BRPI0807517A2 - Fluido de deslocamento e disjuntor e método de uso - Google Patents

Description

FLUIDO RUPTOR E DE DESLOCAMENTO E MÉTODO DE USO

REFERÊNCIA AOS PEDIDOS RELACIONADOS

Este pedido, conforme a 35 U.S.C. § 119 (e) reivindica prioridade ao Pedido Provisório N0 de Série 60/890.586, depositado em 19 de fevereiro de 2007 e desse modo é incorporado como referência em sua totalidade.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO

Durante a perfuração de um furo de poço, vários fluidos tipicamente são usados no poço para uma variedade 10 de funções. Os fluidos podem ser circulados através de um tubo de perfuração e de uma broca de perfuração no furo de poço e, então, podem fluir subseqüentemente para cima através de um furo de poço até a superfície. Durante esta circulação, o fluido de perfuração pode atuar para remoção 15 de cortes de perfuração do fundo do furo até a superfície, para colocação em suspensão dos cortes e atribuição de peso ao material, quando uma circulação for interrompida, para controle de pressões de subsuperfície, para manutenção da integridade do furo de poço, até a seção de poço ser

2 0 revestida e cimentada, para isolamento dos fluidos da

formação subterrânea pela provisão de uma pressão hidrostática suficiente para se evitar o ingresso de fluidos de formação no furo de poço, para resfriamento e lubrificação da coluna de perfuração e da broca, e/ou para maximização da taxa de penetração.

Na maioria dos procedimentos de perfuração subterrâneos, o fluido de perfuração assume a forma de uma "lama", isto é, um líquido tendo sólidos em suspensão ali. Os sólidos funcionam para se imprimirem as propriedades

3 0 desejadas ao fluido de perfuração, tal como para se aumentar o peso específico do mesmo, de modo que a se prover uma pressão hidrostática adequada ao fundo do poço. A lama de perfuração pode ser uma lama à base de água ou uma lama à base de óleo. Alguém de conhecimento na técnica 5 deve apreciar que uma lama à base de óleo tipicamente é à base de uma combinação de óleo e de água na forma de uma emulsão invertida (água em óleo).

As lamas de perfuração ainda podem incluir polímeros, biopolímeros, argilas e colóides orgânicos para a obtenção de propriedades viscosas e de filtração requeridas. Minerais pesados tais como barita, óxidos de manganês, hematita, óxidos de ferro, carbonato de cálcio, podem ser adicionados para se aumentar o peso específico. Os sólidos a partir da formação são incorporados na lama e freqüentemente se tornam dispersos na lama como uma conseqüência da perfuração. Ainda, as lamas de perfuração podem conter um ou mais aditivos poliméricos naturais e/ou sintéticos, incluindo aditivos poliméricos os quais afetam as propriedades reológicas (por exemplo, viscosidade plástica, valor de limite de escoamento, resistência de gel) da lama de perfuração, e redutores poliméricos e floculantes.

Os aditivos poliméricos incluídos no fluido de perfuração podem atuar como agentes de controle de perda de 25 fluido. Os agentes de controle de perda de fluido, tais como amido, gomas xantana, polímeros sintéticos e similares, são projetados para impedirem a perda de fluido para a formação subterrânea circundante pela redução da permeabilidade de tortas de filtro formadas na superfície 3 0 rochosa recém exposta. Além disso, aditivos poliméricos podem ser empregados para se imprimir uma capacidade suficiente de carreamento e tixotropia à lama, para se permitir que a lama transporte os cortes para cima até a superfície e para impedir que os cortes se depositem fora da lama, quando a circulação for interrompida.

Muitos fluidos de perfuração podem ser projetados para formarem uma torta de filtro de permeabilidade baixa fina, para selagem de formações subterrâneas permeáveis penetradas pela broca de perfuração. A torta de filtro é 10 essencial para se impedir ou reduzir a perda de fluidos na formação subterrânea e o influxo de fluidos presentes na formação subterrânea. Mediante a conclusão da perfuração, a torta de filtro pode estabilizar o furo de poço, durante operações de completações subseqüentes, tal como a 15 colocação de um enchimento com cascalho no furo de poço. As tortas de filtro freqüentemente compreendem partículas de formação de ponte, cortes criados pelo processo de perfuração, aditivos poliméricos e precipitados. Um aspecto de um fluido de perfuração é reter estas partículas sólidas

2 0 e semi-sólidas como uma suspensão estável, livre de uma deposição significativa ao longo da escala de tempo de operações de perfuração.

A seleção do tipo de fluido de perfuração a ser usado em uma aplicação de perfuração envolve um equilíbrio 25 cuidadoso de características boas e ruins dos fluidos de perfuração na aplicação em particular e do tipo de poço a ser perfurado. Os benefícios primários de seleção de um fluido de perfuração à base de óleo, também conhecido como lama à base de óleo, incluem: estabilidade de furo 30 superior, especialmente em formações de folhelho, formação de uma torta de filtro relativamente mais fita do que a torta de filtro obtida com uma lama à base de água, lubrificação excelente da coluna de perfuração e ferramentas de poço abaixo, e penetração de leitos de sal 5 sem desabamento ou alargamento do furo, bem como outros benefícios que devem ser conhecidos por alguém de conhecimento na técnica.

Uma propriedade especialmente benéfica de lamas à base de óleo é sua excelente qualidade de lubrificação. Estas propriedades de lubrificação permitem a perfuração de poços tendo um desvio significativo da vertical, como é típico de operações de perfuração em alto-mar ou águas profundas, ou quando um poço horizontal é desejado. Nesses poços altamente desviados, torque e arrasto na coluna de perfuração são um problema significativo, porque o tubo de perfuração fica contra o lado baixo do furo. Freqüentemente, o torque que deve ser aplicado à coluna de perfuração é alto, quando lamas à base de água são usadas. Em contraste, as lamas à base de óleo provêem uma torta de filtro escorregadia que ajuda a reduzir o torque no tubo de perfuração e, assim, o uso de uma lama à base de óleo pode ser justificado.

Apesar dos muitos benefícios do uso de lamas à base de óleo, elas têm desvantagens. Em geral, o uso de fluidos 25 de perfuração à base de óleo e lamas tem custos iniciais operacionais altos. Estes custos podem ser significativos, dependendo do diâmetro e da profundidade do furo a ser perfurado. Contudo, os custos altos freqüentemente podem ser justificados, se o fluido de perfuração à base de óleo 3 0 impedir o desmoronamento ou um alargamento de furo que podem aumentar grandemente o tempo e os custos de perfuração.

0 descarte de cortes de perfuração revestidos com óleo é uma outra preocupação primária, especialmente para 5 operações de perfuração em alto-mar ou águas profundas. Nestes últimos casos, os cortes devem ser lavados limpos de óleo com uma solução detergente, que também deve ser descartada, ou os cortes devem ser remetidos de volta para a costa para descarte de uma maneira ambientalmente segura. 10 Outra consideração que deve ser levada em conta é quanto a regulamentos governamentais locais que podem restringir o uso de fluidos de perfuração à base de óleo e lamas, por razões ambientais.

As lamas à base de óleo tipicamente contêm alguma água, a partir da formulação do fluido de perfuração em si, ou a água pode ser adicionada intencionalmente para se afetarem as propriedades do fluido de perfuração ou da lama. Nessas emulsões do tipo de água em óleo, também conhecidas como emulsões invertidas, um emulsificante é usado para a estabilização da emulsão. Em geral, a emulsão invertida pode conter agentes de emulsificação solúveis em água e solúveis em óleo. Os exemplos típicos desses emulsificantes incluem sabões de metal polivalente, ácidos graxos e sabões de ácido graxo, e outros compostos adequados similares, que devem ser conhecidos por alguém de conhecimento comum na técnica.

