BRPI0715475B1 - method for repairing surfactant gel damage in an underground formation - Google Patents
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Description
(54) Título: MÉTODO PARA REPARO DE DANOS CAUSADOS POR GEL TENSOATIVO EM UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA (73) Titular: HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC., Companhia Norte Americana. Endereço: P.O. Box 1431, Duncan, Oklahoma 73533, ESTADOS UNIDOS DA AMÉRICA(US) (72) Inventor: THOMAS D. WELTON; JASON E. BRYANT; DAVID E. MCMECHAN.(54) Title: METHOD FOR REPAIR OF DAMAGE CAUSED BY SURFACE GEL IN AN UNDERGROUND FORMATION (73) Holder: HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC., North American Company. Address: P.O. Box 1431, Duncan, Oklahoma 73533, UNITED STATES OF AMERICA (US) (72) Inventor: THOMAS D. WELTON; JASON E. BRYANT; DAVID E. MCMECHAN.
Prazo de Validade: 10 (dez) anos contados a partir de 21/11/2018, observadas as condições legaisValidity Period: 10 (ten) years from 11/21/2018, subject to legal conditions
Expedida em: 21/11/2018Issued on: 11/21/2018
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Alexandre Gomes CiancioAlexandre Gomes Ciancio
Diretor Substituto de Patentes, Programas de Computador e Topografias de Circuitos Integrados / 19 “MÉTODO PARA REPARO DE DANOS CAUSADOS POR GEL TENSOATIVO EM UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA” FUNDAMENTOS [0001] A invenção atual refere-se genericamente ao tratamento de formações subterrâneas e, mais especialmente, a composições e métodos relativos à prevenção e reparos de danos causados por gel de tensoativo.Substitute Director of Patents, Computer Programs and Topographies of Integrated Circuits / 19 “METHOD FOR REPAIRING DAMAGE CAUSED BY SURFACE GEL IN AN UNDERGROUND FORMATION” FUNDAMENTALS [0001] The current invention refers generally to the treatment of underground formations and, more especially , to compositions and methods related to the prevention and repair of damage caused by surfactant gel.
[0002] Os fluidos de tratamento com viscosidade poderão ser utilizados em uma variedade de tratamentos subterrâneos, tais tratamentos incluindo, mas não limitados a, operações de perfuração, tratamentos de estimulação, e tratamentos de controle de areia. Conforme utilizado aqui, o termo tratamento, ou tratando, refere-se a qualquer operação subterrânea que utiliza um fluido juntamente com uma função desejada e/ou para uma finalidade desejada. O termo tratamento, ou tratando, não significa nenhuma ação específica pelo fluido.[0002] Viscosity treatment fluids may be used in a variety of underground treatments, such treatments including, but not limited to, drilling operations, stimulation treatments, and sand control treatments. As used herein, the term treatment, or treating, refers to any underground operation that uses a fluid in conjunction with a desired function and / or for a desired purpose. The term treatment, or treating, does not mean any specific action by the fluid.
[0003] Um exemplo de um tratamento subterrâneo é uma operação de perfuração, onde um fluido de tratamento (por exemplo, um fluido de perfuração) passa através do lado interno da coluna de perfuração, sai através da broca de perfuração e retorna para o conjunto de perfuração através do anel entre a coluna de perfuração e o furo do poço. O fluido de perfuração circulante, entre outras coisas, lubrifica a broca de perfuração, transporta o material cortado da perfuração para a superfície, e equilibra a pressão de formação exercida sobre o furo do poço. Os fluidos de perfuração, tipicamente, requerem uma viscosidade suficiente para colocar em suspensão o material cortado pela broca. Os fluidos de tratamento com viscosidade também poderão ser utilizados em outras operações para o transporte e a remoção de particulados do furo do poço ou da região próxima do furo do poço. Em alguns casos, estes particulados da formação poderão ser gerados durante o curso da perfuração, cavação, desbastamento, escavação, formação de túnel e semelhantes, na formação subterrânea.[0003] An example of an underground treatment is a drilling operation, where a treatment fluid (for example, a drilling fluid) passes through the inside of the drill string, exits through the drill bit and returns to the assembly drill through the ring between the drill column and the well hole. The circulating drilling fluid, among other things, lubricates the drill bit, conveys the cut material from the drilling to the surface, and balances the forming pressure exerted on the well bore. Drilling fluids typically require sufficient viscosity to suspend the drill cut material in suspension. Viscosity treatment fluids can also be used in other operations for the transport and removal of particulates from the well bore or from the region close to the bore well. In some cases, these formation particles may be generated during the course of drilling, digging, roughing, excavation, tunneling and the like, in the underground formation.
Petição 870180020691, de 14/03/2018, pág. 14/34 / 19 [0004] Uma operação comum de estimulação de produção que utiliza um fluido de tratamento com viscosidade é o da fratura hidráulica. As operações de fratura hidráulica geralmente envolvem o bombeamento de um fluido de tratamento (por exemplo, um fluido para fratura) em uma perfuração de poço e que penetra em uma formação subterrânea com uma pressão hidráulica suficiente para criar ou aumentar uma ou mais rachaduras, ou fraturas, na formação subterrânea. O fluido de fratura poderá ser composto de particulados, com freqüência referidos como particulados estruturantes, que são depositados nas fraturas. A função dos particulados estruturantes, inter alia, é a de evitar que as fraturas se fechem totalmente quando do alivio da pressão hidráulica, formando canais condutivos através dos quais os fluidos poderão escoar para o furo do poço. Tão logo seja criada pelo menos uma fratura e os particulados estruturantes estejam substancialmente no local, a viscosidade do fluido de fratura usualmente é reduzida (i.e., decompondo o fluido), e o fluido de fratura poderá ser recuperado da formação. O termo fratura e seus derivados, conforme usado aqui, refere-se a uma redução na viscosidade de um fluido, por exemplo, através da ruptura ou reversão das reticulações entre as moléculas do polímero no fluido, ou a ruptura das ligações químicas de polímeros de agente geleificantes no fluido. O termo não significa nenhum mecanismo específico.Petition 870180020691, of 03/14/2018, p. 14/34 / 19 [0004] A common production stimulation operation that uses a treatment fluid with viscosity is that of hydraulic fracture. Hydraulic fracture operations generally involve pumping a treatment fluid (for example, a fracture fluid) into a well bore that enters an underground formation with sufficient hydraulic pressure to create or increase one or more cracks, or fractures in underground formation. The fracture fluid may be composed of particulates, often referred to as structuring particulates, which are deposited on fractures. The function of structuring particulates, inter alia, is to prevent fractures from closing completely when the hydraulic pressure is released, forming conductive channels through which fluids can flow into the well bore. As soon as at least one fracture is created and the structuring particulates are substantially in place, the viscosity of the fracture fluid is usually reduced (i.e., decomposing the fluid), and the fracture fluid can be recovered from the formation. The term fracture and its derivatives, as used here, refers to a reduction in the viscosity of a fluid, for example, by breaking or reversing the cross-links between the polymer molecules in the fluid, or by breaking the chemical bonds of polymers of gelling agents in the fluid. The term does not mean any specific mechanism.
