treatment fluids of the present invention. Examples of suitable acids include, inter alia, hydrochloric acid, acetic acid, formic acid, and citric acid.

O aditivo de controle de pH também pode compreender uma base para elevar o pH do fluido de tratamento viscosificado. Geralmente, uma base pode ser usada para elevar o pH da mistura para maior do que ou igual a 7. Ao se ter o nível de pH em ou acima de 7 pode ter um efeito positivo sobre um agente fragmentador escolhido sendo usado. Este tipo de pH também pode inibir a corrosão de quaisquer metais presentes no furo de poço ou na formação, tal como tubulação, telas de areia, etc. Qualquer base conhecida que é compatível com os agentes geleificantes da presente invenção pode ser usada nos fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção. Exemplos de bases adequadas incluem, mas não são limitados a, hidróxido de sódio, carbonato de potássio, hidróxido de potássio e carbonato de sódio. Um exemplo de uma base adequada é uma solução de hidróxido de sódio 25% comercialmente disponível da Halliburton Energy Services, Inc., de Duncan, Oklahoma, sob o nome comercial agente de controle de pH MO-67™. Outro exemplo de uma solução de base adequada de carbonato de potássio comercialmente disponível da Halliburton Energy Services, Inc., de Duncan, Oklahoma, sob o nome comercial agente tamponante BA-40L™. Uma pessoa ordinariamente experiente na arte com o benefício desta invenção reconhecerá as bases adequadas que podem ser usadas para alcançar uma elevação de pH desejada.The pH control additive may also comprise a base for raising the pH of the viscous treatment fluid. Generally, a base may be used to raise the pH of the mixture to greater than or equal to 7. Having the pH level at or above 7 may have a positive effect on a chosen shredding agent being used. This type of pH can also inhibit corrosion of any metals present in the wellbore or in the formation, such as piping, sand screens, etc. Any known base which is compatible with the gelling agents of the present invention may be used in the viscous treatment fluids of the present invention. Examples of suitable bases include, but are not limited to, sodium hydroxide, potassium carbonate, potassium hydroxide and sodium carbonate. An example of a suitable base is a commercially available 25% sodium hydroxide solution from Halliburton Energy Services, Inc., Duncan, Oklahoma, under the tradename pH control agent MO-67 ™. Another example of a suitable commercially available potassium carbonate base solution from Halliburton Energy Services, Inc. of Duncan, Oklahoma, under the trade name BA-40L ™ buffering agent. One of ordinary skill in the art with the benefit of this invention will recognize suitable bases that can be used to achieve a desired pH elevation.

Em ainda outra modalidade, o aditivo de controle de pH pode compreender uma combinação de um ácido e um agente quelante ou uma base e um agente quelante. Tais combinações podem ser adequadas quando, inter alia, a adição de um agente quelante (em uma quantidade suficiente para quelar o ferro presente) é em si mesmo insuficiente para alcançar o nível de pH desejado.In yet another embodiment, the pH control additive may comprise a combination of an acid and a chelating agent or a base and a chelating agent. Such combinations may be suitable when, inter alia, the addition of a chelating agent (in an amount sufficient to chelate the present iron) is in itself insufficient to achieve the desired pH level.

Em algumas modalidades, os fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção podem incluir tensoativos, e.g., para melhorar a compatibilidade dos fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção com outros fluidos (como quaisquer fluidos de formação) que podem estar presentes no furo de poço. Um técnico ordinariamente experiente com o benefício desta invenção será capaz de identificar o tipo de tensoativo bem como a concentração apropriada de tensoativo a ser usada. Tensoativos adequados podem ser usados em uma forma de líquido ou de pó. Onde usados, os tensoativos estão presentes no fluido de tratamento viscosificado em uma quantidade suficiente para prevenir incompatibilidade com fluidos de formação ou fluidos do furo de poço. Em uma modalidade onde tensoativos líquidos são usados, os tensoativos estão geralmente presentes em uma quantidade dentro da faixa de cerca de 0,01% a cerca de 5,0% em volume do fluido de tratamento viscosifícado. Em uma modalidade, os tensoativos estão presentes em uma quantidade dentro da faixa de cerca de cerca de 0,1% a cerca de 2,0% em volume do fluido de tratamento viscosifícado. Em modalidades onde tensoativos em pó estão presentes, os tensoativos podem estar presentes em uma quantidade dentro da faixa de cerca de 0,001% a cerca de 0,5%) em peso do fluido de tratamento viscosifícado. Exemplos de tensoativos adequados são não-emulsificadores comercialmente disponíveis na Halliburton Energy Services, Inc., de Duncan, Oklahoma sob os nomes comerciais não-emulsifícador não-iônico LOSURF- 2S9™, tensoativo não-iônico "LOSURF-300M™, e tensoativo LOSURF- 400™. Outro exemplo de um tensoativo adequado é um não-emulsifícador comercialmente disponível da Halliburton Energy Services, Inc., de Duncan, Oklahoma, sob o nome comercial Tensoativo NEA-96M™. Deve ser observado que pode ser benéfico adicionar um tensoativo em um fluido de tratamento viscosifícado da presente invenção enquanto aquele fluido estiver sendo bombeado buraco abaixo para ajudar a eliminar a possibilidade de espumação dentro do equipamento de tensoativo.In some embodiments, the viscous treatment fluids of the present invention may include surfactants, e.g., to improve the compatibility of the viscous treatment fluids of the present invention with other fluids (such as any forming fluids) that may be present in the wellbore. One of ordinary skill in the art with the benefit of this invention will be able to identify the type of surfactant as well as the appropriate concentration of surfactant to be used. Suitable surfactants may be used in a liquid or powder form. Where used, surfactants are present in the viscous treatment fluid in an amount sufficient to prevent incompatibility with forming fluids or well bore fluids. In an embodiment where liquid surfactants are used, surfactants are generally present in an amount within the range of from about 0.01% to about 5.0% by volume of the viscified treatment fluid. In one embodiment, the surfactants are present in an amount within the range of about 0.1% to about 2.0% by volume of the viscous treatment fluid. In embodiments where powdered surfactants are present, the surfactants may be present in an amount within the range of about 0.001% to about 0.5% by weight of the viscified treatment fluid. Examples of suitable surfactants are commercially available nonemulsifiers from Halliburton Energy Services, Inc. of Duncan, Oklahoma under the trade names LOSURF-2S9 ™ nonionic non-emulsifier, "LOSURF-300M ™ nonionic surfactant, and LOSURF surfactant Another example of a suitable surfactant is a commercially available non-emulsifier from Halliburton Energy Services, Inc. of Duncan, Oklahoma under the trade name NEA-96M ™. It should be noted that it may be beneficial to add a surfactant. into a viscous treatment fluid of the present invention while that fluid is being pumped down the hole to help eliminate the possibility of foaming within the surfactant equipment.