Após quaisquer operações de completação terem sido realizadas, uma remoção de torta de filtro (seja à base de água ou à base de óleo) remanescente nas paredes laterais 3 0 do furo de poço pode ser necessária. Embora uma formação de torta de filtro seja essencial para as operações de perfuração, a torta de filtro pode ser ura impedimento significativo para a produção de hidrocarboneto ou outros fluidos a partir do poço, se, por exemplo, a formação de 5 rocha for tamponada pela torta de filtro. A torta de filtro também pode ser um impedimento significativo ao uso do poço como um poço de injeção através do qual um gás (nitrogênio, dióxido de carbono, gás natural e similares) ou fluidos aquosos podem ser injetados na formação em um processo de 10 recuperação secundário ou terciário. Devido ao fato de a torta de filtro ser compacta, freqüentemente ela adere fortemente à formação e pode não ser lavada pronta ou completamente da face da formação pela ação do fluido sozinho.

A remoção de uma torta de filtro à base de água foi

convencionalmente obtida com tratamentos à base de água que incluem: uma solução aquosa com um oxidante (tal como persulfato), uma solução de ácido clorídrico, ura ácido orgânico (acético, fórmico), combinações de ácidos e de oxidantes, e soluções aquosas contendo enzimas. Por exemplo, o uso de enzimas para remoção de uma torta de filtro é mostrado na Patente U.S. N0 4.169.818. Agentes de quelação (por exemplo, EDTA) também têm sido usados para a promoção da dissolução de carbonato de cálcio. De acordo com os ensinamentos tradicionais, o oxidante e a enzima atacam a fração de polímero da torta de filtro e os ácidos tipicamente atacam a fração de carbonato (e outros minerais) . Geralmente, os oxidantes e as enzimas não são efetivos para a ruptura da porção de carbonato, e ácidos 3 0 não são efetivos nas porções de polímero. Uma das questões mais problemáticas enfrentada pela remoção de torta de filtro envolve a formulação de soluções de limpeza. Por exemplo, um dos componentes mais comuns na torta de filtro é o carbonato de cálcio, uma solução de 5 limpeza de modo ideal incluiria ácido clorídrico, o qual reage fortemente com carbonato de cálcio. Contudo, embora efetivo almejando o carbonato de cálcio, esse ácido forte também é reativo com qualquer carbonato de cálcio na formação (por exemplo, calcário), e pode ser reativo ou 10 quimicamente incompatível com outros componentes desejáveis da solução de limpeza. Ainda, a solução de limpeza pode permear na formação, resultando em perdas não previstas, danos à formação que subseqüentemente resultam em uma limpeza apenas parcial ou uma perda de controle do poço.

0 uso de emulsificantes tradicionais e de tensoativos

nos sistemas de fluido de perfuração de inversão que formaram a torta de filtro ainda pode complicar o processo de limpeza em operações de completação de furo aberto. Especificamente, os fluidos usando materiais tensoativos e emulsificantes tradicionais podem requerer o uso de solventes e de outras lavagens com tensoativo para penetração na torta de filtro à base de óleo e reversão da capacidade de umedecimento das partículas residuais. Os fluidos de perfuração de emulsão invertida que exibem uma reação de mudança de fase induzida por ácido foram descritos nas Patentes U.S. N0 6.218.342, 6.790.811 e 6.806.233 e na Publicação de Patente U.S. N0 2004/0147404, cujos conteúdos são incorporados como referência em sua totalidade. Todos os fluidos mostrados nestas referências 3 0 contêm uma forma ou outra de um composto de amina terciária etoxilatado que estabiliza a emulsão invertida quando ela não for protonada. Mediante uma protonação do composto de amina, a emulsão invertida reverte e se torna uma emulsão regular. Na maioria dos casos, uma desprotonação do 5 composto de amina permite a reformação de uma emulsão invertida. A limpeza de poços perfurados com este fluido de perfuração de emulsão invertida pode ser simplificada pelo uso de um fluido de lavagem que contém um ácido em uma concentração suficiente para protonar o tensoativo de amina 10 no fluido de perfuração (e, daí, a torta de filtro).

Os problemas com uma limpeza eficiente de poço, uma estimulação e uma completação são questões significativas em poços subterrâneos e, especialmente, em completações de poço horizontal de furo aberto. A produtividade de um poço 15 é um pouco dependente de se remover efetiva e eficientemente a torta de filtro, enquanto se minimiza o potencial de bloqueio de água, tamponamento ou danos de outra forma aos canais de fluxo naturais da formação, bem como aqueles do conjunto de completação. Assim, existe uma 20 necessidade continuada de fluidos de completação e de deslocamento que efetivamente removam a torta de filtro residual, limpem o furo de poço e não inibiam a estabilidade da formação para a produção de óleo ou gás, uma vez que o poço seja colocado em produção.

Assim sendo, existe uma necessidade de uma solução de

deslocamento e de limpeza que remova a torta de filtro à base de água e a torta de filtro à base de emulsão sem danificar a formação, enquanto se permite um deslocamento fácil da solução no furo de poço e se provê um controle 3 0 hidrostático suficiente por um período de tempo, quando dispositivos mecânicos forem colocados no furo de poço ou ativados remotamente.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

Em um aspecto, a presente invenção é um método de 5 limpeza de um furo de poço, onde o furo de poço foi perfurado com uma lama de perfuração de emulsão invertida que forma uma torta de filtro de emulsão invertida. 0 método ilustrativo envolve a circulação de um fluido ruptor no furo de poço e a espera por um período de tempo 10 predeterminado, de modo que a emulsão invertida da torta de filtro substancialmente se degrade.

Um fluido ruptor ilustrativo pode ser formulado para incluir um fluido aquoso; e pelo menos um ácido iminodiacético ou um sal do mesmo representado pela fórmula:

.CH2COOM

w—Y-N

\

CH2COOM (])

onde cada um dos grupos M independentemente

2 0 representa um átomo de hidrogênio, um átomo de metal

alcalino, um grupo amônio ou um grupo amônio substituído; Y representa um grupo alquila divalente que tem de 1 a 7 átomos de carbono e o grupo alquila divalente pode ser substituído por um grupo hidroxila ou um grupo COOM, onde M 25 representa um átomo de hidrogênio, um átomo de metal alcalino, um grupo amônio ou um grupo amônio substituído; e W representa um átomo de hidrogênio, um grupo hidroxila ou um grupo C00M, onde M representa um átomo de hidrogênio, um átomo de metal alcalino, um grupo amônio ou um grupo amônio

3 0 substituído. Alternativamente, o fluido ruptor também pode conter um agente tampão ácido, de modo a se manter o pH abaixo de um valor predeterminado, preferencialmente um valor em torno de 3.

O agente tampão ácido pode ser selecionado a partir do grupo que consiste em ácidos minerais incluindo ácido clorídrico, ácido bromídrico, ácido nítrico, ácido sulfúrico, ácido fosfóriço e misturas destes, ácidos orgânicos incluindo ácidos carboxílicos, tais como ácidos fórmico, acético, propiônico, butírico, ácidos graxos na faixa de C5 a C30, ácidos haloacéticos, ácidos alquilfosfônicos, ácidos alquilsulfônicos; compostos que se hidrolisem para a formação de ácidos in situ, incluindo anidridos hidrolisáveis de ácidos carboxílicos, ésteres hidrolisáveis de ácidos carboxílicos; ésteres hidrolisáveis de ácido fosfônico, ésteres hidrolisáveis de ácido sulfônico, ésteres hidrolisáveis de ácido sulfônico e combinações dos mesmos e misturas destes e desses compostos similares, conforme será conhecido por alguém versado na técnica. O fluido ruptor pode incluir, ainda, um agente de aumento de peso tal como uma salmoura de alta densidade contendo sais solúveis em água de metais alcalinos e alcalinos terrosos.

Outros aspectos e vantagens da invenção serão evidentes a partir da descrição a seguir e das reivindicações em apenso.