[0005] Outra operação de estimulação de produção que utiliza um fluido de tratamento com viscosidade é um tratamento de acidulação. Nos tratamentos de acidulação, as formações subterrâneas que são compostas de componentes solúveis em ácido, tais como aquelas presentes em formações de carbonato e arenito, são contatadas com um fluido de tratamento composto de um ácido. Por exemplo, quando o ácido clorídrico contata e reage com carbonato de cálcio em uma formação, o carbonato de cálcio é consumido para a produção de água, dióxido de carbono e cloreto de cálcio. Em outro exemplo, quando o ácido clorídrico contata e reage com dolomita em uma[0005] Another production stimulation operation that uses a viscosity treatment fluid is an acidulation treatment. In acidulation treatments, underground formations that are composed of acid-soluble components, such as those present in carbonate and sandstone formations, are contacted with a treatment fluid composed of an acid. For example, when hydrochloric acid contacts and reacts with calcium carbonate in a formation, calcium carbonate is consumed to produce water, carbon dioxide and calcium chloride. In another example, when hydrochloric acid contacts and reacts with dolomite in a
Petição 870180020691, de 14/03/2018, pág. 15/34 / 19 formação, a dolomita é consumida para a produção de água, dióxido de carbono, cloreto de cálcio, e cloreto de magnésio. Depois da acidulação ser completada, a água e os sais dissolvidos na mesma poderão ser recuperados enviando-se os mesmos para a superfície, como por exemplo, revertendo o fluxo no poço, deixando uma quantidade desejável de espaços vazios (como por exemplo, “buracos de verme”) dentro da formação, o que aumentar a permeabilidade da formação e poderá aumentar a velocidade na qual os hidrocarbonetos poderão posteriormente ser produzidos a partir da formação. [0006] Os fluidos de tratamento com viscosidade são também utilizados nos tratamentos de controle de areia, tais como os tratamentos de recheio de cascalho, onde um fluido de tratamento, que usualmente é viscoso, coloca em suspensão os particulados (referidos comumente como particulados de cascalho) para o fornecimento a uma área desejada no furo do poço (por exemplo, próximo de zonas de formação não consolidadas ou fracamente consolidadas, para formar um recheio de cascalho, para melhorar o controle de areia. Um tipo comum de operação de recheio com cascalho envolve a colocação de uma peneira de controle de areia do furo do poço colocando-se o recheio no anel entre a peneira e o furo do poço com os particulados de cascalho de um tamanho especifico sendo projetados para evitar a passagem de areia da formação. Os particulados de cascalho atuam, inter alia, para evitar que a formação de particulados obstrua a peneira ou migrem com os hidrocarbonetos produzidos, e a peneira atua, inter alia, para evitar que os particulados entrem na tubulação de produção. Tão logo o recheio de cascalho esteja substancialmente no lugar, a viscosidade do fluido de tratamento, com freqüência, é reduzida para permitir que ele seja recuperado. Em alguns casos, os tratamentos de fratura e de recheio com cascalho são combinados em um só tratamento (comumente referido como operações de fraturamento e compactação) para produzir a produção estimulada e um recheio de cascalho anular para reduzir a formação dePetition 870180020691, of 03/14/2018, p. 15/34 / 19 formation, dolomite is consumed for the production of water, carbon dioxide, calcium chloride, and magnesium chloride. After the acidulation is completed, the water and salts dissolved in it can be recovered by sending them to the surface, for example, reversing the flow in the well, leaving a desirable amount of empty spaces (such as “holes of worm ”) within the formation, which increases the permeability of the formation and may increase the speed at which hydrocarbons can later be produced from the formation. [0006] Viscosity treatment fluids are also used in sand control treatments, such as gravel filling treatments, where a treatment fluid, which is usually viscous, puts particulates in suspension (commonly referred to as gravel) to supply a desired area in the well bore (for example, near unconsolidated or weakly consolidated formation zones, to form a gravel filling, to improve sand control. A common type of filling operation with gravel involves placing a sand control sieve from the well hole by placing the filling in the ring between the sieve and the well hole with gravel particles of a specific size being designed to prevent the sand from passing through the formation. Gravel particulates act, inter alia, to prevent the formation of particulates from obstructing the sieve or migrating with the produced hydrocarbons, and the pe neira acts, inter alia, to prevent particulates from entering the production pipeline. As soon as the gravel filling is substantially in place, the viscosity of the treatment fluid is often reduced to allow it to be recovered. In some cases, fracture and gravel filling treatments are combined into one treatment (commonly referred to as fracturing and compaction operations) to produce stimulated production and an annular gravel filling to reduce the formation of
Petição 870180020691, de 14/03/2018, pág. 16/34 / 19 produção de areia.Petition 870180020691, of 03/14/2018, p. 16/34 / 19 sand production.
[0007] Em uma variedade de operações subterrâneas, também poderá ser desejável desviar os fluidos de tratamento em uma formação subterrânea, porque, entre outras razões, o fluido de tratamento poderá entrar em porções da formação subterrânea com alta permeabilidade, ao invés de penetrar em porções da formação subterrânea com menos permeabilidade. Por exemplo, nas operações de estimulação ácida, poderá ser desejado o contato com porções menos permeáveis da formação subterrânea com um fluido de tratamento contendo um ácido para se conseguir o estímulo desejado. Certas técnicas de desvio envolvem a colocação de fluidos com viscosidade em uma formação subterrânea para abrir as porções de alta permeabilidade da formação, dessa forma desviando os fluidos posteriormente injetados de porções menos permeáveis da formação. Em certas técnicas, um fluido de tratamento é colocado adjacente a uma certa porção de uma formação subterrânea e o fluido de tratamento tem a viscosidade aumentada para formar um gel que, inter alia, tapa provisoriamente as perfurações ou fraturas naturais naquela porção da formação. O termo gel utilizado aqui, e seus derivados, inclui os estados semi- sólido, semelhante à geléia, assumidos por algumas dispersões coloidais. Quando outro fluido de tratamento encontra o gel, ele poderá ser desviado para outras porções da formação.[0007] In a variety of underground operations, it may also be desirable to divert treatment fluids into an underground formation, because, among other reasons, the treatment fluid may enter portions of the underground formation with high permeability, rather than penetrating into portions of the underground formation with less permeability. For example, in acid stimulation operations, contact with less permeable portions of the underground formation with a treatment fluid containing an acid may be desired to achieve the desired stimulus. Certain diversion techniques involve placing viscous fluids in an underground formation to open the high permeability portions of the formation, thereby diverting the subsequently injected fluids from less permeable portions of the formation. In certain techniques, a treatment fluid is placed adjacent to a certain portion of an underground formation and the treatment fluid has an increased viscosity to form a gel which, inter alia, provisionally covers natural perforations or fractures in that portion of the formation. The term gel used here, and its derivatives, includes the semi-solid states, similar to jelly, assumed by some colloidal dispersions. When another treatment fluid encounters the gel, it can be diverted to other portions of the formation.
[0008] A manutenção de viscosidade suficiente nos fluidos de tratamento poderá ser importante por várias razões. A viscosidade é desejável nas operações de perfuração, porque os fluidos de tratamento com viscosidade maior podem, entre outras coisas, transportar sólidos, como o material de perfuração, mais rapidamente. A manutenção de viscosidade suficiente é importante em tratamentos de fratura para o transporte de particulados, assim como para criar ou aumentar a largura da fratura. O transporte de particulados é também importante nos tratamentos de controle de areia, tais como o recheio com cascalho. A manutenção de viscosidade suficiente poderá ser[0008] Maintaining sufficient viscosity in treatment fluids can be important for several reasons. Viscosity is desirable in drilling operations, because treatment fluids with higher viscosity can, among other things, transport solids, such as drilling material, more quickly. Maintaining sufficient viscosity is important in fracture treatments to transport particulates, as well as to create or increase the width of the fracture. Particulate transport is also important in sand control treatments, such as filling with gravel. Maintaining sufficient viscosity can be
Petição 870180020691, de 14/03/2018, pág. 17/34 / 19 importante para controlar e/ou reduzir o vazamento para dentro da formação, melhorar a habilidade de desviar outro fluido na formação, e/ou reduzir os requisitos de bombeamento através da redução do atrito no furo do poço. Ao mesmo tempo, embora com freqüência seja desejável a manutenção de viscosidade suficiente de um fluido de tratamento, também poderá ser desejável manter-se a viscosidade do fluido de tratamento de tal forma que a viscosidade possa ser reduzida em um tempo especifico, inter alia, para a recuperação posterior do fluido da formação.Petition 870180020691, of 03/14/2018, p. 17/34 / 19 important to control and / or reduce leakage into the formation, improve the ability to divert other fluid into the formation, and / or reduce pumping requirements by reducing friction in the well bore. At the same time, although it is often desirable to maintain sufficient viscosity of a treatment fluid, it may also be desirable to maintain the viscosity of the treatment fluid in such a way that the viscosity can be reduced at a specific time, inter alia, for the subsequent recovery of the formation fluid.
[0009] Para produzir a viscosidade desejada, os agentes poliméricos de geleificação são comumente adicionados nos fluidos de tratamento. O termo agente de geleificação é definido aqui como incluindo qualquer substância que é capaz de aumentar a viscosidade de um fluido, por exemplo, através da formação de um gel. Exemplos de agentes geleificantes poliméricos utilizados comumente incluem, mas não são limitados a gomas guar e derivados das mesmas, derivados de celulose, biopolímeros, e semelhantes. O uso de agentes poliméricos de geleificação, no entanto, poderá ser problemático. Por exemplo, estes agentes poliméricos de geleificação poderão deixar um resíduo indesejável de gel na formação subterrânea após o uso, o que poderá reduzir a permeabilidade. Como resultado, poderão ser requeridas operações custosas de reparos para a limpeza da face da fratura e do recheio estruturante. Os fluidos de tratamento espumados e os fluidos de tratamento com base em emulsão têm sido utilizados para a minimização dos danos residuais, mas com freqüência resultaram em um aumento das despesas e da complexidade.[0009] To produce the desired viscosity, polymeric gelling agents are commonly added to the treatment fluids. The term gelling agent is defined here as including any substance that is capable of increasing the viscosity of a fluid, for example, by forming a gel. Examples of commonly used polymeric gelling agents include, but are not limited to, guar gums and derivatives thereof, cellulose derivatives, biopolymers, and the like. The use of polymeric gelling agents, however, can be problematic. For example, these polymeric gelling agents may leave an undesirable gel residue in the underground formation after use, which may reduce permeability. As a result, costly repair operations may be required to clean the fracture face and the structural filling. Foamed treatment fluids and emulsion-based treatment fluids have been used to minimize residual damage, but have often resulted in increased costs and complexity.