Em algumas modalidades, os fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção podem conter bactericidas para proteger ambos a formação subterrânea e também o fluido de tratamento viscosificado do ataque por bactérias. Tais ataques podem ser problemáticos porque podem diminuir a viscosidade do fluido de tratamento viscosificado, resultando em desempenho insatisfatório, tais como propriedades de suspensão de areia insatisfatórias, por exemplo. Quaisquer bactericidas conhecidos na arte estão incluídos. Um técnico ordinariamente experiente com o benefício desta invenção será capaz de identificar um bactericida adequado e a concentração apropriada de tal bactericida para uma dada concentração. Onde usados, tais bactericidas estão presentes em uma quantidade suficiente para destruir todas as bactérias que possam estar presentes. Exemplos de bactericidas adequados incluem, mas não são limitados a, uma 2,2-dibromo-3-nitrilo-propionamida, comercialmente disponível sob o nome comercial biocida BESS da Halliburton Energy Services, Inc., de Duncan, Oklahoma, e um 2-bromo-2- nitro-l,3-propanodiol comercialmente disponível sob o nome comercial biocida BE-6 da Halliburton Energy Services, Inc., de Duncan, Oklahoma. Em uma modalidade, os bactericidas estão presentes no fluido de tratamento viscosificado em uma quantidade dentro da faixa de cerca de 0,001% a cerca de 0,003% em peso do fluido de tratamento viscosificado. Outro exemplo de um bactericida adequado é uma solução de hipoclorito de sódio, comercialmente disponível sob o nome comercial composto químico "CAT- 1" da Halliburton Energy Services, Inc., de Duncan, Oklahoma. Em certas modalidades, tais bactericidas podem estar presentes no fluido de tratamento viscosificado em uma quantidade dentro da faixa de cerca de 0,01% a cerca de 0,1% em volume do fluido de tratamento viscosificado. Em certas modalidades preferidas, quando bactericidas são usados nos fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção, são adicionados no fluido de tratamento viscosificado antes de o agente geleificante ser adicionado.In some embodiments, the viscous treatment fluids of the present invention may contain bactericides to protect both underground formation and also the viscous treatment fluid from bacterial attack. Such attacks can be problematic because they can lower the viscosity of the viscous treatment fluid, resulting in poor performance, such as poor sand suspension properties, for example. Any bactericides known in the art are included. One ordinarily skilled in the art with the benefit of this invention will be able to identify a suitable bactericide and the appropriate concentration of such bactericide for a given concentration. Where used, such bactericides are present in an amount sufficient to destroy any bacteria that may be present. Examples of suitable bactericides include, but are not limited to, a 2,2-dibromo-3-nitrile propionamide, commercially available under the biocidal trade name BESS from Halliburton Energy Services, Inc. of Duncan, Oklahoma, and a 2- bromo-2-nitro-1,3-propanediol commercially available under the biocidal trade name BE-6 from Halliburton Energy Services, Inc. of Duncan, Oklahoma. In one embodiment, bactericides are present in the viscous treatment fluid in an amount within the range of from about 0.001% to about 0.003% by weight of the viscous treatment fluid. Another example of a suitable bactericide is a sodium hypochlorite solution commercially available under the trade name "CAT-1" chemical compound from Halliburton Energy Services, Inc. of Duncan, Oklahoma. In certain embodiments, such bactericides may be present in the viscous treatment fluid in an amount within the range of from about 0.01% to about 0.1% by volume of the viscous treatment fluid. In certain preferred embodiments, when bactericides are used in the viscous treatment fluids of the present invention, they are added to the viscous treatment fluid before the gelling agent is added.