DESCRIÇÃO DETALHADA

Em um aspecto, as modalidades mostradas aqui geralmente são dirigidas a fluidos ruptores e de deslocamento de produto químico que são úteis na

3 0 perfuração, na completação e na intervenção de poços subterrâneos, preferencialmente poços de óleo e de gás. Os fluidos de deslocamento e de completação podem ser formulados de modo que eles formem um fluido à base de água ou um fluido à base de emulsão invertida. A utilidade dos 5 fluidos mostrados aqui não é dependente do uso de aminas terciárias etoxilatadas nos fluidos usados para a perfuração do poço, embora a inclusão desses compostos como um componente de um fluido de perfuração melhore a atividade dos fluidos presentes. Independentemente disso, a 10 aplicabilidade ampla e a utilidade dos fluidos mostrados aqui são grandemente melhoradas.

Conforme citado acima, em uma modalidade, o fluido ruptor pode ser um fluido à base de água que pode incluir um fluido aquoso e pelo menos um ácido iminodiacético ou um 15 sal do mesmo. Adicionalmente, o fluido à base de água opcionalmente pode incluir um solvente orgânico polar solúvel em água, um agente tampão ácido, tais como ácidos minerais, ácidos orgânicos, e compostos que hidrolisam para a formação de ácidos in si tu, tais como anidridos ou

2 0 ésteres hidrolisáveis de um ácido carboxíIico; um agente de

viscosificação, um agente de aumento de peso, tal como uma solução de salmoura de alto peso específico, inibidores de incrustação, inibidores de corrosão, solventes mútuos e combinações destes e de outros agentes comumente 25 conhecidos, conforme mostrado abaixo. 0 fluido aquoso usado nos fluidos à base de água pode ser selecionado a partir do grupo que inclui água do mar, uma salmoura contendo sais dissolvidos orgânicos e/ou inorgânicos, líquidos contendo compostos orgânicos miscíveis com água e combinações dos

3 0 mesmos e compostos similares que devem ser conhecidos por aqueles de conhecimento na técnica.

Em uma modalidade alternativa, o fluido ruptor pode ser um fluido à base de emulsão invertida que pode incluir uma fase interna não oleaginosa e uma fase externa 5 oleaginosa. A fase interna não oleaginosa inclui pelo menos um ácido iminodiacético (ou um sal do mesmo) e ainda pode incluir um solvente orgânico polar solúvel em água, um agente tampão ácido, tais como ácidos minerais, ácidos orgânicos e compostos que se hidrolisem para a formação de 10 ácidos in situ, tal como um anidrido ou éster hidrolisável de ácido carboxíIico, um agente de aumento de peso, tal como uma solução de salmoura de alto peso específico, um agente de viscosificação e combinações destes e de outros agentes comumente conhecidos, conforme descrito abaixo. A 15 fase externa oleaginosa pode incluir um fluido oleaginoso, tal como diesel ou outro hidrocarboneto adequado ou óleo sintético e um emulsificante. Opcionalmente, outros componentes podem incluir um agente viscosificante, um agente de umedecimento, inibidores de corrosão, inibidores

2 0 de incrustação, solventes de limpeza e outros desses compostos, conforme descrito abaixo e os quais devem ser conhecidos por alguém de conhecimento na técnica.

0 fluido oleaginoso usado para formulação dos fluidos de emulsão invertida usados na prática da presente invenção 25 são líquidos e, mais preferencialmente, são um óleo natural ou sintético e, mais preferencialmente, o fluido oleaginoso é selecionado a partir do grupo que incluí óleo diesel, óleo mineral, óleos sintéticos, tais como óleos sintéticos à base de éster, óleos sintéticos à base de poliolefina 30 (isto é, polialfa olefina saturada e insaturada, olefinas internas de cadeia longa saturadas e insaturadas), polidiorganossiloxanos, siloxanos ou organossiloxanos e misturas dos mesmos, e compostos similares que devem ser conhecidos por aqueles de conhecimento na técnica. A 5 concentração do fluido oleaginoso deve ser suficiente, de modo que uma emulsão invertida se forme e pode ser menor do que 99% em volume da emulsão invertida. Contudo, geralmente, a quantidade de fluido oleaginoso deve ser suficiente para a formação de uma emulsão estável, quando

utilizada como a fase contínua. Em várias modalidades, a quantidade de fluido oleaginoso é de pelo menos em torno de

3 0 por cento, preferencialmente de pelo menos em torno de

4 0 por cento e, mais preferencialmente, de pelo menos em torno de 50 por cento em volume do fluido total. Em uma

modalidade, a quantidade de fluido oleaginoso é de em torno de 3 0 a em torno de 95 por cento em volume e, mais preferencialmente, de em torno de 4 0 a em torno de 90 por cento em volume do fluido de emulsão invertida.

0 fluido não oleaginoso usado na formulação dos

2 0 fluidos à base de emulsão invertida é um líquido e,

preferencialmente, é um líquido aquoso. Mais preferencialmente, o fluido não oleaginoso pode ser selecionado a partir do grupo que inclui água do mar, uma salmoura contendo sais dissolvidos orgânicos e inorgânicos,

líquidos contendo compostos orgânicos miscíveis em água, compostos e combinações dos mesmos e compostos similares que devem ser conhecidos por alguém de conhecimento na técnica. A quantidade do fluido não oleaginoso tipicamente é menor do que o limite teórico necessário para a formação

3 0 de uma emulsão invertida. Em várias modalidades, a quantidade do fluido não oleaginoso é de pelo menos em torno de 1, preferencialmente de pelo menos em torno de 5 e, mais preferencialmente, maior do que em torno de 10 por cento em volume do fluido total. De forma correspondente, a 5 quantidade do fluido não oleaginoso não deve ser tão grande que não possa ser dispersa na fase oleaginosa. Assim, em uma modalidade, a quantidade do fluido não oleaginoso é menor do que em torno de 70% em volume e, preferencialmente, de em torno de 1% a em torno de 70% em 10 volume. Em outra modalidade, o fluido não oleaginoso preferencialmente é de em torno de 10% a em torno de 60% em volume do fluido de emulsão invertida.

Os ácidos iminodiacéticos (e sais dos mesmos) para uso na presente invenção são pelo menos um ou mais dos compostos representados pela fórmula (I) e são sintetizados como um aminoácido correspondente ou derivado de amino- álcool usando-se métodos conhecidos:

.CH2COOM

/

W-Y-N

2 0 CH2COOM (J)

onde cada um dos grupos M independentemente representa um átomo de hidrogênio, um átomo de metal alcalino, um grupo amônio ou um grupo amônio substituído; Y representa um grupo alquila divalente que tem de 1 a 7 25 átomos de carbono e o grupo alquila divalente pode ser substituído por um grupo hidroxila ou um grupo COOM, onde M representa um átomo de hidrogênio, um átomo de metal alcalino, um grupo amônio ou um grupo amônio substituído; e W representa um átomo de hidrogênio, um grupo hidroxila ou

3 0 um grupo COOM, onde M representa um átomo de hidrogênio, um átomo de metal alcalino, um grupo amônio ou um grupo amônio substituído. Nos ácidos iminodiacéticos (sais) representados pela fórmula I da presente invenção, o grupo -COOM é preferencialmente um grupo carboxila ou um sal de metal alcalino ou um sal de amônio do mesmo. 0 átomo de metal alcalino é sódio ou potássio e, preferencialmente, é sódio. Os exemplos de grupos representados por Y na fórmula

I são estabelecidos abaixo.