[00010] Para combater os problemas identificados associados com os agentes poliméricos de geleificação, alguns tensoativos têm sido utilizados como agentes geleificantes. É bem entendido que, quando misturados com um fluido em uma concentração acima da concentração crítica de micelas, as moléculas (ou íons) de tensoativos poderão se associar para formar micelas. O[00010] To combat the identified problems associated with polymeric gelling agents, some surfactants have been used as gelling agents. It is well understood that, when mixed with a fluid in a concentration above the critical concentration of micelles, the molecules (or ions) of surfactants may associate to form micelles. O
Petição 870180020691, de 14/03/2018, pág. 18/34 / 19 termo micela é definido para incluir qualquer estrutura que minimize o contato entre a porção liofóbica (que repele solvente) entre uma molécula de tensoativo e o solvente, por exemplo, através da agregação das moléculas de tensoativo em estruturas, tais como esferas, cilindros, ou chapas, onde as porções liofóbicas estão no interior da estrutura do agregado e as porções liofílicas (atração por solvente) estão no exterior da estrutura. Estas micelas poderão funcionar, entre outras finalidades, para estabilizar emulsões, romper emulsões, estabilizar uma espuma, alterar a capacidade de umidificação de uma superfície, solubilizar certos materiais, e/ou reduzir a tensão superficial. Quando utilizadas como agentes geleificantes, as moléculas (ou íons) dos tensoativos usados se associam para formar micelas com uma certa estrutura micelar (por exemplo, semelhante a uma haste, “buraco de verme”, vesícula, etc, que são referidas aqui como micelas de formação de viscosidade) que, sob certas condições (por exemplo, concentração, potência iônica do fluido, etc) são capazes de, inter alia, fornecer uma viscosidade aumentada a um fluido especifico e/ou formar um gel. Certas micelas de formação de viscosidade poderão fornecer uma viscosidade aumentada a um fluido, de tal forma que o fluido apresente um comportamento viscoelástico (por exemplo, propriedades de diluição por tensão) devido, pelo menos em parte, à associação das moléculas de tensoativo contidas no mesmo. Conforme usado aqui, o termo fluido de tensoativo viscoelástico refere-se a fluidos que apresentam ou são capazes de apresentarem um comportamento viscoelástico devido, pelo menos em parte, à associação de moléculas de tensoativo contidas no mesmo para formar micelas de formação de viscosidade. Além disso, como as micelas de formação de viscosidade podem ser sensíveis aos hidrocarbonetos, a viscosidade destes fluidos de tensoativo viscoelástico poderá ser reduzida após a introdução na formação subterrânea sem a necessidade de certos tipos de rompedores de gel (por exemplo, oxidantes). O termo rompedor é definido aqui como incluindo qualquer substância que éPetition 870180020691, of 03/14/2018, p. 18/34 / 19 the term micelle is defined to include any structure that minimizes contact between the lyophobic (solvent-repelling) portion between a surfactant molecule and the solvent, for example, by aggregating the surfactant molecules into structures, such as spheres, cylinders, or plates, where the lyophobic portions are inside the aggregate structure and the lyophilic portions (solvent attraction) are outside the structure. These micelles may work, among other purposes, to stabilize emulsions, break emulsions, stabilize a foam, change the surface's humidification capacity, solubilize certain materials, and / or reduce surface tension. When used as gelling agents, the molecules (or ions) of the surfactants used combine to form micelles with a certain micellar structure (for example, similar to a stem, “worm hole”, vesicle, etc., which are referred to here as micelles viscosity forming) which, under certain conditions (e.g. concentration, ionic power of the fluid, etc.) are able, inter alia, to provide an increased viscosity to a specific fluid and / or form a gel. Certain viscosity-forming micelles may provide an increased viscosity to a fluid, such that the fluid exhibits a viscoelastic behavior (eg stress-diluting properties) due, at least in part, to the association of the surfactant molecules contained in the same. As used herein, the term viscoelastic surfactant fluid refers to fluids that exhibit or are capable of exhibiting viscoelastic behavior due, at least in part, to the association of surfactant molecules contained therein to form viscosity-forming micelles. In addition, as the viscosity-forming micelles can be sensitive to hydrocarbons, the viscosity of these viscoelastic surfactant fluids may be reduced after introduction into the underground formation without the need for certain types of gel breakers (for example, oxidizers). The term breaker is defined here as including any substance that is
Petição 870180020691, de 14/03/2018, pág. 19/34 / 19 capaz de reduzir a viscosidade de um fluido. Isto poderá permitir que uma porção substancial dos fluidos de tensoativo viscoelástico sejam enviados de volta da formação sem a necessidade de tratamentos reparadores dispendiosos. Apesar destas vantagens, especialmente aquelas dos tensoativos viscoelásticos relativas a agentes poliméricos de geleificação, a experiência tem demonstrado que os tensoativos viscoelásticos poderão ainda resultar em danos no gel de tensoativo na formação subterrânea.Petition 870180020691, of 03/14/2018, p. 19/34 / 19 capable of reducing the viscosity of a fluid. This may allow a substantial portion of the viscoelastic surfactant fluids to be sent back from the formation without the need for costly repair treatments. Despite these advantages, especially those of viscoelastic surfactants relative to polymeric gelling agents, experience has shown that viscoelastic surfactants may still result in damage to the surfactant gel in the underground formation.
SUMÁRIO [00011] A invenção atual refere-se geralmente a formações subterrâneas de tratamento e, mais especialmente, a composições e métodos relativos à prevenção e reparos de danos causados por gel de tensoativo.SUMMARY [00011] The current invention generally relates to underground treatment formations and, more especially, to compositions and methods relating to the prevention and repair of damage caused by surfactant gel.
[00012] Em uma realização, a invenção atual apresenta um método que é composto do fornecimento de um fluido de tratamento constituído de um fluido veículo e pelo menos um componente escolhido do grupo consistindo de um agente quelante e um agente de controle de incrustação, e a introdução do fluido de tratamento em uma formação subterrânea que foi tratada com um fluido de tensoativo viscoelástico.[00012] In one embodiment, the current invention features a method that is composed of providing a treatment fluid consisting of a carrier fluid and at least one component chosen from the group consisting of a chelating agent and an encrustation control agent, and the introduction of the treatment fluid into an underground formation that has been treated with a viscoelastic surfactant fluid.
[00013] Em outra realização, a invenção atual apresenta um método que é composto do fornecimento de um fluido de tratamento constituído de um fluido veículo e pelo menos um componente escolhido do grupo consistindo de um agente quelante e um agente de controle de incrustação, e a introdução do fluido de tratamento em uma formação subterrânea antes do tratamento da formação subterrânea com um fluido de tensoativo viscoelástico.[00013] In another embodiment, the current invention features a method that is composed of providing a treatment fluid consisting of a carrier fluid and at least one component chosen from the group consisting of a chelating agent and an encrustation control agent, and the introduction of the treatment fluid in an underground formation before the treatment of the underground formation with a viscoelastic surfactant fluid.
[00014] Ainda em outra realização, a invenção atual apresenta um método que é composto do fornecimento de um fluido de tratamento constituído de um fluido veículo; pelo menos um componente escolhido do grupo consistindo de um agente quelante e um agente de controle de incrustação; pelo menos um componente escolhido do grupo consistindo de[00014] In yet another embodiment, the current invention features a method that is composed of providing a treatment fluid consisting of a carrier fluid; at least one component chosen from the group consisting of a chelating agent and a scale control agent; at least one component chosen from the group consisting of
Petição 870180020691, de 14/03/2018, pág. 20/34 / 19 um álcool, um glicol, um modificador de pH, um hidrocarboneto, um solvente recíproco, um oxidante, um redutor, uma enzima, um metal de transição, uma combinação dos mesmos, e um derivado dos mesmos; e pelo menos um componente escolhido do grupo consistindo de um não-emulsificante, um desemulsificante, uma combinação dos mesmos, e um derivado dos mesmos; e a introdução do fluido de tratamento e em uma formação subterrânea.Petition 870180020691, of 03/14/2018, p. 20/34 / 19 an alcohol, a glycol, a pH modifier, a hydrocarbon, a reciprocal solvent, an oxidizer, a reducer, an enzyme, a transition metal, a combination thereof, and a derivative thereof; and at least one component chosen from the group consisting of a non-emulsifier, a demulsifier, a combination thereof, and a derivative thereof; and the introduction of the treatment fluid and into an underground formation.