Os fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção também podem opcionalmente compreender um agente reticulante para reticular a xantana modificada do agente geleificante no fluido de tratamento viscosificado. Reticulação pode ser desejável em temperaturas mais altas e/ou quando pode ser necessário que as propriedades de suspensão de areia de um fluido particular da presente invenção sejam alteradas para um propósito particular. Agentes reticulantes adequados incluem, mas não são limitados a, combinação de agentes fragmentadores de reticulante do tipo mostrado em Patente U.S. de N0 7.090.015 publicada aos 15 de Agosto de 2006, que é aqui incorporada como referência, derivados de ferro férrico; derivados de magnésio; e semelhante. Qualquer agente reticulante que é compatível com a xantana modificada no agente geleificante pode ser usado. Uma pessoa ordinariamente experiente na arte com o benefício desta invenção reconhecerá quando tais agentes reticulantes são apropriados e qual agente reticulante particular será mais adequado. Os fluidos de tratamento viscosificados da presente invençãoThe viscous treatment fluids of the present invention may also optionally comprise a crosslinker to crosslink the modified gelling agent xanthan in the viscous treatment fluid. Crosslinking may be desirable at higher temperatures and / or when it may be necessary for the sand suspending properties of a particular fluid of the present invention to be altered for a particular purpose. Suitable crosslinking agents include, but are not limited to, combination of crosslinking fragmentation agents of the type shown in U.S. Patent No. 7,090,015 issued August 15, 2006, which is incorporated herein by reference, ferric iron derivatives; magnesium derivatives; It is similar. Any crosslinking agent that is compatible with the modified xanthan in the gelling agent can be used. One of ordinary skill in the art with the benefit of this invention will recognize when such crosslinking agents are appropriate and which particular crosslinking agent will be most suitable. The viscous treatment fluids of the present invention

também podem compreender agentes fragmentadores capazes de reduzir a viscosidade do fluido de tratamento viscosificado em um tempo desejado. Exemplos de tais agentes fragmentadores adequados para fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção incluem, mas não são limitados a, peróxidos, perssulfatos, perborato, hipocloritos, cloritos de sódio, incluindo peróxidos orgânicos. Outros agentes fragmentadores adequados incluem, mas não são limitados a, agentes fragmentadores de peróxido e ácidos adequados, bem como enzimas que podem ser eficazes na quebra de xantana. Exemplos de agentes fragmentadores de peróxido incluem hidroperóxido de t-butila e hidroperóxido de terc-amila. Um agente quebrados pode ser incluído em um fluido de tratamento viscosificado da presente invenção em uma quantidade e em uma forma suficiente para alcançar a redução de viscosidade desejada em um tempo desejado. O agente fragmentador pode ser formulado para proporcionar uma quebra retardada, se desejada. Por exemplo, um agente fragmentador adequado pode estar encapsulado se desejado. Métodos de encapsulação adequados são conhecidos por aqueles pessoas experientes na arte. Um método de encapsulação adequado que pode ser usado envolve revestimento dos agentes fragmentadores escolhidos com um material que se degradará quando em fundo de poço de modo a liberar o agente fragmentador quando desejado. Resinas que podem ser adequadas incluem, mas não são limitados a, materiais poliméricos que se degradarão quando em fundo de poço. Os termos "degradar," "degradação," ou "degradável" referem-se a ambos os dois casos relativamente extremos de degradação hidrolítica que o material degradável pode sofrer, i.e., heterogênea (ou erosão volumosa) e homogênea (ou erosão superficial), e qualquer estágio de degradação entre estas duas. Esta degradação pode ser um resultado de, inter alia, uma reação química ou térmica ou uma reação induzida por radiação. Exemplos adequados incluem, mas não são limitados a, polissacarídeos tais como dextrano ou celulose; quitinas; quitosanos; proteínas; poliésteres alifáticos; poli(lactídeos); poli(glicolídeos); poli(epsilon-caprolactonas); poli(hidróxi-butiratos); poli(anidridos); policarbonatos alifáticos; orto-ésteres, poli(orto-ésteres); poli(aminoácidos); poli(óxidos de etileno); e polifosfazenos. Se usado, um agente fragmentador deve estar incluído em uma composição da presente invenção em uma quantidade suficiente para facilitar a redução desejada em viscosidade em fluido de tratamento viscosificado. Por exemplo, concentrações de peróxido que podem ser usadas variam de cerca de 0,05 a cerca de 30 litros de peróxido por 1.000 litros do fluido de tratamento viscosificado.They may also comprise shredding agents capable of reducing the viscosity of the viscous treatment fluid at a desired time. Examples of such suitable fragmenting agents for viscous treatment fluids of the present invention include, but are not limited to, peroxides, persulfates, perborate, hypochlorites, sodium chlorites, including organic peroxides. Other suitable fragmenting agents include, but are not limited to, suitable peroxide and acid fragmenting agents, as well as enzymes that may be effective in breaking xanthan. Examples of peroxide fragmenting agents include t-butyl hydroperoxide and tert-amyl hydroperoxide. A broken agent may be included in a viscous treatment fluid of the present invention in an amount and in a form sufficient to achieve the desired viscosity reduction at a desired time. The shredding agent may be formulated to provide delayed breaking, if desired. For example, a suitable fragmenting agent may be encapsulated if desired. Suitable encapsulation methods are known to those skilled in the art. A suitable encapsulation method that can be used involves coating the chosen shredding agents with a material that will degrade when downhole so as to release the shredding agent when desired. Resins that may be suitable include, but are not limited to, polymeric materials that will degrade when downhole. The terms "degrading," "degrading," or "degradable" refer to both relatively extreme cases of hydrolytic degradation that degradable material may undergo, ie heterogeneous (or massive erosion) and homogeneous (or superficial erosion), and any stage of degradation between these two. This degradation may be a result of, inter alia, a chemical or thermal reaction or a radiation induced reaction. Suitable examples include, but are not limited to, polysaccharides such as dextran or cellulose; chitins; chitosans; proteins; aliphatic polyesters; poly (lactides); poly (glycolides); poly (epsilon caprolactones); poly (hydroxy butyrates); poly (anhydrides); aliphatic polycarbonates; ortho esters, poly (ortho esters); poly (amino acids); poly (ethylene oxides); and polyphosphazenes. If used, a shredding agent should be included in a composition of the present invention in an amount sufficient to facilitate the desired reduction in viscosity in viscous treatment fluid. For example, peroxide concentrations that may be used range from about 0.05 to about 30 liters of peroxide per 1,000 liters of viscous treatment fluid.