10

CH3

H2

•C—CH-

CH3

-CH-

CH2CH3

H2

-C-CH-

-CH2-

OH

I

-CH-

CH2OH -CH-—

COOM

-CH-·

CH2COOM

I

-CH-

15

CH3

I

-CH-

H2

-C-

CH2CH3

H2

-CH-C-

CH2CH2OH *CH-

CH2CHiCOOM -CH--

20

OH

H2

-C---CH-

CH2CH2OH -CH-

C00M

H2

-C-CH-

H2

-C-

CH2CH2COOM

I

CH-

H2

-C-

CH2OH

I

-CH-

OH

-CH-

H2

-C-

CH2COOM

H2

-C-CH-

COOM

-CH-

H2

-C-

25

CH2OH

-CH-

CH2CH2OH

I

-CH-

CH2COOM -CH-

H2

-C-

CH2CH2COOM

I H2

CH-C-

CH2CH2OH -CH-

-S2-

H2

-C-

OH

CH CH2OH

H2

C-

H2

-C-CH-

H2

-C-

CH2CH2COOM

H2 I -C-CH-

H2

-C-

COOM

H2 I -C-CH-

H2

-C-

CH2COOM

H2

-C-

-CH-

30 OH COOM -CH2CH2-CH- -CH2CH2-CH-

CH2OH CH2COOM

-CH2CH2-CH---CH2CH2-CH-

CH2CH2OH CH2CH2COOM -CH2CH2—CH---CH2CH2-CH-

5

COOM CH2COOM -CH2CH2CH2-CH- -CH2CH2CH2—CH-

CH2CH2COOM -CH2CH2CH2-CH-

10

Os exemplos de ácidos iminodiacéticos (sais) incluem alfa-alanina-N, N-ácido (sal) diacético, ácido aspártico-N, N-ácido diacético (sal), ácido glutâmico-N, N-ácido diacético (sal), serina-N, N-ácido diacético (sal),

etanolamina-N, N-ácido diacético (sal), ácido

iminodiacético (sal) e ácido nitrilotriacético (sal), dentre os quais o ácido glutâmico-N, N-ácido diacético (sal) preferencialmente é usado nesta invenção. Estes ácidos iminodiacéticos (sais) são compostos que têm uma

2 0 capacidade de quelação e são considerados como melhorando a

degradação, a dispersão, a dissolução ou a limpeza da torta de filtro, como resultado da complexação com qualquer íon de cálcio livre devido a uma ação de quelação. Os fluidos de furo de poço da presente invenção contêm um ou mais

destes ácidos iminodiacéticos (sais). Em uma modalidade, os ácidos iminodiacéticos (sais) compreendem de em torno de 1 a 99 por cento em peso de um fluido ruptor à base de água, e, preferencialmente, de em torno de 10 a em torno de 10 por cento em peso e, mais preferencialmente, menos de 3 0

3 0 por cento em peso. Em outra modalidade, os ácidos iminodiacéticos (sais) compreendem de em torno de 1 a 50 por cento em peso de um fluido ruptor à base de emulsão invertida e, preferencialmente, em torno de 5 a em torno de por cento em peso e, mais preferencialmente, menos de 15 por cento em peso.

Conforme citado acima, vários outros componentes podem ser incluídos na formulação dos fluidos mostrados aqui. Na seleção destes outros componentes, deve-se levar em consideração o tipo de fluido sendo criados (isto é, à 10 base de água versus à base de emulsão invertida) , os componentes da torta de filtro que é para serem removidas, as condições poço abaixo, etc... Um ensaio de laboratório de rotina proverá recomendações quanto a que componentes, são úteis ou prejudiciais para a obtenção dos resultados; 15 desejados.

Em modalidades em que um solvente orgânico polar solúvel em água é utilizado, o solvente orgânico polar solúvel em água deve ser pelo menos parcialmente solúvel em um fluido oleaginoso, mas também deve ter uma solubilidade

2 0 parcial em um fluido aquoso. 0 componente de solvente orgânico polar da presente invenção pode ser um álcool mono-hídrico, di-hídrico ou poli-hídrico ou um álcool mono- hídrico, di-hídrico ou poli-hídrico tendo grupos polifuncionais. Os exemplos desses compostos incluem dióis 25 alifáticos (isto é, glicóis, 1,3-dióis, 1,4-dióis, etc.), polióis alifáticos (isto é, trióis, tetraóis, etc.), poliglicóis (isto é, polietilenopropileno glicóis, polipropileno glicol, polietileno glicol, etc.), éteres glicólicos (isto é, dietileno glicol éter, trietileno 30 glicol éter, polietileno glicol éter, etc.) e outros desses compostos similares que podem se mostrar úteis na prática da presente invenção. Em uma modalidade preferida, o solvente orgânico solúvel em água é um glicol ou um éter glicólico, tal como etileno glicol mono-butil éter (EGMBE).

Outros glicóis ou éteres glicólicos podem ser usados na presente invenção, desde que eles sejam facilmente miscíveis com água.

0 agente tampão ácido é utilizado em algumas modalidades para melhoria da solubilidade de sólidos de 10 torta de filtro e compostos quelados que podem se formar, quando se usarem os fluidos mostrados aqui. Os agentes tampões ácidos adequados são aqueles agentes que podem manter o pH da fase aquosa, de modo que a formação de precipitados, especialmente precitados dos ácidos 15 iminodiacéticos (sais) não ocorra. Por exemplo, quando ácido glutâmico-N, N-ácido diacético (sal) é utilizado, o pH da fase aquosa deve ser mantida abaixo de um nível de em torno de 3, de modo a se evitar a formação de um precipitado de ácido glutâmico-N, N-ácido diacético (sal) 20 de cálcio. Um ensaio de laboratório de rotina e observação juntamente com uma consulta da literatura conhecida, as propriedades dos ácidos iminodiacéticos (sais) levarão alguém de conhecimento na técnica a uma determinação deste nível de pH para cada um dos compostos de ácidos 25 iminodiacéticos (sais) mostrados. Por exemplo, o nível desejado de pH pode ser rotineiramente determinado no laboratório, antes do uso no campo, simplesmente pela titulação suficiente de ácido no fluido, de modo a se evitar uma formação de um precipitado. Uma ampla variedade

3 0 de materiais ácidos e de geração de ácido pode ser utilizada como os agentes tampões ácidos. Os exemplos ilustrativos desses agentes tampões ácidos incluem ácidos minerais, tais como ácido clorídrico, ácido bromídrico, ácido nítrico, ácido sulfúrico, ácido fosfórico e misturas 5 destes, ácidos orgânicos incluindo ácidos carboxílicos, tais como ácidos fórmico, acético, propiônico, butírico, ácidos graxos na faixa de C5 a C3 0, ácidos haloacéticos, ácidos alquilfosfônicos, ácidos alquilsulfônicos e similares. Em uma modalidade, uma mistura de ácidos 10 minerais e orgânicos é utilizada, preferencialmente de ácido clorídrico e ácido fórmico. Além disso, compostos que se hidrolisem para a formação de ácidos in situ podem ser usados como agentes tampões ácidos. Os exemplos ilustrativos desses compostos incluem anidridos 15 hidrolisáveis de ácidos carboxílicos, ésteres hidrolisáveis de ácidos carboxílicos, ésteres hidrolisáveis de ácido fosfônico, ésteres hidrolisáveis de ácido sulfônico, ésteres hidrolisáveis de ácido sulfônico e outros compostos hidrolisáveis similares que devem ser bem conhecidos por

2 0 aqueles versados na técnica.

Em uma modalidade, um éster hidrolisável é selecionado, de modo que o tempo para obtenção de hidrólise seja predeterminado nas condições de poço abaixo conhecidas, tal como a temperatura. É bem sabido na técnica 25 que a temperatura, bem como a presença de uma fonte de íon de hidróxido, tem um impacto substancial sobre a taxa de hidrólise de ésteres. Para um dado ácido, por exemplo, ácido fórmico, alguém de conhecimento na técnica pode conduzir estudos simples para a determinação do tempo para

3 0 hidrólise em uma dada temperatura. Também é bem conhecido que conforme o comprimento da porção de álcool do éster aumenta, a taxa de hidrólise diminui. Assim, pela variação sistemática do comprimento e pela ramificação da porção de álcool do éster, a taxa de liberação do ácido fórmico pode 5 ser controlada e, assim, a ruptura da emulsão de uma torta de filtro de emulsão invertida pode ser predeterminada. Em uma modalidade preferida, o éster hidrolisável de um ácido carboxílico é um éster de ácido fórmico de álcool C4 a C30. Em uma outra modalidade, o éster hidrolisável é Cl a C6 10 ácido carboxílico e um poli-álcool C2 a C30 incluindo ortoésteres de alquila, pode ser usado. Em uma modalidade, o éster hidrolisável do ácido carboxílico compreende de em torno de 1 a 30 por cento em volume de um fluido ruptor à base de água, e, preferencialmente, de em torno de 5 a 15 15 por cento em volume. Em outra modalidade, o éster hidrolisável do ácido carboxílico compreenderá de em torno de 0,5 a em torno de 15 por cento em volume de um fluido ruptor à base de emulsão invertida e, preferencialmente, de em torno de 1 a em torno de 10 por cento em volume.