[00015] Ainda em outra realização, a invenção atual apresenta um fluido de tratamento que é composto de um fluido veículo; pelo menos um componente escolhido do grupo consistindo de um agente quelante e um agente de controle de incrustação; pelo menos um componente escolhido do grupo consistindo de um álcool, um glicol, um modificador de pH, um hidrocarboneto, um solvente recíproco, um oxidante, um redutor, uma enzima, um metal de transição, uma combinação dos mesmos, e um derivado dos mesmos; e pelo menos um componente escolhido do grupo consistindo de um não-emulsificante, um desemulsificante, uma combinação dos mesmos, e um derivado dos mesmos.[00015] In yet another embodiment, the current invention features a treatment fluid that is composed of a carrier fluid; at least one component chosen from the group consisting of a chelating agent and a scale control agent; at least one component chosen from the group consisting of an alcohol, a glycol, a pH modifier, a hydrocarbon, a reciprocal solvent, an oxidizer, a reducer, an enzyme, a transition metal, a combination thereof, and a derivative of themselves; and at least one component chosen from the group consisting of a non-emulsifier, a demulsifier, a combination thereof, and a derivative thereof.
[00016] As características e vantagens da invenção atual ficarão rapidamente aparentes para aqueles versados na técnica. Embora possam ser feitas numerosas alterações por aqueles versados na técnica, tais alterações estão dentro do espírito da invenção.[00016] The characteristics and advantages of the current invention will quickly become apparent to those skilled in the art. Although numerous changes can be made by those skilled in the art, such changes are within the spirit of the invention.
BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS [00017] Para um entendimento mais completo da invenção atual e das características e vantagens da mesma, é feita agora referência à seguinte descrição, considerada em conjunto com os desenhos anexos, nos quais:BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS [00017] For a more complete understanding of the current invention and its characteristics and advantages, reference is now made to the following description, considered together with the accompanying drawings, in which:
A figura 1 ilustra a recuperação de permeabilidade de uma realização de um fluido de tratamento sem um agente quelante; eFigure 1 illustrates the recovery of permeability from an embodiment of a treatment fluid without a chelating agent; and
A figura 2 ilustra a recuperação de permeabilidade de um fluido de tratamento que é composto de um agente quelante de acordo com uma realização especifica da invenção atual.Figure 2 illustrates the recovery of permeability of a treatment fluid that is composed of a chelating agent according to a specific embodiment of the current invention.
Petição 870180020691, de 14/03/2018, pág. 21/34 / 19Petition 870180020691, of 03/14/2018, p. 21/34 / 19
DESCRIÇÃO DAS REALIZAÇÕES PREFERIDAS [00018] A invenção atual refere-se geralmente ao tratamento de formações subterrâneas, e mais especialmente, a composições e métodos relativos à prevenção e reparos de danos causados por gel de tensoativo.DESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENTS [00018] The current invention relates generally to the treatment of underground formations, and more especially, to compositions and methods relating to the prevention and repair of damage caused by surfactant gel.
[00019] Em algumas realizações, as composições e métodos da invenção atual poderão ser utilizados, entre outras coisas, para corrigir formações subterrâneas que foram expostas a fluidos de tensoativos viscoelásticos. Por exemplo, as composições da invenção atual poderão ser utilizadas para o tratamento de formações subterrâneas após a colocação de um estruturante, uma operação de recheio com cascalho, uma operação de recheio fracionado, ou uma operação de acidulação, ou depois do uso de uma pílula de perda de fluido ou de “término” do fluido, para corrigir qualquer dano provocado por gel de tensoativo que possa ter ocorrido durante a operação. Em outras realizações, as composições e métodos da invenção atual poderão ser utilizados para evitar ou reduzir a ocorrência de quaisquer danos por gel de tensoativo em formações subterrâneas durante o tratamento com um fluido tensoativo viscoelástico. Por exemplo, as composições da invenção atual poderão ser usadas como um fluido de reforço antes da colocação de um recheio estruturante utilizando um fluido de tensoativo viscoelástico. Em outras realizações, as composições da invenção atual poderão incluir um tensoativo viscoelástico ou serem utilizadas para a colocação do próprio estruturante. Existem várias outras vantagens e objetivos desta invenção que poderão ser obtidos.[00019] In some embodiments, the compositions and methods of the current invention may be used, among other things, to correct underground formations that have been exposed to viscoelastic surfactant fluids. For example, the compositions of the current invention may be used for the treatment of underground formations after the placement of a structurant, a gravel filling operation, a fractional filling operation, or an acidulation operation, or after the use of a pill loss of fluid or “termination” of the fluid, to correct any damage caused by surfactant gel that may have occurred during the operation. In other embodiments, the compositions and methods of the current invention may be used to prevent or reduce the occurrence of any damage by surfactant gel in underground formations during treatment with a viscoelastic surfactant fluid. For example, the compositions of the present invention may be used as a reinforcement fluid before placing a structuring filling using a viscoelastic surfactant fluid. In other embodiments, the compositions of the current invention may include a viscoelastic surfactant or be used for the placement of the structurant itself. There are several other advantages and objectives of this invention that can be obtained.
[00020] Geralmente, os fluidos de tratamento da invenção atual são compostos de um fluido veículo e pelo menos um componente escolhido do grupo consistindo de um agente quelante e um agente de controle de incrustação. Geralmente, o fluido veículo da invenção atual poderá ser composto de qualquer fluido aquoso ou não aquoso. Em realizações específicas, o fluido veículo poderá ser composto de água doce, água salgada[00020] Generally, the treatment fluids of the present invention are composed of a carrier fluid and at least one component chosen from the group consisting of a chelating agent and a scale control agent. Generally, the carrier fluid of the present invention may be composed of any aqueous or non-aqueous fluid. In specific embodiments, the carrier fluid may be composed of fresh water, salt water
Petição 870180020691, de 14/03/2018, pág. 22/34 / 19 (por exemplo, água contendo um ou mais sais dissolvidos na mesma), salmoura (por exemplo água salgada saturada), água do mar, glicol, combinações dos mesmos, ou derivados dos mesmos. Em outras realizações, o fluido veículo poderá ser composto de um agente quelante líquido ou um agente de controle de incrustação por si próprio. Geralmente, o fluido veículo poderá ser de qualquer fonte, desde que não contenha componentes que possam afetar adversamente a estabilidade e/ou o desempenho dos fluidos de tratamento da invenção atual.Petition 870180020691, of 03/14/2018, p. 22/34 / 19 (for example, water containing one or more salts dissolved in it), brine (for example, saturated salt water), sea water, glycol, combinations thereof, or derivatives thereof. In other embodiments, the carrier fluid may be composed of a liquid chelating agent or a scale control agent itself. Generally, the carrier fluid can be from any source, as long as it does not contain components that could adversely affect the stability and / or performance of the treatment fluids of the current invention.