Opcionalmente, um fluido de tratamento viscosificado da presente invenção pode conter um ativador ou retardador, inter alia, para otimizar a taxa de quebra proporcionada pelo agente fragmentador. Qualquer ativador ou retardador conhecido que é compatível com o agente fragmentador particular usado é adequado para uso em a presente invenção. Exemplos de tais ativadores adequados, mas não são limitados a, materiais geradores de ácido, cobre, cobalto, ferro quelado, e açúcares redutores. Exemplos de retardadores adequados incluem tiossulfato de sódio e dietileno- triamina. Em algumas modalidades, o tiossulfato de sódio pode ser usado em uma faixa de cerca de 0,12 a cerca de 12 kg por 1.000 litros de fluido de tratamento viscosificado. Uma faixa preferida pode ser de cerca de 0,6 a cerca de 2,4 kg por 1.000 litros. Um técnico ordinariamente experiente com o benefício desta invenção será capaz de identificar um ativador ou retardador adequado e a concentração apropriada de tal ativador ou retardador para uma dada aplicação.Optionally, a viscous treatment fluid of the present invention may contain an activator or retarder, inter alia, to optimize the breakage rate provided by the shredding agent. Any known activator or retarder that is compatible with the particular fragmenting agent used is suitable for use in the present invention. Examples of such suitable activators, but are not limited to, acid-generating materials, copper, cobalt, chelated iron, and reducing sugars. Examples of suitable retarders include sodium thiosulfate and diethylene triamine. In some embodiments, sodium thiosulfate may be used in a range from about 0.12 to about 12 kg per 1,000 liters of viscous treatment fluid. A preferred range may be from about 0.6 to about 2.4 kg per 1,000 liters. One ordinarily skilled in the art with the benefit of this invention will be able to identify a suitable activator or retarder and the appropriate concentration of such activator or retarder for a given application.

Os fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção também podem compreender agentes de controle contra perda de fluido. Tais agentes de controle contra perda de fluido podem ser particularmente úteis quando um fluido de tratamento viscosifícado da presente invenção está sendo usado em uma operação de fraturamento. Isto pode ser devido em parte ao potencial da xantana para vazar para dentro da formação. Qualquer agente contra perda de fluido que é compatível com o fluido de tratamento viscosifícado é adequado para uso na presente invenção. Exemplos incluem, mas não são limitados a, amidos, farinha de sílica, e diesel dispersado no fluido de tratamento. Outro exemplo de um aditivo de controle contra perda de fluido é um que compreende um material degradável. Materiais degradáveis adequados incluem polímeros degradáveis. Exemplos específicos de polímeros adequados incluem polissacarídeos tais como dextrano ou celulose; quitinas; quitosanos; proteínas; poliésteres alifáticos; poli(lactídeos); poli(glicolídeos); poli(glicolídeo-co-lactídeos); poli(p-caprolactonas); poli(3- hidróxi-butiratos); poli(3-hidróxi-butirato-co-hidróxi-valeratos);The viscous treatment fluids of the present invention may also comprise fluid loss control agents. Such fluid loss control agents may be particularly useful when a viscous treatment fluid of the present invention is being used in a fracturing operation. This may be due in part to xanthan's potential to leak into the formation. Any fluid loss agent that is compatible with the viscous treatment fluid is suitable for use in the present invention. Examples include, but are not limited to, starches, silica flour, and diesel dispersed in the treatment fluid. Another example of a fluid loss control additive is one comprising a degradable material. Suitable degradable materials include degradable polymers. Specific examples of suitable polymers include polysaccharides such as dextran or cellulose; chitins; chitosans; proteins; aliphatic polyesters; poly (lactides); poly (glycolides); poly (glycolide co-lactides); poly (p-caprolactones); poly (3-hydroxybutyrates); poly (3-hydroxybutyrate-cohydroxy valerates);