2 0 Em uma modalidade ilustrativa, o agente de aumento de

peso é utilizado para se aumentar o peso específico de um fluido geral, de modo a combinar com aquele do fluido de perfuração e para se prover uma altura hidrostática suficiente, de modo que o poço possa permanecer sob 25 controle. Preferencialmente, uma salmoura de alto peso específico contendo sais de metais alcalinos e alcalinos terrosos são usados para o aumento do peso dos fluidos mostrados aqui. Por exemplo, as salmouras formuladas com altas concentrações de sais de sódio, potássio ou cálcio

3 0 dos haletos, formato, acetato, nitrato e similares; sais de césio, acetato, nitrato e similares, bem como outros compostos que devem ser bem conhecidos por alguém de conhecimento na técnica, podem ser usados como agentes de aumento de peso livres de sólidos. A seleção de um agente 5 de aumento de peso pode depender parcialmente do peso específico desejado do fluido ruptor, conforme conhecido por alguém de conhecimento comum na técnica.

0 emulsificante usado na formulação do fluido ruptor de emulsão invertida ilustrativo será selecionado de modo a formar uma emulsão invertida estável. A seleção do emulsificante pode ser tal que a emulsão invertida se rompa com o tempo e/ou mediante a aplicação de calor. Por exemplo, o emulsificante pode ser selecionado de modo que, quando o pH da fase não oleaginosa da emulsão invertida mudar, o valor de equilíbrio hidrofílico - lipofílico (HLB) do emulsificante seja suficientemente deslocado para desestabilizar a emulsão invertida. Alguém de conhecimento na técnica deve saber que o valor de HLB indica a polaridade das moléculas em uma faixa de 1 a 40, que aumenta com uma hidrofilicidade crescente do emulsificante. Dada a grande variedade de emulsificantes de emulsão invertida disponíveis, alguém de conhecimento comum na técnica precisa apenas fazer uma triagem rotineira de emulsificantes pela formação de uma emulsão invertida para a seleção de um emulsificante adequado para uso nos fluidos mostrados aqui. Em uma modalidade, um emulsificante pode ser selecionado de modo que após a formação da emulsão invertida e a adição de uma pequena quantidade de ácido fórmico resulte na ruptura da emulsão. Os emulsificantes preferidos podem incluir VERSAWET™ e VERSACOAT™, os quais estão comercialmente disponíveis a partir da M-I L.L.C., Houston, Texas. Alternativamente, um emulsificante sensível a ácido à base de amina, tais como aqueles descritos nas Patentes U.S. N0 6.218.342, 6.790,811, e 6.806.233, cujos 5 conteúdos são incorporados como referência aqui pode ser usado. Os exemplos desses emulsificantes estão comercialmente disponíveis a partir da M-I L.L.C., Houston, Texas sob o nome comercial FazeMul.

Os fluidos de emulsão invertida e os fluidos à base 10 de água da presente invenção ainda podem conter produtos químicos adicionais, dependendo do uso do fluido, desde que eles não interfiram com a funcionalidade dos fluidos descritos aqui. Por exemplo, agentes de umedecimento, argilas organofílicas, viscosificantes, agentes de controle 15 de perda de fluido, tensoativos, dispersantes, redutores de tensão superficial, tampões de pH, solventes mútuos, redutores, agentes de redução, agentes de inibição de incrustação, agentes de inibição de corrosão, agentes de limpeza e uma ampla variedade de outros componentes

2 0 conhecidos por alguém de conhecimento na técnica podem ser

adicionados às composições de fluido desta invenção para propriedades funcionais adicionais. A adição desses agentes e as razões para fazê-lo devem ser bem conhecidas por alguém de conhecimento comum na técnica de formulação de 25 fluidos de perfuração (também conhecidos como lamas de perfuração), fluidos de completação, fluidos espaçadores, fluidos de limpeza, fluidos de fraturação e outros fluidos de furo de poço similares.

Os agentes de umedecimento que podem ser adequados

3 0 para uso nesta invenção incluem óleo de sebo bruto, óleo de sebo bruto oxidado, tensoativos, ésteres de fosfato orgânico, imidazolinas modificadas e aminoamidas, sulfatos e sulfonatos aromáticos de alquila e similares, e combinações ou derivados destes e desses compostos 5 similares que devem ser bem conhecidos por alguém de conhecimento na técnica. Contudo, quando usados com os fluidos de emulsão invertida que sofrem uma mudança de fase controlada por pH, o uso de agentes de aumento de peso de ácido graxo deve ser minimizado, de modo a não se afetar 10 adversamente a capacidade de reversão dessas emulsões invertidas, conforme mostrado aqui. Faze-Wet™, VersaCoat™, SureWet™, Versawet™ e Versawet™ NS são exemplos de agentes de aumento de peso comercialmente disponíveis fabricados e distribuídos pela M-I L.L.C. que podem ser usados nos 15 fluidos mostrados aqui. Silwet L-77, L-7001, L7605, e L- 7622 são exemplos de tensoativos e agentes de aumento de peso comercialmente disponíveis fabricados e distribuídos pela General Electric Company (Wilton, CT).

As argilas organofílicas, normalmente argilas tratadas com amina, podem ser úteis como viscosificantes e/ou estabilizadores de emulsão na composição de fluido da presente invenção. Outros viscosificantes, tais como polímeros solúveis em óleo, resinas de poliamida, ácidos policarboxílicos e sabões também podem ser úteis. A quantidade de viscosificante usado na composição pode variar, dependendo do uso final da composição. Contudo, normalmente, uma faixa de em torno de 0,1% a 6% em peso é suficiente para a maioria das aplicações. VG-69™ e VG- PLUS™ e VG-Supreme são materiais de organoargila distribuídos pela M-I, L.L.C., Houston, Texas, e Versa- HRP™ é um material de resina de poliamida fabricado e distribuído pela M-I, L.L.C., que podem ser usados nesta invenção. Outros exemplos de compostos comercialmente disponíveis incluem a linha Bentone™ de produtos produzida 5 por Rheox, bem como materiais similares a esses amplamente conhecidos e disponíveis na indústria de fluidos de perfuração.

Os redutores adequados que podem ser usados nos fluidos ruptores mostrados aqui incluem, por exemplo, lignossulfonatos, lignossulfonatos modificados,

polifosfatos, taninos e poliacrilatos de peso molecular baixo. Os redutores tipicamente são adicionados a um fluido de perfuração para redução da resistência ao fluxo e controle de tendências de geleificação de controle. Outras 15 funções realizadas por redutores incluem uma redução de filtração e espessura de torta de filtro, contrabalanceamento de efeitos de sais, minimização dos efeitos de água nas formações perfuradas, emulsificação de óleo em água, e estabilização de propriedades de fluido em

2 0 temperaturas elevadas.

A inclusão de agentes de limpeza nos fluidos mostrados aqui deve ser bem conhecida por alguém de conhecimento na técnica. Uma ampla variedade de agentes de limpeza sintéticos e derivados de produto natural pode ser 25 usada. Por exemplo, um agente de limpeza derivado de produto natural comum é d-limoneno. A capacidade de limpeza de d-limoneno em aplicações de perfuração de poço é mostrada na Patente U.S. N0 4.533.487 e em combinação com vários tensoativos especiais na Patente U.S. N° 5.458.197,

3 0 cujos conteúdos são incorporados aqui. Os métodos usados na preparação dos fluidos ruptores à base de água e de emulsão invertida nos métodos da presente exposição não são críticos. Especialmente, com respeito aos fluidos de emulsão invertida, os métodos 5 convencionais podem ser usados para a preparação dos fluidos de emulsão invertida de uma maneira análoga àquela normalmente usada para a preparação de fluidos de perfuração. Em um procedimento representativo, uma quantidade desejada de fluido oleaginoso, tal como uma 10 olefina interna C16-C18, é misturada com o emulsificante selecionado de água em óleo, um agente de viscosificação e um agente de umedecimento. A fase não oleaginosa interna é preparada pela combinação de um co-solvente orgânico polar, um sal de ácido iminodiacético e um éster hidrolisável na 15 salmoura selecionada com uma mistura contínua. Uma emulsão invertida da presente invenção é formada pela agitação vigorosa, mistura ou cisalhamento do fluido oleaginoso e do fluido não oleaginoso de uma maneira convencional para a formação da emulsão invertida.