[00021] Qualquer agente quelante ou agente de controle de incrustação adequado poderá ser utilizado de acordo com os ensinamentos da invenção atual. Exemplos de agentes quelantes adequados incluem ácido etilenodiaminatetracético (EDTA), ácido nitrilotriacético (NTA), ácido hidroxietiletilenodiaminatriacético (HEDTA), sal tetrasódico do ácido dicarboximetil glutâmico (GLDA), ácido dietilenotriaminapentacético (DTPA), ácido propilenodiaminatetracético (PDTA), ácido etilenodiaminadi(o-hidroxifenilacético) (EDDHA), ácido gluco-heptônico, ácido glucônico, combinações dos mesmos, e derivados dos mesmos. Conforme utilizado aqui, derivado refere-se a qualquer composto que é feito de um dos compostos listados, por exemplo, através da substituição de um átomo do composto por outro átomo ou grupo de átomos, a ionização do composto, ou a criação de um sal do composto. Derivado também se refere a qualquer espécie não neutralizada de qualquer dos compostos listados. Exemplos de agentes de controle de incrustação adequados incluem compostos de fósforo, ácido poliaspártico, polímeros sintéticos, polímeros de polissacarídeos, combinações dos mesmos, e derivados dos mesmos. Exemplos de compostos fosforosos adequados incluem amino tri(ácido metileno fosfônico), sal pentasódico de amino tri(ácido metileno fosfônico), sal tetrasódico de amino tri (ácido metileno fosfônico), ácido 1hidroxietilideno-1,1-difosfônico, hexametilenodiaminatetra (ácido metileno[00021] Any suitable chelating agent or fouling control agent can be used in accordance with the teachings of the current invention. Examples of suitable chelating agents include ethylenediaminetetraacetic acid (EDTA), nitrilotriacetic acid (NTA), hydroxyethylethylenediaminetriacetic acid (HEDTA), tetrasodium salt of glutamic dicarboxymethyl acid (GLDA), diethylenetriamineapatetic acid (DTPA), propylenediaminetha (propylenediaminetha) -hydroxyphenylacetic) (EDDHA), glucoheptonic acid, gluconic acid, combinations thereof, and derivatives thereof. As used here, derivative refers to any compound that is made from one of the compounds listed, for example, by replacing an atom of the compound with another atom or group of atoms, ionizing the compound, or creating a salt of the compound. Derivative also refers to any non-neutralized species of any of the compounds listed. Examples of suitable scale control agents include phosphorus compounds, polyaspartic acid, synthetic polymers, polysaccharide polymers, combinations thereof, and derivatives thereof. Examples of suitable phosphorous compounds include amino tri (methylene phosphonic acid), pentasodium salt of amino tri (methylene phosphonic acid), tetrasodium salt of amino tri (methylene phosphonic acid), 1hydroxyethylidene-1,1-diphosphonic acid, hexamethylenediaminematetra (methylene acid
Petição 870180020691, de 14/03/2018, pág. 23/34 / 19 fosfônico), dietilenotriamina penta (ácido metileno fosfônico), bis (hexametileno triamina penta (ácido metileno fosfônico), ácido 2fosfonobutano-1,2,4-tricarboxílico, monoetanolamina difosfonato, ácido etidrônico, combinações dos mesmos, e derivados dos mesmos, incluindo, mas não limitados a, sais dos mesmos, tais como sais de potássio do ácido (1hidroxietilideno) difosfônico, tetrasódio (1-hidroxietilideno) bifosfonato, sais de sódio do acido (1-hidroxietilideno) difosfônico, sais disódicos do ácido hidroxietilideno 1,1-difosfônico, sais de sódio de dietileno triamina penta (ácido metileno fosfônico), sais de sódio de bis hexametileno triamina penta (ácido metileno fosfônico), sais de sódio do ácido 2-fosfonobutano-1,2,4tricarboxílico, e tetrasódio etidronato. Exemplos de compostos fosforosos disponíveis comercialmente incluem os fosfonatos vendidos como parte da família do produto Dequest disponível da Solutia, Inc. de St. Louis, Missouri. Exemplos de polímeros sintéticos adequados incluem os homopolímeros de ácido maleico, polímeros de ácido poliacrílico modificado, e copolímeros de ácido poliacrílico sulfonado. Exemplos de polímeros sintéticos disponíveis comercialmente, adequados para uso de acordo com os ensinamentos da invenção atual, incluem os polímeros vendidos como parte da família de produtos Dequest disponíveis da Solutia, Inc. de St. Louis, Missouri. Exemplos de polímeros de polissacarídeos adequados incluem carboximetil inulina e sais dos mesmos. Em realizações específicas, o agente quelante e/ou o agente de controle de incrustação é composto de cerca de 5% a cerca de 60% em peso, do fluido de tratamento. Em algumas realizações específicas, o agente quelante e/ou o agente de controle de incrustação poderá estar presente em uma quantidade de cerca de 1 a cerca de 100 libras/galão (0,12 a 12 kg/l) fluido de tratamento.Petition 870180020691, of 03/14/2018, p. 23/34 / 19 phosphonic), diethylenetriamine penta (methylene phosphonic acid), bis (hexamethylene triamine penta (methylene phosphonic acid), 2phosphonobutane-1,2,4-tricarboxylic acid, monoethanolamine diphosphonate, ethydronic acid, combinations thereof, and derivatives of them, including, but not limited to, salts thereof, such as potassium salts of diphosphonic acid (1hydroxyethylidene), tetrasodium (1-hydroxyethylidene) bisphosphonate, sodium salts of diphosphonic acid (1-hydroxyethylidene), disodium salts of acid hydroxyethylidene 1,1-diphosphonic acid, sodium salts of diethylene triamine penta (methylene phosphonic acid), sodium salts of bis hexamethylene triamine penta (methylene phosphonic acid), sodium salts of 2-phosphonobutane-1,2,4tricarboxylic acid, and tetrasodium etidronate Examples of commercially available phosphorus compounds include phosphonates sold as part of the Dequest product family available from Solutia, Inc. of St. Louis, Missouri Examples of suitable synthetic polymers include maleic acid homopolymers, modified polyacrylic acid polymers, and sulfonated polyacrylic acid copolymers. Examples of commercially available synthetic polymers, suitable for use in accordance with the teachings of the current invention, include polymers sold as part of the Dequest family of products available from Solutia, Inc. of St. Louis, Missouri. Examples of suitable polysaccharide polymers include carboxymethyl inulin and salts thereof. In specific embodiments, the chelating agent and / or the fouling control agent is comprised of about 5% to about 60% by weight of the treatment fluid. In some specific embodiments, the chelating agent and / or scale control agent may be present in an amount of about 1 to about 100 pounds / gallon (0.12 to 12 kg / l) treatment fluid.
[00022] Em realizações específicas, os fluidos de tratamento da invenção atual poderão também incluir um ou mais álcoois, glicóis, modificadores de pH, hidrocarbonetos, solventes recíprocos, oxidantes,[00022] In specific embodiments, the treatment fluids of the current invention may also include one or more alcohols, glycols, pH modifiers, hydrocarbons, reciprocal solvents, oxidizers,
Petição 870180020691, de 14/03/2018, pág. 24/34 / 19 redutores, enzimas (tais como aquelas descritas na solicitação de patente americana de número 110/041,528) metais de transição (como aqueles descritos nas solicitações de patentes americanas de número 11/145.630, 11/225.536 e 11/225.537), combinações dos mesmos, ou derivados dos mesmos. Em tais fluidos de tratamento, os álcoois, modificadores de pH, hidrocarbonetos, solventes recíprocos, oxidantes, redutores, enzimas, e/ou metais de transição, poderão auxiliar a romper alguns dos géis de tensoativo. Exemplos de álcoois adequados, modificadores de pH, hidrocarbonetos, oxidantes, e/ou metais de transição adequados incluem, mas não são limitados a, compostos de ferro, compostos de zinco, compostos de estanho, compostos de cromo, ácido tioglicólico (ou sais dos termos), ácido eritórbico (ou sais do mesmo), cloreto estanoso, persulfato de sódio, persulfato de potássio, persulfato de amônio, permanganato de potássio, permanganato de sódio, periodato de sódio, periodato de potássio, bromato de sódio, etileno glicol monobutil éter, propileno glicol monobutil éter, hidróxido de sódio, hidróxido de potássio, bicarbonato de sódio, carbonato de potássio, ácido clorídrico, ácido acético, ácido fluorídrico, ácido fórmico, álcool isopropílico, butanol, e etanol. Em realizações específicas, os fluidos de tratamento da invenção atual poderão também incluir ácidos orgânicos, tais como ácido acético, ácido cítrico, ácido lático, combinações dos mesmos, e derivados dos mesmos.Petition 870180020691, of 03/14/2018, p. 24/34 / 19 reducing agents, enzymes (such as those described in US patent application number 110 / 041,528) transition metals (such as those described in US patent applications number 11 / 145,630, 11 / 225,536 and 11 / 225,537) , combinations thereof, or derivatives thereof. In such treatment fluids, alcohols, pH modifiers, hydrocarbons, reciprocal solvents, oxidizers, reducers, enzymes, and / or transition metals, may help to break down some of the surfactant gels. Examples of suitable alcohols, pH modifiers, hydrocarbons, oxidants, and / or suitable transition metals include, but are not limited to, iron compounds, zinc compounds, tin compounds, chromium compounds, thioglycolic acid (or salts of terms), erythorbic acid (or salts thereof), stannous chloride, sodium persulfate, potassium persulfate, ammonium persulfate, potassium permanganate, sodium permanganate, sodium periodate, potassium periodate, sodium bromate, ethylene glycol monobutyl ether, propylene glycol monobutyl ether, sodium hydroxide, potassium hydroxide, sodium bicarbonate, potassium carbonate, hydrochloric acid, acetic acid, hydrofluoric acid, formic acid, isopropyl alcohol, butanol, and ethanol. In specific embodiments, the treatment fluids of the present invention may also include organic acids, such as acetic acid, citric acid, lactic acid, combinations thereof, and derivatives thereof.