poli(anidridos); poli(carbonatos) alifáticos; poli(orto-ésteres); poli(aminoácidos); poli(óxidos de etileno); poli(fosfazenos); derivados dos mesmos; ou combinações dos mesmos. Se incluído, um aditivo contra perda de fluido deve ser adicionado em um fluido de tratamento viscosificado da presente invenção em uma quantidade de cerca de 0,6 a cerca de 6,0 quilogramas por 1.000 litros do fluido de tratamento viscosificado. Em certas modalidades preferidas, o aditivo contra perda de fluido pode ser incluído em uma quantidade de cerca de 1,8 a cerca de 3,6 quilogramas por 1.000 litros do fluido de tratamento viscosificado. Para alguns aditivos líquidos como diesel, estes podem ser incluídos em uma quantidade de cerca de 1% a cerca de 20% em volume; em algumas modalidades preferidas, estes podem ser incluídos em uma quantidade de cerca de 3% a cerca de 10% em volume.poly (anhydrides); aliphatic poly (carbonates); poly (ortho esters); poly (amino acids); poly (ethylene oxides); poly (phosphazenes); derivatives thereof; or combinations thereof. If included, a fluid loss additive should be added to a viscous treatment fluid of the present invention in an amount of about 0.6 to about 6.0 kilograms per 1,000 liters of the viscous treatment fluid. In certain preferred embodiments, the fluid loss additive may be included in an amount from about 1.8 to about 3.6 kilograms per 1,000 liters of the viscous treatment fluid. For some liquid additives such as diesel, these may be included in an amount from about 1% to about 20% by volume; In some preferred embodiments, these may be included in an amount from about 3% to about 10% by volume.

Se em uma aplicação particular um fluido de tratamento viscosificado escolhido está experimentando uma degradação de viscosidade um estabilizador pode ser útil e pode ser incluído no fluido. Um exemplo de uma situação onde um estabilizador pode ser benéfico é onde a BHT do furo de poço é suficiente por si mesma para quebrar o fluido de tratamento viscosificado com o uso de um agente fragmentador. Estabilizadores adequados incluem, mas não são limitados a, tiossulfato de sódio. Tais estabilizadores podem ser úteis quando os fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção são utilizados em uma formação subterrânea tendo uma temperatura acima de cerca de 65,6°C. Se incluído, um estabilizador pode ser adicionado em uma quantidade de cerca de 0,12 kg a cerca de 6,0 kg por 1.000 L de fluido de tratamento viscosificado. Em outras modalidades, um estabilizador pode ser incluído em uma quantidade de cerca de 0,6 a cerca de 2,6 kg por 1.000 L de fluido de tratamento viscosificado.If in a particular application a chosen viscous treatment fluid is experiencing viscosity degradation a stabilizer may be useful and may be included in the fluid. An example of a situation where a stabilizer may be beneficial is where the well bore BHT is sufficient by itself to break the viscous treatment fluid using a shredding agent. Suitable stabilizers include, but are not limited to, sodium thiosulfate. Such stabilizers may be useful when the viscous treatment fluids of the present invention are used in an underground formation having a temperature above about 65.6 ° C. If included, a stabilizer may be added in an amount from about 0.12 kg to about 6.0 kg per 1,000 L of viscous treatment fluid. In other embodiments, a stabilizer may be included in an amount of from about 0.6 to about 2.6 kg per 1,000 L of viscous treatment fluid.

Inibidores de incrustação podem ser adicionados nos fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção, por exemplo, quando um fluido de tratamento viscosificado da presente invenção não é particularmente compatível com as águas da formação na qual ele está sendo usado. Qualquer inibidor de incrustação que é compatível com o fluido de tratamento viscosificado no qual será usado é adequado para uso na presente invenção. Um exemplo de um composto preferido é inibidor de incrustação "LP55™" da Halliburton Energy Services em Duncan, Oklahoma. Outro exemplo de um composto preferido é inibidor de incrustação "LP65™" disponível da Halliburton Energy Services em Duncan, Oklahoma. Se usado, um inibidor de incrustação deve ser incluído em uma quantidade efetiva para inibir formação de incrustação. Quantidades adequadas de inibidores de incrustação a serem incluídos nos fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção podem variar de cerca de 0,05 a 10 litros por cerca de 1.000 litros do fluido de tratamento viscosificado, mais preferivelmente de cerca de 0,1 a 2 litros per cerca de 1.000 litros do fluido de tratamento viscosificado.Fouling inhibitors may be added to the viscous treatment fluids of the present invention, for example when a viscous treatment fluid of the present invention is not particularly compatible with the waters of the formation in which it is being used. Any scale inhibitor that is compatible with the viscous treatment fluid in which it will be used is suitable for use in the present invention. An example of a preferred compound is Halliburton Energy Services "LP55 ™" scale inhibitor in Duncan, Oklahoma. Another example of a preferred compound is "LP65 ™" scale inhibitor available from Halliburton Energy Services in Duncan, Oklahoma. If used, a scale inhibitor should be included in an amount effective to inhibit scale formation. Suitable amounts of scale inhibitors to be included in the viscous treatment fluids of the present invention may range from about 0.05 to 10 liters per about 1,000 liters of viscous treatment fluid, more preferably from about 0.1 to 2 liters. per 1,000 liters of viscous treatment fluid.