2 0 Os fluidos ruptores mostrados aqui podem ser usados

em várias modalidades como um fluido de deslocamento e/ou um fluido de lavagem. Um fluido de deslocamento tipicamente é usado para se empurrar fisicamente um outro fluido para fora do furo de poço, e um fluido de lavagem tipicamente 25 contém um tensoativo e pode ser usado para se remover o resíduo de fluido de perfuração física e quimicamente de elementos tubulares poço abaixo e/ou a torta de filtro residual no furo aberto. Em algumas modalidades, a viscosidade dos fluidos ruptores será suficientemente alta

3 0 de modo que o fluido ruptor possa exibir um papel duplo e atuar como sua própria lama viscosa de deslocamento em um poço. Assim, em uma modalidade, um fluido ruptor à base de água e/ou um fluido ruptor de emulsão invertida pode ser usado como um fluido de deslocamento para empurrar os fluidos para fora de um furo de poço. Por exemplo, um fluido ruptor de emulsão invertida conforme mostrado aqui pode atuar como uma lama viscosa de empurrar ou um fluido de deslocamento para se deslocar efetivamente a lama de perfuração de emulsão invertida. Um fluido ruptor à base de água pode atuar como um fluido de deslocamento para efetivamente deslocar a salmoura do furo de poço. Ainda em uma outra modalidade, o fluido ruptor à base de água e/ou o fluido ruptor de emulsão invertida ainda pode ser usado como um fluido de lavagem para se remover física e/ou quimicamente a torta de filtro de emulsão invertida, uma vez que a torta de filtro tenha sido desagregada pelo sistema ruptor.

Em uma modalidade, um fluido ruptor conforme mostrado aqui pode ser utilizado em um método de limpeza de um furo de poço que foi perfurado com uma lama de perfuração à base de água ou uma lama de perfuração à base de emulsão invertida. Alguém versado na técnica apreciará que nesses casos uma torta de filtro à base de água ou uma torta de filtro de emulsão invertida será formada na face do furo de poço. O fluido ruptor pode ser circulado no furo de poço, contatando a torta de filtro e qualquer lama residual presente poço abaixo. O fluido ruptor pode ter permissão para permanecer no ambiente de poço abaixo até o momento em que o poço for colocado em produção. O fluido ruptor também pode ser circulado em um furo de poço que é para ser usado como um poço de injeção para servir à mesma finalidade (isto é, remover a lama residual e a torta de filtro), antes de o poço ser usado para a injeção de materiais (tais como tensoativos de água, dióxido de carbono, gás natural,

5 cortes, etc...) na formação subterrânea.

Caso haja um furo de poço que já tenha começado a produzir hidrocarbonetos (ou operações de injeção) e acredita-se que seja prejudicado por qualquer torta de filtro residual deixada no poço seguindo-se às operações de 10 perfuração, um fluido ruptor da presente invenção poderá ser usado para a limpeza do poço. Nesse caso, operações corretivas serão necessárias para se colocar o fluido ruptor no ambiente poço abaixo. Por exemplo, uma sonda de intervenção pode utilizar uma tubulação flexível para a 15 condução dessa atividade corretiva conforme alguém na técnica deve apreciar. Assim, os fluidos mostrados aqui podem ser usados em operações de intervenção e outra atividade de poço corretiva.

Geralmente, um poço freqüentemente é "completado", para se permitir o fluxo de hidrocarbonetos para fora da formação e para cima até a superfície. Alguém de conhecimento na técnica deve apreciar que os processos de completação podem incluir o enrijecimento do furo de poço com um revestimento, a avaliação da pressão e da temperatura da formação e a instalação do equipamento de completação apropriado, para se garantir um fluxo econômico de hidrocarbonetos para fora do poço ou, no caso de um poço injetor, para se permitir a injeção de um gás ou de fluidos aquosos na formação subterrânea. As operações de completação podem incluir especificamente completações de poço aberto, corapletações perfuradas convencionais, completações com exclusão de areia, completações permanentes, completações de zona múltipla e completações de furo de dreno, conforme conhecido na técnica. Um furo de 5 poço completado pode conter pelo menos um revestimento auxiliar com fenda, um revestimento auxiliar pré-perfurado, uma tela com invólucro de fio, uma tela expansível, um filtro de tela de areia, um enchimento com cascalho de poço aberto, ou um revestimento.

Outra modalidade da presente invenção envolve um

método de limpeza de um furo de poço perfurado com o fluido de perfuração de emulsão invertida descrito acima. Em uma modalidade ilustrativa como essa, o método envolve a circulação de um fluido ruptor mostrado aqui em um furo de

poço, o qual foi perfurado até um tamanho maior (isto é, alargado) com uma lama de perfuração de emulsão invertida e, então, fechando-se o poço por uma quantidade de tempo predeterminada. Durante esse período de tempo, a torta de filtro à base de emulsão invertida se rompe, desse modo

2 0 formando duas fases, uma fase de óleo e uma fase de água.

Estas duas fases podem ser facilmente produzidas a partir do furo de poço quando da iniciação da produção e, assim, o fluido de perfuração residual é facilmente removido do furo de poço.

Os fluidos mostrados aqui também podem ser usados em

um furo de poço em que uma tela é para ser colocada no lugar poço abaixo. Após um furo ser alargado para se aumentar o diâmetro do furo, a coluna de perfuração pode ser removida e substituída por uma tubulação de produção

3 0 tendo uma tela de areia desejada. Alternativamente, uma tela de areia tubular expansível pode ser expandida no lugar ou um enchimento com cascalho pode ser colocado no poço. Os fluidos ruptores então podem ser colocados no poço e, então, o poço é fechado por um período de tempo 5 predeterminado. Durante este período de tempo, a torta de filtro é dispersa / degradada / rompida.

Em alguns casos, tal como quando uma lama de perfuração à base de emulsão invertida foi usada no processo de alargamento, os fluidos ruptores podem ser 10 projetados para formarem duas fases, uma fase de óleo e uma fase de água, a qual pode ser facilmente produzida a partir do furo de poço mediante o início da produção. Independentemente do fluido usado para condução da operação de alargamento, os fluidos ruptores mostrados aqui 15 efetivamente degradam a torta de filtro e substancialmente removem o fluido de perfuração residual do furo de poço, quando do início da produção.

Deve ser apreciado que a quantidade de atraso entre o tempo quando um fluido ruptor de acordo com a presente invenção é introduzido em um poço e o tempo quando os fluidos tiveram o efeito desejado de ruptura / degradação / dispersão da torta de filtro pode depender de várias variáveis. Alguém de conhecimento na técnica deve apreciar que fatores tais como a temperatura poço abaixo, a concentração dos componentes no fluido ruptor, o pH, a quantidade de água disponível, a composição de torta de filtro, etc., todos podem ter um impacto. Por exemplo, temperaturas poço abaixo podem variar consideravelmente de 100 0F (37,8 °C) a mais de 400 0F (204,4 °C), dependendo da 3 0 geologia da formação e do ambiente poço abaixo. Contudo, alguém de conhecimento na técnica através de testes de tentativa e erro no laboratório deve ser facilmente capaz de determinar e, assim, correlacionar a temperatura poço abaixo e o tempo de eficácia para uma dada formulação dos 5 fluidos ruptores mostrados aqui. Com essa informação, pode- se pré-determinar o período de tempo necessário para se parar um poço, dadas uma temperatura poço abaixo e uma formulação específica do fluido ruptor.