[00023] Em realizações específicas, os fluidos de tratamento da invenção atual poderão também incluir um ou mais não- emulsificantes, desemulsificantes, combinações dos mesmos, ou derivados dos mesmos. Em tais fluidos de tratamento, os não-emulsificantes ou desemulsificantes poderão auxiliar a reparar os danos na emulsão causados pelas interações entre o gel/óleo do tensoativo. Exemplos de não-emulsificantes e/ou desemulsificantes adequados incluem, mas não são limitados a, tensoativo LOSURF® 259, tensoativo LOSURF® 300, tensoativo LOSURF® 357, tensoativo LOSURF® 400, tensoativo LOSURF® 2000M, tensoativo[00023] In specific embodiments, the treatment fluids of the current invention may also include one or more non-emulsifiers, demulsifiers, combinations thereof, or derivatives thereof. In such treatment fluids, non-emulsifiers or demulsifiers may help to repair damage to the emulsion caused by interactions between the gel / oil of the surfactant. Examples of suitable non-emulsifiers and / or demulsifiers include, but are not limited to, LOSURF® 259 surfactant, LOSURF® 300 surfactant, LOSURF® 357 surfactant, LOSURF® 400 surfactant, LOSURF® 2000M surfactant, surfactant
Petição 870180020691, de 14/03/2018, pág. 25/34 / 19Petition 870180020691, of 03/14/2018, p. 25/34 / 19
LOSURF® 2000S, e tensoativo NEA-96M®, cada um dos quais sendo disponível comercialmente da Halliburton Energy Services, Inc. of Duncan, Oklahoma.LOSURF® 2000S, and NEA-96M® surfactant, each of which is commercially available from Halliburton Energy Services, Inc. of Duncan, Oklahoma.
[00024] Os fluidos de tratamento da invenção atual poderão também incluir um tensoativo viscoelástico. Geralmente, qualquer tensoativo adequado que é capaz de fornecer propriedades viscoelásticas a um fluido aquoso poderá ser utilizado de acordo com os ensinamentos da invenção atual. Estes tensoativos poderão ser catiônicos, aniônicos, não iônicos, zwitteriônicos ou anfotéricos em natureza, e serem compostos de qualquer quantidade de compostos diferentes, incluindo metil éster sulfonatos (tais como aqueles descritos nas solicitações de patentes americanas de número 11/058.660, 11/058.475, 11/058.612 e 11/058.611), betaínas, ou betaínas modificadas, sulfosuccinatos, tauratos, óxidos de amina, aminas graxas etoxiladas, compostos de amônio quaternário, derivados dos mesmos, e combinações dos mesmos. Quando presente nos fluidos de tratamento da invenção atual, o tensoativo geralmente está presente em uma quantidade suficiente para produzir a viscosidade desejada (por exemplo, viscosidade suficiente para desviar o fluxo, reduzir a perda de fluido, colocar em suspensão os particulados, etc) através da formação de micelas de formação de viscosidade. Em realizações específicas, o tensoativo geralmente é composto de cerca de 0,5% a cerca de 10%, em volume, do fluido de tratamento. Em realizações específicas, o tensoativo é composto de cerca de 1% a cerca de 5% em volume do fluido de tratamento.[00024] The treatment fluids of the current invention may also include a viscoelastic surfactant. Generally, any suitable surfactant that is capable of providing viscoelastic properties to an aqueous fluid can be used in accordance with the teachings of the current invention. These surfactants may be cationic, anionic, non-ionic, zwitterionic or amphoteric in nature, and be composed of any number of different compounds, including methyl ester sulfonates (such as those described in US patent applications number 11 / 058,660, 11 / 058,475 , 11 / 058,612 and 11 / 058,611), betaines, or modified betaines, sulfosuccinates, taurates, amine oxides, ethoxylated fatty amines, quaternary ammonium compounds, derivatives thereof, and combinations thereof. When present in the treatment fluids of the current invention, the surfactant is usually present in an amount sufficient to produce the desired viscosity (eg, sufficient viscosity to deflect flow, reduce fluid loss, suspend particulates, etc.) through the formation of viscosity-forming micelles. In specific embodiments, the surfactant is generally composed of about 0.5% to about 10% by volume of the treatment fluid. In specific embodiments, the surfactant is composed of about 1% to about 5% by volume of the treatment fluid.
[00025] Quando incluindo um tensoativo, os fluidos de tratamento da invenção atual poderão também ser compostos de um ou mais co-tensoativos para, entre outras coisas, facilitar a formação de e/ou a estabilização de uma espuma, facilitar a formação de micelas (por exemplo, micelas de formação de viscosidade), aumentar a tolerância a sal, e/ou estabilizar o fluido de tratamento. O co-tensoativo poderá ser composto de qualquer tensoativo[00025] When including a surfactant, the treatment fluids of the current invention may also be composed of one or more co-surfactants to, among other things, facilitate the formation of and / or the stabilization of a foam, facilitate the formation of micelles (e.g., viscosity-forming micelles), increase salt tolerance, and / or stabilize the treatment fluid. The co-surfactant may be composed of any surfactant
Petição 870180020691, de 14/03/2018, pág. 26/34 / 19 adequado para o uso em ambientes subterrâneos que não afete adversamente o fluido de tratamento. Exemplos de co-tensoativos adequados para uso na invenção atual incluem, mas não são limitados a, alquil benzeno sulfonatos lineares C10-C14, alquil benzeno sulfonatos ramificados C10-C14, alquil sulfonatos de terebentina, alquil gliceril éter sulfonatos de coco, produtos de condensação sulfatados de álcoois de gordura misturada C10-C18 com cerca de 1 a cerca de 14 mols de óxido de etileno, e misturas de ácidos graxos maiores contendo cerca de 10 a cerca de 18 átomos de carbono. Em realizações específicas, o co-tensoativo poderá estar presente em uma quantidade na faixa de cerca de 0,05% a cerca de 5% em volume do fluido de tratamento. Em realizações específicas, o co-tensoativo poderá estar presente em uma quantidade na faixa de cerca de 0,25% a cerca de 0,5% em volume do fluido de tratamento. O tipo e a quantidade de co-tensoativo adequado para uma aplicação específica da invenção atual poderá depender de vários fatores, como o tipo de tensoativo presente no fluido de tratamento, a composição do fluido de tratamento, a temperatura do fluido de tratamento, e semelhantes. Uma pessoa com conhecimento normal, com o benefício desta apresentação, reconhecerá quando incluir um co-tensoativo em uma aplicação específica da invenção atual, assim como o tipo apropriado e a quantidade de co- tensoativo a incluir.Petition 870180020691, of 03/14/2018, p. 26/34 / 19 suitable for use in underground environments that do not adversely affect the treatment fluid. Examples of co-surfactants suitable for use in the present invention include, but are not limited to, linear C10-C14 alkyl benzene sulfonates, C10-C14 alkyl benzene sulfonates, turpentine alkyl sulfonates, coconut glyceryl ether sulfonates, condensation products sulfates of C10-C18 mixed fat alcohols with about 1 to about 14 moles of ethylene oxide, and larger fatty acid mixtures containing about 10 to about 18 carbon atoms. In specific embodiments, the co-surfactant may be present in an amount in the range of about 0.05% to about 5% by volume of the treatment fluid. In specific embodiments, the co-surfactant may be present in an amount in the range of about 0.25% to about 0.5% by volume of the treatment fluid. The type and amount of co-surfactant suitable for a specific application of the current invention may depend on several factors, such as the type of surfactant present in the treatment fluid, the composition of the treatment fluid, the temperature of the treatment fluid, and the like . A person with normal knowledge, with the benefit of this presentation, will recognize when to include a co-surfactant in a specific application of the current invention, as well as the appropriate type and amount of co-surfactant to include.