Quaisquer particulados tal como agente de escoramento e/ou cascalho que são comumente usados em operações subterrâneas podem ser usados bem sucedidamente conjuntamente com as composições e os métodos da presente invenção. Por exemplo, particulados revestidos com agente pegajoso e/ou resina podem ser adequados.Any particulates such as shoring and / or graveling agent that are commonly used in underground operations can be successfully used in conjunction with the compositions and methods of the present invention. For example, sticky agent and / or resin coated particles may be suitable.

De acordo com uma modalidade preferida, a presente invenção proporciona um método para preparar um fluido de tratamento viscosificado compreendendo as etapas de: proporcionar uma salmoura; filtrar a salmoura através de um filtro; dispersar um agente geleificante que compreende uma xantana modificada na salmoura com cisalhamento adequado para totalmente dispersar o agente geleificante na mesma para formar uma mistura de salmoura e agente geleificante; misturar a mistura de salmoura e agente geleificante; permitir que a xantana modificada totalmente se hidrate na mistura de salmoura e agente geleificante para formar um fluido de tratamento viscosificado; e filtrar o fluido de tratamento viscosificado. Em uma modalidade preferida, um fluido de tratamento viscosificado da presente invenção pode ser preparado de acordo com o seguinte processo: proporcionar uma salmoura tendo uma densidade adequada; adicionar compostos químicos adicionais tais como biocidas, agentes quelantes, agentes de controle de pH, e semelhante; filtrar a salmoura através de um filtro de 2 micrômetros ou um filtro mais fino; dispersar o agente geleificante compreendendo uma xantana modificada na salmoura com cisalhamento adequado para totalmente dispersar o polímero na mesma; misturar o fluido até que a xantana modificada esteja totalmente hidratada; cisalhar o fluido de tratamento viscosificado para totalmente dispersar quaisquer microglóbulos de polímero de xantana (e.g., uma aglomeração rela pequena de polímero de xantana não- hidratado pelo menos parcialmente circundada por uma camada densa de polímero de xantana pelo menos parcialmente hidratado) que não têm sido totalmente dispersados; filtrar o fluido; e adicionar quaisquer ingredientes opcionais adicionais incluindo tensoativos, agentes fragmentadores, ativadores, retardadores, e semelhante.According to a preferred embodiment, the present invention provides a method for preparing a viscous treatment fluid comprising the steps of: providing a brine; filter the brine through a filter; dispersing a gelling agent comprising a modified shear-brine modified xanthan to fully disperse the gelling agent therein to form a mixture of brine and gelling agent; mixing the brine and gelling agent mixture; allowing the modified xanthan to fully hydrate in the brine and gelling agent mixture to form a viscous treatment fluid; and filtering the viscous treatment fluid. In a preferred embodiment, a viscous treatment fluid of the present invention may be prepared according to the following process: providing a brine having a suitable density; adding additional chemical compounds such as biocides, chelating agents, pH control agents, and the like; filter the brine through a 2 micrometer filter or a finer filter; dispersing the gelling agent comprising a suitable shear-modified xanthan to fully disperse the polymer therein; mix the fluid until the modified xanthan is fully hydrated; shear the viscous treatment fluid to fully disperse any xanthan polymer microglobules (eg, a relatively small agglomeration of unhydrated xanthan polymer at least partially surrounded by a dense layer of at least partially hydrated xanthan polymer) that have not been fully dispersed; filter the fluid; and adding any additional optional ingredients including surfactants, shredding agents, activators, retarders, and the like.

Em uma modalidade, a presente invenção proporciona um método para tratar uma porção de uma formação subterrânea compreendendo as etapas de: proporcionar um fluido de tratamento viscosificado que compreende a salmoura e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada; e tratar a porção da formação subterrânea.In one embodiment, the present invention provides a method for treating a portion of an underground formation comprising the steps of: providing a viscous treatment fluid comprising brine and a gelling agent comprising a modified xanthan; and treat the portion of the underground formation.

Em outra modalidade, a presente invenção proporciona um método para tratar uma porção de uma formação subterrânea compreendendo: proporcionar um fluido de tratamento viscosificado que compreende água do mar e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada; e tratar a porção da formação subterrânea.In another embodiment, the present invention provides a method for treating a portion of an underground formation comprising: providing a viscous treatment fluid comprising seawater and a gelling agent comprising a modified xanthan; and treat the portion of the underground formation.