Contudo, também deve ser apreciado que a formulação 10 de fluido ruptor em si e, assim, as propriedades químicas do fluido podem ser variadas, de modo a se permitir uma quantidade desejável e controlável de atraso, antes da ruptura da torta de filtro de emulsão invertida para uma dada aplicação em particular. Em uma modalidade, a 15 quantidade de atraso para uma torta de filtro de emulsão invertida a ser rompida com um dado fluido de deslocamento à base de água de acordo com a presente invenção pode ser maior do que 1 hora. Em várias outras modalidades, a quantidade de atraso para uma dada torta de filtro de

2 0 emulsão invertida a ser rompida com um fluido de

deslocamento à base de água, de acordo com a presente invenção, pode ser de mais de 3 horas, 5 horas ou 10 horas. Assim, a formulação do fluido pode ser variada, para a obtenção de um tempo de ruptura predeterminado e uma temperatura poço abaixo.

Alguém de conhecimento na técnica deve apreciar que, em uma modalidade, a quantidade de atraso para uma torta de filtro à base de água a ser rompida com um fluido ruptor à base de água pode ser maior do que 15 horas. Em várias

3 0 outras modalidades, a quantidade de atraso para uma dada torta de filtro à base de água a ser rompida com um fluido ruptor à base de água pode ser maior do que 24 horas, 4 8 horas ou 72 horas. Em uma segunda modalidade, a quantidade de atraso para uma torta de filtro de emulsão invertida a 5 ser rompida com um fluido ruptor à base de água pode ser maior do que 15 horas. Em várias outras modalidades, a quantidade de atraso para uma dada torta de filtro de emulsão invertida a ser rompida com um fluido ruptor à base de água pode ser maior do que 24 horas, 4 8 horas ou 72 10 horas. Em uma segunda modalidade, a quantidade de atraso para uma torta de filtro de emulsão invertida a ser rompida com um fluido de deslocamento de emulsão invertida pode ser maior do que 15 horas. Em várias outras modalidades, a quantidade de atraso para uma dada torta de filtro de 15 emulsão invertida a ser rompida com um fluido de deslocamento de emulsão invertida pode ser maior do que 24 horas, 4 8 horas ou 72 horas.

Os exemplos a seguir são providos para se ilustrar adicionalmente a aplicação e o uso dos métodos e das

2 0 composições da presente invenção. A menos que citado de

outra forma, as práticas padrões de laboratório foram utilizadas durante a formulação e os ensaios descritos abaixo, usando-se produtos químicos de grau comercial ou melhor. As medições reológicas foram feitas usando-se 25 procedimentos estabelecidos como os Boletins aplicáveis do American Petroleum Institute, tal como o API 13-A-D. Em alguns casos, produtos registrados foram utilizados, incluindo: ECF-986 é um sal de sódio de ácido glutâmico-N, N-ácido diacético; ECF-974 é um éster hidrolisável de ácido

3 0 fórmico e álcool C4 a C3 0; ECF-979 é um produto de prevenção de incrustação de ácido fosfônico utilizado como um tampão ácido; Flo-Vis Plus é uma goma xantana dispersivel e clareada; FloTrol é um amido hidroxipropilado; Safe Carb é um carbonato de cálcio de

5 tamanho determinado. Todos os materiais citados acima estão comercialmente disponíveis a partir da M-I L.L.C., (Houston, Texas) ou seus equivalentes funcionais estão disponíveis a partir de outras companhias competidoras de fluidos de perfuração.

Os exemplos a seguir demonstram a efetividade das

soluções mostradas aqui.

Exemplo 1

Um fluido de perfuração de polímero à base de água foi formulado para conter: água (141,65 ppb (0,539 g/cm3)); 11,2 ppg (1,342 g/cm3) CaCl2 (pré-misturado com CaCl2 seco) 251,42 ppb (0,956 g/cm3); Flo-Vis Plus 0,75 ppb (0,0029 g/cm3); FloTrol 7,00 ppb (0,0266 g/cm3); óxido de magnésio 1,50 ppb (0,0057 g/cm3); carbonato de cálcio de tamanho determinado 30 ppb (0,1141 g/cm3) composto por Safe Carb 10 1,00 ppb (0,0038 g/cm3); Safe Carb 20 2,00 ppb (0,0076 g/cm3); Safe Carb 40 23,00 ppb (0,0875 g/cm3); e, Safe Carb 250 4,00 ppb (0,0152 g/cm3) (comercialmente disponível a partir de M-I, L.L.C. (Houston, Texas) . A lama de polímero foi envelhecida com calor por laminação a quente por 16 horas a 155 cF (68,33 °C) e exibiu as propriedades a seguir, conforme mostrado na Tabela 1.

Tabela 1

Envelhecido com calor a 155 0F (68,33 °C) - 16 horas Reologia a 120 0F (48,9 °C)

6 00 rpm

95 3 00 rpm 65 200 rpm 55 0 rpm 38 6 rpm 10 3 rpm 8 Géis a 10 s 8 lbs/100 ft2 (0,39 kg/m2) Géis a 10 min 9 lbs/100 ft2 (0,439 kg/m2) Viscosidade Plástica 30 cP Limite de Escoamento 35 lbs/100 ft2 (1,709 kg/m2) Uma torta de filtro construída a partir do fluido de perfuração de polímero à base de água acima foi submetida a um teste modificado de filtração à alta temperatura e à alta pressão (HTHP). 0 teste de filtração HTHP utilizou uma 5 célula de HTHP adaptada com um disco filtrado como um meio poroso, no qual a torta de filtro foi construída. Neste exemplo, a torta de filtro foi construída em um disco de 35 mícrons. Mediante a aplicação de 500 psi (3,447 MPa) a 155 0F (68,33 °C) ao disco da torta de filtro, o efluente foi 10 coletado conforme mostrado na Tabela 2.

Tabela 2

Tempo Disco Esguicho 4,6 1 min 4,8 4 min 5,4 9 min 6,8 16 min 7,4 min 8,0 3 0 min 8,7 \ 2 h

13, O

Um fluido ruptor de deslocamento à base de água foi formulado tendo os componentes a seguir, todos os quais estando comercialmente disponíveis, conforme mostrado abaixo na Tabela 3.

5 Tabela 3

Salmoura 14,2 ppg (1,7 01 180,0 ppb (0,684 g/cm3) g/cm3) CaBr2 ECF-98 6 102,00 ppb (0,388 g/cm3) ECF-979 0,2 % (v/v) 0 fluido ruptor foi adicionado ao disco de torta de filtro formulado a partir do fluido de perfuração de polímero à base de água, e submetido a um teste de filtração HTHP modificado. Mediante a aplicação de uma 10 pressão inicial de 500 psi (3,447 MPa) a 155 0F (68,33 °C) ao disco da torta de filtro tendo o fluido ruptor derramado nele, o efluente foi coletado, conforme mostrado na Tabela

4. A célula de HTHP modificada então foi parada a uma pressão de 100 psi (689,47 kPa) a 155 0F (68,33 °C) por 48 15 horas. A partir do fluxo de produção inicial de 200 mis de fluido à base de óleo LVT 200 de 24,29 segundos e um fluxo de produção final de 20 0 ml de fluido à base de óleo LVT 200 de 24,8 segundos, um retorno à vazão de produção de 97,94% foi calculado para este teste.

Tabela 4

Tempo Disco Esguicho 0,2 ml 1 min 1, 5 ml 4 min 1,8 ml 9 min 2 ml 16 min 2,2 ml min 3,25 ml min 4 ml Alguém de conhecimento comum na técnica deve apreciar que uma vazão de produção alta e uma remoção da torta de filtro foram obtidas pelo fluido ruptor. Deve ser notado que, mediante um exame do disco, alguma precipitação de 5 material sólido foi observada no disco vitrificado. Com base na análise do precipitado, acredita-se que o precipitado seja uma forma quelada de ECF-986 causada por uma elevação no pH da solução. Nós descobrimos e alguém versado na técnica apreciaria que a inclusão de um sistema 10 tampão de pH baixo, de modo a se manter um valor de pH baixo na solução de ruptor impede a formação deste precipitado.