[00026] Os fluidos de tratamento da invenção atual, opcionalmente poderão ser constituídos de um ou mais sais para a modificação das propriedades reológicas (por exemplo, a viscosidade) dos fluidos de tratamento. Estes sais poderão ser orgânicos ou inorgânicos. Exemplos de sais orgânicos adequados incluem, mas não são limitados a, sulfonatos e carboxilatos aromáticos (tais como p-tolueno sulfonato e naftaleno sulfonato), hidroxinaftaleno carboxilatos, salicilato, ftalato, ácido clorobenzóico, ácido ftálico, ácido 5- hidróxi-1-naftóico, ácido 6-hidróxi-1-naftóico, ácido 7hidróxi-1-naftóico, ácido 1-hidróxi-2-naftóico, ácido 3- hidróxi-2-naftóico,[00026] The treatment fluids of the current invention, optionally may consist of one or more salts for the modification of the rheological properties (for example, the viscosity) of the treatment fluids. These salts can be organic or inorganic. Examples of suitable organic salts include, but are not limited to, aromatic sulfonates and carboxylates (such as p-toluene sulfonate and naphthalene sulfonate), hydroxynaphthalene carboxylates, salicylate, phthalate, chlorobenzoic acid, phthalic acid, 5-hydroxy-1-naphthoic acid , 6-hydroxy-1-naphthoic acid, 7-hydroxy-1-naphthoic acid, 1-hydroxy-2-naphthoic acid, 3-hydroxy-2-naphthoic acid,
Petição 870180020691, de 14/03/2018, pág. 27/34 / 19 ácido 5-hidróxi-2-naftóico, ácido 7- hidróxi-2-naftóico, ácido 1,3-diidroxi-2naftóico, 3,4- diclorobenzoato, cloridrato de trimetilamônio e cloreto de tetrametilamônio. Exemplos de sais inorgânicos adequados incluem os sais de potássio, de sódio e de amônio solúveis em água (tais como cloreto de potássio e cloreto de amônio), e os sais de cloreto de cálcio, brometo de cálcio, cloreto de magnésio, e halogeneto de zinco. Exemplos de fluidos tensoativos viscoelásticos que são compostos de sais adequados para uso na invenção atual são descritos na solicitação de patente americana de número 10/800.478, a apresentação relevante da qual é incorporada aqui como referência. Qualquer combinação dos sais listados acima também poderá ser incluída nos fluidos de tratamento da invenção atual. Onde incluídos, um ou mais sais poderão estar presentes em uma quantidade na faixa de cerca de 0,1% a cerca de 75% em peso do fluido de tratamento. Em realizações específicas, poderão estar presentes um ou mais sais em uma quantidade na faixa de cerca de 0,1% a cerca de 10% em peso do fluido de tratamento. O tipo e a quantidade de sais adequados para uma aplicação específica da invenção atual poderão depender de vários fatores, tais como o tipo de tensoativo presente no fluido de tratamento, a composição do fluido de tratamento, a temperatura do fluido de tratamento, e semelhantes. Uma pessoa com conhecimento normal, com o benefício desta apresentação, reconhecerá quando deve incluir um sal em uma aplicação específica da invenção atual, assim como o tipo e a quantidade apropriados do sal a ser incluído.Petition 870180020691, of 03/14/2018, p. 27/34 / 19 5-hydroxy-2-naphthoic acid, 7-hydroxy-2-naphthoic acid, 1,3-dihydroxy-2-naphthoic acid, 3,4-dichlorobenzoate, trimethylammonium hydrochloride and tetramethylammonium chloride. Examples of suitable inorganic salts include the water-soluble potassium, sodium and ammonium salts (such as potassium chloride and ammonium chloride), and the calcium chloride, calcium bromide, magnesium chloride, and halide salts zinc. Examples of viscoelastic surfactant fluids that are composed of salts suitable for use in the current invention are described in US patent application number 10 / 800,478, the relevant presentation of which is incorporated herein by reference. Any combination of the salts listed above can also be included in the treatment fluids of the current invention. Where included, one or more salts may be present in an amount ranging from about 0.1% to about 75% by weight of the treatment fluid. In specific embodiments, one or more salts may be present in an amount ranging from about 0.1% to about 10% by weight of the treatment fluid. The type and amount of salts suitable for a specific application of the current invention may depend on several factors, such as the type of surfactant present in the treatment fluid, the composition of the treatment fluid, the temperature of the treatment fluid, and the like. A person with normal knowledge, with the benefit of this presentation, will recognize when to include a salt in a specific application of the current invention, as well as the appropriate type and amount of salt to be included.
[00027] Os fluidos de tratamento da invenção atual poderão também incluir um ou mais aditivos bem conhecidos, tais como estabilizantes de gel, aditivos de controle de perda de fluido, particulados, ácidos, inibidores de corrosão, catalisadores, estabilizantes de argila, biocidas, redutores de atrito, tensoativos adicionais, solubilizantes, agente de ajuste de pH, agentes de formação de pontes, dispersantes, floculantes, espumantes, gases, eliminadores de espuma, removedores de H2S, removedores de CO2,[00027] Treatment fluids of the current invention may also include one or more well-known additives, such as gel stabilizers, fluid loss control additives, particulates, acids, corrosion inhibitors, catalysts, clay stabilizers, biocides, friction reducers, additional surfactants, solubilizers, pH adjusting agents, bridging agents, dispersants, flocculants, foaming agents, gases, foam eliminators, H2S removers, CO2 removers,
Petição 870180020691, de 14/03/2018, pág. 28/34 / 19 removedores de oxigênio, inibidores de incrustação, lubrificantes, espessantes, agentes de peso, e semelhantes. Aqueles com conhecimento normal na técnica, com o benefício desta apresentação, serão capazes de determinar o tipo e a quantidade apropriados de tais aditivos para uma aplicação específica. Por exemplo, em algumas realizações, poderá ser desejável espumar-se o fluido de tratamento da invenção atual utilizando um gás, como ar, nitrogênio, ou dióxido de carbono.Petition 870180020691, of 03/14/2018, p. 28/34 / 19 oxygen removers, scale inhibitors, lubricants, thickeners, weight agents, and the like. Those of ordinary skill in the art, with the benefit of this presentation, will be able to determine the appropriate type and amount of such additives for a specific application. For example, in some embodiments, it may be desirable to foam the treatment fluid of the current invention using a gas, such as air, nitrogen, or carbon dioxide.
[00028] Geralmente, os fluidos de tratamento da invenção atual poderão ter qualquer pH que não afete adversamente a formação subterrânea na qual o fluido deve ser introduzido e/ou os vários componentes do fluido. Por exemplo, em realizações específicas, os fluidos de tratamento da invenção atual poderão ter um pH acima de cerca de 3. Os fluidos de tratamento da invenção atual poderão ter uma faixa de densidades, dependendo, inter alia, da composição do fluido e se o fluido deve ou não ser espumado. Por exemplo, em realizações específicas, os fluidos de tratamento poderão ter uma densidade abaixo de cerca de 10 libras/galão (0,12 kg/l).[00028] Generally, the treatment fluids of the current invention may have any pH that does not adversely affect the underground formation into which the fluid must be introduced and / or the various components of the fluid. For example, in specific embodiments, the treatment fluids of the current invention may have a pH above about 3. The treatment fluids of the current invention may have a range of densities, depending, inter alia, on the composition of the fluid and whether the fluid must be foamed or not. For example, in specific embodiments, treatment fluids may have a density below about 10 pounds / gallon (0.12 kg / l).
[00029] Em algumas realizações, os métodos da invenção atual são compostos do fornecimento de um fluido de tratamento constituído de um fluido veículo e pelo menos um componente escolhido do grupo consistindo de um agente quelante e um agente de controle de incrustação, e introduzindo o fluido de tratamento em uma formação subterrânea. Em realizações específicas, os fluidos de tratamento são também compostos pelo menos de um componente escolhido do grupo consistindo de um álcool, um glicol, um modificador de pH, um hidrocarboneto, um solvente recíproco, um oxidante, um redutor, uma enzima, um metal de transição, uma combinação dos mesmos, e um derivado dos mesmos; e pelo menos um componente escolhido do grupo consistindo de um não-emulsificante, um desemulsificante, uma combinação dos mesmos, e um derivado dos mesmos. Em realizações específicas da invenção atual, os fluidos de tratamento poderão ser utilizados[00029] In some embodiments, the methods of the current invention are comprised of providing a treatment fluid consisting of a carrier fluid and at least one component chosen from the group consisting of a chelating agent and a scale control agent, and introducing the treatment fluid in an underground formation. In specific embodiments, the treatment fluids are also composed of at least one component chosen from the group consisting of an alcohol, a glycol, a pH modifier, a hydrocarbon, a reciprocal solvent, an oxidizer, a reducer, an enzyme, a metal transition, a combination thereof, and a derivative thereof; and at least one component chosen from the group consisting of a non-emulsifier, a demulsifier, a combination thereof, and a derivative thereof. In specific embodiments of the current invention, treatment fluids may be used
Petição 870180020691, de 14/03/2018, pág. 29/34 / 19 para o reparo de uma formação subterrânea que foi tratada previamente com um fluido de tensoativo viscoelástico, como um fluido de fratura, um fluido de recheio de cascalho, um fluido de fraturamento e compactação, um fluido de acidulação, uma pílula de perda de fluido, ou um fluido de término de trabalho. Em tais realizações, os fluidos de tratamento da invenção atual poderão auxiliar a reparar os danos do gel de tensoativo e deixados atrás do fluido de tensoativo viscoelástico.Petition 870180020691, of 03/14/2018, p. 29/34 / 19 for the repair of an underground formation that was previously treated with a viscoelastic surfactant fluid, such as a fracture fluid, a gravel filling fluid, a fracturing and compaction fluid, an acidulation fluid, a pill loss of fluid, or a terminating fluid. In such embodiments, the treatment fluids of the current invention will be able to help repair the damage of the surfactant gel and left behind the viscoelastic surfactant fluid.