Os fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção são úteis em operações de enchimento com cascalho. Em um exemplo de uma tal modalidade, a presente invenção proporciona um método para posicionar um enchimento de cascalho em uma porção de uma formação subterrânea compreendendo: proporcionar um fluido viscosificado para enchimento com cascalho que compreende cascalho, a salmoura e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada; e contatar a porção da formação subterrânea com o fluido viscosificado para enchimento com cascalho de modo a posicionar um enchimento de cascalho em uma ou próximo de uma porção da formação subterrânea.The viscous treatment fluids of the present invention are useful in gravel filling operations. In one example of such an embodiment, the present invention provides a method for positioning a gravel filler in a portion of an underground formation comprising: providing a viscous gravel filler fluid comprising gravel, brine and a gelling agent comprising a gravel filler. modified xanthan; and contacting the underground formation portion with the viscous gravel fill fluid to position a gravel filler at or near a portion of the underground formation.

Os fluidos de tratamento viscosificados da presente invençãoThe viscous treatment fluids of the present invention

podem ser úteis em operações de fraturamento subterrâneo. Em uma modalidade, a presente invenção proporciona um método de fraturar uma porção de uma formação subterrânea compreendendo: proporcionar um fluido de fraturamento viscosificado que compreende a salmoura e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada; e contatar a porção da formação subterrânea com o fluido viscosificado de fraturamento em uma pressão suficiente para criar ou aumentar pelo menos uma fratura na formação subterrânea.may be useful in underground fracturing operations. In one embodiment, the present invention provides a method of fracturing a portion of an underground formation comprising: providing a viscous fracturing fluid comprising brine and a gelling agent comprising a modified xanthan; and contacting the underground formation portion with the viscous fracturing fluid at a pressure sufficient to create or increase at least one underground formation fracture.

Em outra modalidade, a presente invenção proporciona um método para produzir hidrocarbonetos a partir de uma formação subterrânea compreendendo usar um fluido de tratamento viscosificado que compreende a salmoura e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada em uma operação de completação ou manutenção.In another embodiment, the present invention provides a method for producing hydrocarbons from an underground formation comprising using a viscous treatment fluid comprising brine and a gelling agent comprising a modified xanthan in a completion or maintenance operation.

Em outra modalidade, a presente invenção proporciona um método para produzir hidrocarbonetos a partir de uma formação subterrânea compreendendo usar um fluido de tratamento viscosificado que compreende a salmoura e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada em uma operação de completação ou de manutenção, e a formação subterrânea tem uma temperatura de fundo de poço de cerca de -1,10C a cerca de 204°C.In another embodiment, the present invention provides a method for producing hydrocarbons from an underground formation comprising using a viscous treatment fluid comprising brine and a gelling agent comprising a modified xanthan in a completion or maintenance operation and Underground formation has a downhole temperature of about -1.10 ° C to about 204 ° C.

Em outra modalidade, a presente invenção proporciona um fluido de tratamento viscosificado compreendendo água do mar e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada.In another embodiment, the present invention provides a viscous treatment fluid comprising seawater and a gelling agent comprising a modified xanthan.

Em outra modalidade, a presente invenção proporciona um agente geleificante de fluido de tratamento subterrâneo que compreende uma xantana modificada.In another embodiment, the present invention provides an underground treatment fluid gelling agent comprising a modified xanthan.

Para facilitar um entendimento melhor da presente invenção, os seguintes exemplos de algumas das modalidades preferidas são dados. Em nenhuma maneira tais exemplos devem ser lidos para limitarem, ou definirem, o escopo da invenção. ExemploTo facilitate a better understanding of the present invention, the following examples of some of the preferred embodiments are given. In no way should such examples be read to limit or define the scope of the invention. Example

Tem sido verificado que xantana modificada tem propriedades reológicas e de adequadas para enchimento com cascalho. De acordo com um exemplo para a invenção, 3,6 gramas de goma xantana modificada (desacetilada) foram misturados com 500 mL de água fresca. A mistura foi filtrada através de papel de filtro seco. Partindo-se com uma amostra de 200 mL da mistura, após 2 minutos 43 mL passaram através do papel de filtro seco.Modified xanthan has been found to have rheological properties and is suitable for gravel filling. According to an example for the invention, 3.6 grams of modified (deacetylated) xanthan gum was mixed with 500 ml of fresh water. The mixture was filtered through dry filter paper. Starting with a 200 mL sample of the mixture, after 2 minutes 43 mL passed through the dry filter paper.

viscosidade da mistura foi medida a 300 revoluções por minuto ("rpm") como mostrado na seguinte tabela. Tabela: Viscosidade de Gel de Xantana ModificadaMixture viscosity was measured at 300 revolutions per minute ("rpm") as shown in the following table. Table: Modified Xanthan Gel Viscosity

Minutos Viscosidade a 300 rpm 1 38,5 2 39 3 39 4 38,5 39 6 38,5 7 38,5 8 39 9 39 39Minutes Viscosity at 300 rpm 1 38.5 2 39 3 39 4 38.5 39 6 38.5 7 38.5 8 39 9 39 39

Portanto, a presente invenção está bem adaptada para realizar os objetivos e alcançar os fins e as vantagens mencionadas bem como aqueles que são inerentes nesse particular. Embora numerosas mudanças possam ser feitas por aqueles pessoas experientes na arte, tais mudanças estão incluídas dentro do espírito desta invenção como definido pelas reivindicações anexadas.Therefore, the present invention is well adapted to achieve the objectives and achieve the purposes and advantages mentioned as well as those inherent in that particular. While numerous changes may be made by those skilled in the art, such changes are included within the spirit of this invention as defined by the appended claims.