[00030] Em outras realizações, os fluidos de tratamento da invenção atual poderão ser utilizados para evitar ou reduzir a ocorrência de danos pelo gel de tensoativo. Em tais realizações, os fluidos de tratamento poderão ser utilizados como fluidos de reforço (por exemplo, fluidos que não são compostos de um reticulador nem um estruturante) ou fluidos tampão (por exemplo, um fluido reticulado que não é composto de nenhum estruturante) antes da colocação de um recheio estruturante ou de um recheio de cascalho. Os fluidos de tratamento da invenção atual poderão também ser utilizados na acidulação, acidulação da matriz, acidulação da fratura, fratura hidráulica, recheio de cascalho, e tratamentos de fraturamento e compactação, assim como em pílulas de perda de fluido e fluidos de término de trabalho. Em outras realizações, os fluidos de tratamento da invenção atual poderão ser utilizados para a colocação de um recheio estruturante ou um recheio de cascalho. Em tais realizações, o tratamento tipicamente é também composto de um tensoativo viscoelástico. A inclusão do agente quelante ou do agente de controle de incrustação, poderá auxiliar a evitar ou reduzir a quantidade de danos do gel de tensoativo causados pelo tensoativo viscoelástico. Em realizações específicas, os fluidos de tratamento da invenção atual poderão ser introduzidos em uma formação subterrânea como um fluido de tratamento espumado, não espumado, ou baseado em emulsão.[00030] In other embodiments, the treatment fluids of the current invention may be used to prevent or reduce the occurrence of damage by the surfactant gel. In such embodiments, the treatment fluids may be used as reinforcement fluids (for example, fluids that are not composed of a crosslinker or a structurant) or buffer fluids (for example, a cross-linked fluid that is not composed of any structurants) before placing a structural filling or a gravel filling. The treatment fluids of the current invention can also be used in acidulation, matrix acidulation, fracture acidulation, hydraulic fracture, gravel filling, and fracturing and compaction treatments, as well as in fluid loss pills and work termination fluids . In other embodiments, the treatment fluids of the current invention can be used for placing a structuring filling or a gravel filling. In such embodiments, the treatment is typically also composed of a viscoelastic surfactant. The inclusion of the chelating agent or the fouling control agent, may help to prevent or reduce the amount of damage to the surfactant gel caused by the viscoelastic surfactant. In specific embodiments, the treatment fluids of the current invention may be introduced into an underground formation as a foamed, non-foamed, or emulsion-based treatment fluid.
[00031] Para facilitar um melhor entendimento da invenção atual, são apresentados os exemplos seguintes de certos aspectos de algumas[00031] To facilitate a better understanding of the current invention, the following examples of certain aspects of some
Petição 870180020691, de 14/03/2018, pág. 30/34 / 19 realizações. De forma alguma os exemplos seguintes devem ser lidos para limitarem, ou definirem, o escopo integral da invenção.Petition 870180020691, of 03/14/2018, p. 30/34 / 19 achievements. In no case should the following examples be read to limit, or define, the full scope of the invention.
EXEMPLO [00032] Foram preparados 2 fluidos de tratamento, cada um deles sendo composto de 50 gal./Mgal de uma solução com aproximadamente 30% de oleamidopropilbetaína, 5 gal./Mgal de uma solução com aproximadamente 75% de ácido oleico, e aproximadamente 15 gal./Mgal de uma solução com aproximadamente 25% de NaOH tendo um pH de cerca de 11,5 a cerca deEXAMPLE [00032] 2 treatment fluids were prepared, each consisting of 50 gal./Mgal of a solution with approximately 30% oleamidopropyl betaine, 5 gal./Mgal of a solution with approximately 75% oleic acid, and approximately 15 gal./Mgal of a solution with approximately 25% NaOH having a pH of about 11.5 to about
12,5 em aproximadamente 7% de KCl. Foram adicionadas a uma das amostras aproximadamente 0,5 g/200 ml (aproximadamente 21 libras / Mgal) de EDTA. A recuperação de permeabilidade das duas amostras foi então testada em arenito Berea em uma temperatura de 150 ° F (65 ° C) e uma vazão de 2 ml/min. Os resultados destes testes são mostrados nas figuras 1 e12.5 in approximately 7% KCl. Approximately 0.5 g / 200 ml (approximately 21 pounds / Mgal) of EDTA was added to one of the samples. The permeability recovery of the two samples was then tested on Berea sandstone at a temperature of 150 ° F (65 ° C) and a flow rate of 2 ml / min. The results of these tests are shown in figures 1 and
2.2.
[00033] A figura 1 ilustra a recuperação de permeabilidade da amostra sem o EDTA. Com um comprimento do núcleo de 4,464 cm e um diâmetro do núcleo de 2,528 cm, a amostra sem o EDTA apresentou uma recuperação de aproximadamente 26%.[00033] Figure 1 illustrates the recovery of sample permeability without EDTA. With a core length of 4.464 cm and a core diameter of 2.528 cm, the sample without EDTA showed a recovery of approximately 26%.
[00034] A figura 2 ilustra a recuperação de permeabilidade da amostra contendo o EDTA. Com um comprimento do núcleo de 4,202 cm e um diâmetro do núcleo de 2,518 cm, a amostra com EDTA apresentou uma recuperação de aproximadamente 91%.[00034] Figure 2 illustrates the recovery of permeability of the sample containing EDTA. With a core length of 4.202 cm and a core diameter of 2.518 cm, the sample with EDTA showed a recovery of approximately 91%.
[00035] Assim sendo, a invenção atual é bem adaptada para a obtenção das finalidades e vantagens mencionadas, assim como aquelas que são inerentes à mesma. As realizações específicas apresentadas acima são somente ilustrativas, porque a invenção atual poderá ser modificada e praticada de formas diferentes, mas equivalentes, que são aparentes para aqueles versados na técnica tendo o benefício dos ensinamentos aqui. Além disso, não se pretende limitar os detalhes de construção ou desenho[00035] Therefore, the current invention is well adapted to obtain the mentioned purposes and advantages, as well as those that are inherent to it. The specific achievements presented above are only illustrative, because the current invention can be modified and practiced in different, but equivalent, ways that are apparent to those skilled in the art having the benefit of the teachings here. Furthermore, it is not intended to limit the details of construction or design
Petição 870180020691, de 14/03/2018, pág. 31/34 / 19 apresentados aqui, a não ser que seja conforme descrito nas reivindicações abaixo. Fica, portanto, evidente que as realizações específicas e ilustrativas apresentadas acima poderão ser alteradas ou modificadas, e todas essas variações são consideradas como fazendo parte do escopo e do espírito da invenção atual. Principalmente, cada faixa de valores (da forma, de cerca de a a cerca de b, ou, de forma equivalente, de aproximadamente a a b, ou, de forma equivalente de aproximadamente a-b) apresentados aqui devem ser entendidos como se referindo ao conjunto potencial (o conjunto de todos os sub-conjuntos) da faixa respectiva de valores, e apresentadas todas as faixas cobertas dentro da faixa mais ampla de valores. Os termos das reivindicações têm também o seu significado amplo, normal, a não ser que seja explicitamente e claramente definido de outra forma pelo solicitante de patente.Petition 870180020691, of 03/14/2018, p. 31/34 / 19 presented here, unless as described in the claims below. It is, therefore, evident that the specific and illustrative achievements presented above may be altered or modified, and all these variations are considered to be part of the scope and spirit of the current invention. Mainly, each range of values (of the form, from about aa to b, or, in an equivalent way, from approximately a to b, or, in an equivalent way from approximately ab) presented here must be understood as referring to the potential set (the set of all sub-sets) of the respective range of values, and all covered ranges within the broadest range of values are displayed. The terms of the claims also have their broad, normal meaning, unless it is explicitly and clearly defined otherwise by the patent applicant.
Petição 870180020691, de 14/03/2018, pág. 32/34Petition 870180020691, of 03/14/2018, p. 32/34
Claims (2)
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