Claims

A method of treating a portion of an underground formation, comprising the steps of: providing a viscous treatment fluid comprising water and a gelling agent comprising a modified xanthan; and treat the portion of the underground formation.

Method according to claim 1, characterized in that at least a portion of the xanthan is nonacetylated.

Method according to claim 1, characterized in that at least a portion of the xanthan is despiruvylated.

Method according to claim 1, characterized in that at least a portion of the xanthan is nonacetylated and despiruvylated.

Method according to claim 1, characterized in that the liquid portion of the viscous treatment fluid has a density of from about 0.995 grams per cubic centimeter to about 2.31 grams per cubic centimeter.

Method according to claim 1, characterized in that the portion of the underground formation comprises a temperature of about -1.10 ° C to about 204 ° C.

Method according to claim 1, characterized in that the gelling agent is included in the viscous treatment fluid in an amount of from about 599 kg to about 5991 kg per 1,000 liters of the liquid viscous treatment fluid.

Method according to claim 1, characterized in that the water contains calcium bromide brine, zinc bromide brine, calcium chloride brine, sodium chloride brine, sodium bromide brine, potassium bromide, potassium chloride brine, sodium nitrate brine, potassium formate brine, sodium formate, cesium formate, mixtures thereof or a mixture thereof.

Method according to claim 1, characterized in that the further viscous treatment fluid comprises a salt, a pH control additive, a surfactant, a fragmenting agent, a bactericide, a cross-linking agent, a control agent. against fluid loss, a stabilizer, a chelator, a scale inhibitor, gases, mutual solvents, fibers, shearing agent, corrosion inhibitors, acids, bases, oxidizers, reducers, or a combination thereof.

Method according to claim 1, characterized in that the viscous treatment fluid additionally comprises sticky agent or resin.

A method according to claim 1, further comprising a salt selected from the group consisting of: calcium bromide, zinc bromide, calcium chloride, sodium chloride, sodium bromide, potassium bromide, potassium, sodium nitrate, potassium formate, or any mixture thereof in any proportion.

A method according to claim 1, further comprising a pH control additive selected from the group consisting of: a base, a chelating agent, an acid, a combination of a base and a chelating agent, or a combination of an acid and a chelating agent.

A method according to claim 1, further comprising a crosslinking agent, wherein the crosslinking agent is selected from the group consisting of: a peroxide compound, a ferric iron derivative, or a magnesium derivative.

A method according to claim 1, further comprising a fragmenting agent, wherein the broken agent is selected from the group consisting of: an acid, an acid generating material, a peroxide, an oxidizing agent, or a enzyme.

A method according to claim 14, characterized in that the shredding agent is encapsulated and comprises a coating.

Method according to claim 15, characterized in that the coating comprises a degradable material.

Method according to claim 16, characterized in that the degradable material is selected from the group consisting of: a polysaccharide, a chitin, a chitosan, a protein, an aliphatic poly (ester), a poly (lactide), a poly (glycolide), a poly (epsilon-caprolactone), a poly (hydroxy butyrate), a poly (anhydride), an aliphatic polycarbonate, an ortho ester, a poly (ortho ester), a poly (amino acid) , a poly (ethylene oxide), a poly (phosphazene), a derivative thereof, or any combination thereof in any proportion.

A method according to claim 6, further comprising a fluid loss control agent included in an amount from about 599 kg to about 5991 kg per 1,000 liters of the viscous treatment fluid.

The method according to claim 18, characterized in that the fluid loss control agent comprises silica flour, a starch, diesel, or a degradable material.

The method according to claim 1, characterized in that the viscous treatment fluid additionally comprises a shredding agent and an activator or a retarder.

A method for positioning a gravel filler in a portion of an underground formation, comprising: providing a viscous gravel filler fluid comprising gravel, a brine and a gelling agent comprising a modified xanthan; and contacting the underground formation portion with the viscous gravel filler fluid to position a gravel filler at or near a portion of the underground formation.

A method for producing hydrocarbons from an underground formation, which comprises using a viscous treatment fluid comprising a brine and a gelling agent comprising a modified xanthan in a completion or maintenance operation.

A method according to claim 22, characterized in that the underground formation has a downhole temperature of from about -1.1 ° C to about 204 ° C.

A method for preparing a viscous treatment fluid comprising the steps of: providing a brine; filter the brine through a filter; dispersing a gelling agent comprising a modified shear-brine modified xanthan to fully disperse the gelling agent therein to form a mixture of brine and gelling agent; mixing the brine and gelling agent mixture; allowing the modified xanthan to fully hydrate in the brine and gelling agent mixture to form a viscous treatment fluid; and filtering the viscified treatment fluid.