Exemplo 2

Um fluido de perfuração de polímero à base de água, 15 contendo: água 315,00 ppb (1,198 g/ cm3); CaCl2 seco 77,95 ppb (0,2965 g/ cm3); Flo-Vis L 1.76 ppb (0,00669 g/ cm3) ; FloTrol 7,00 ppb (0,0266 g/ cm3); oxido de magnésio 1,50 ppb (0,0057 g/ cm3); carbonato de tamanho determinado 30 ppb (0,1141 g/ cm3), foi formulado e envelhecido com calor 20 a 200 0F (93,3 °C) por 4 horas e exibiu as propriedades iniciais a seguir, conforme mostrado na Tabela 5.

Tabela 5:

Envelhecido com calor a 200 0F (93,3 °C) -4 horas - Reologia a 120 0F (48,9 °C)

60 0 rpm 63 3 0 0 rpm 43 0 rpm 35 100 rpm 22 6 rpm 5 3 rpm 4 Géis a 10 s 6 lbs/100 ft2 (0,293 kg/m2) Géis a 10 min 20 lbs/100 ft2 (0,976 kg/m2) Viscosidade Plástica 20 cP Limite de Escoamento 23 lbs/100 ft2 (1,123 kg/m2) O fluido de perfuração foi laminado a quente a 155 0F (68,33 °C) por 16 horas e a torta de filtro construída a partir do fluido de perfuração de polímero à base de água acima foram submetidos a um teste modificado de filtração à 5 alta temperatura e à alta pressão (HTHP) . 0 teste de filtração HTHP utilizou uma célula de HTHP adaptada com um disco vitrificado como um meio poroso, no qual a torta de filtro foi construída. Neste exemplo, a torta de filtro foi construída em discos de 35 mícrons. Mediante a aplicação de 10 500 psi (3,447 MPa) a 155 0F (68,33 °C) ao disco da torta de filtro, o efluente foi coletado conforme mostrado na Tabela 6.

Tempo Disco 1 Disco 2 Disco 3 Disco 4 Disco 5 Esguicho 4,6 ml 4,6 ml 4,4 ml 5, 2 ml 3,4 ml 1 min 1,4 ml 1 ml 1, 6 ml 1,2 ml 1, 0 ml 4 min 2,4 ml 2,2 ml 2 , 4 ml 2, 2 ml 1, 8 ml 9 min 3,4 ml 3,2 ml 3 , 4 ml 3, 6 ml 2,6 ml 16 min 4,6 ml 4, 0 ml 4, 4 ml 4, 8 ml 3, 0 ml min 5,4 ml 5,2 ml 5 ml 5, 8 ml 4,0 ml 3 0 min 6,0 ml 5,4 ml 5, 6 ml 6, 0 ml 4, 6 ml 16 horas 29,5 ml 28,0 ml 29,0 ml 3 0,2 ml 13,0 ml Fluidos ruptores à base de água foram formulados em salmouras divalentes tendo os componentes a seguir; todos os quais estando comercialmente disponíveis, conforme mostrado na Tabela 7.

Tabela 7

Produto Unidade Fluido 1 Fluido 2 Fluido 3 Fluido 4 Fluido 5 ECF-986 ppb 46,20 46,20 46,20 46,20 46,20 (x0,0038 g/cm3) Ácido % (v/v) 2, 86 2, 86 2, 86 2, 86 2, 86 Fórmico HCl %(v/v) X 1,43 2 , 86 X 2 , 86 (34 % (p/p) ) Água ppb 101,5 102 101,5 101, 5 70, 00 (x0,0038 g/cm3) ECF 974 ppb X X X 10 (x0,0038 g/cm3) 14,2 ppg ppb 65, 53 65, 53 65, 53 65, 53 X (1,701 (xo,0038 g/cm3) g/cm3) CaBr2 11,6 ppg ppb X X X X 97 , 30 (1,39 (x0,0038 g/cm3) g/cm3) CaCl2 Peso Ib/gal 10, 4 10,4 10, 4 10, 4 10, 25 específico (xo,1198 g/cm3) PH 1,49 1,28 0, 99 2, 65 0, 44 Os fluidos ruptores 1 a 5 foram adicionados às tortas de filtro 1 a 5, respectivamente, formulados a partir de um fluido de perfuração à base de água, e submetidos a um teste de filtração HTHP modificado. Mediante a aplicação de 5 uma pressão inicial de 400 psi (2,758 MPa) a 155 0F (68,33 °C) aos discos da torta de filtro tendo os fluidos ruptores

1 a 5 derramados sobre ela, o efluente foi coletado até a penetração, representada por uma corrente permanente de efluente ter resultado através do disco. Após os 4 00 psi 10 (2,758 MPa) terem sido aplicados até a penetração, a pressão aplicada foi reduzida para 200 psi (1,379 MPa) . Com a redução de pressão, a célula de HTHP modificada foi fechada. Os discos de torta de filtro foram deixados embeber por 72 horas a 155 0F (68,33 °C) . Um exame visual 15 dos discos 1 a 5 mostrou uma dissolução plena da torta de filtro, embora o Disco 1 mostrasse uma quantidade mínima de precipitado, que se acreditou ser aquele de um ECF-986 quelado.

Ainda, embora uma referência tenha sido feita a 20 aplicações em particular para os fluidos de deslocamento e de completação da presente invenção, está expressamente no escopo da presente invenção que estes fluidos podem ser usados em uma variedade de aplicações de poço. Especificamente, os fluidos da presente invenção podem ser 25 usados em poços de produção e de injeção, e podem ter aplicação adicional na limpeza corretiva de poços.

Vantajosamente, a presente invenção provê um fluido de furo de poço que pode degradar / dispersar / romper uma torta de filtro e remover substancialmente essa torta de filtro, sem infringir danos à formação circundante. Um atraso na dissolução da torta de filtro pode ser obtido 5 pelo controle da efetividade e da reatividade das composições químicas dos fluidos ruptores mostrados aqui. As propriedades químicas dos fluidos mostrados aqui podem permitir a degradação de uma torta de filtro à base de água e a dissolução de materiais de formação de ponte solúveis 10 em água na torta de filtro. As propriedades químicas dos fluidos mostrados aqui também podem permitir a degradação da emulsão de torta de filtro de emulsão invertida e a dissolução de materiais de formação de ponte solúveis em ácido na torta de filtro. Os fluidos de deslocamento e 15 ruptores mostrados aqui podem ser usados efetivamente com tortas de filtro de fluido de perfuração de emulsão invertida convencional ou de emulsão invertida reversível.

Embora a invenção tenha sido descrita com respeito a um número limitado de modalidades, aqueles versados na 20 técnica, tendo o benefício desta exposição, apreciarão que outras modalidades podem ser divisadas, sem que se desvie do escopo da invenção, conforme mostrado aqui. Assim sendo, o escopo da invenção deve ser limitado apenas pelas reivindicações em anexo.

Claims (25)

1. Método de limpeza de um furo de poço, caracterizado pelo fato de que o furo de poço foi perfurado com uma lama de perfuração de emulsão invertida que forma uma torta de filtro de emulsão invertida, em que compreende: a circulação de um fluido ruptor no furo de poço, o fluido ruptor compreendendo: um fluido aquoso; e pelo menos um ácido iminodiacético ou um sal do mesmo representado pela fórmula: <formula>formula see original document page 41</formula> onde cada um dos grupos M independentemente representa um átomo de hidrogênio, um átomo de metal alcalino, um grupo amônio ou um grupo amônio substituído; Y representa um grupo alquila divalente que tem de 1 a 7 átomos de carbono e o grupo alquila divalente pode ser substituído por um grupo hidroxila ou um grupo C00M, onde M representa um átomo de hidrogênio, um átomo de metal alcalino, um grupo amônio ou um grupo amônio substituído; e W representa um átomo de hidrogênio, um grupo hidroxila ou um grupo C00M, onde M representa um átomo de hidrogênio, um átomo de metal alcalino, um grupo amônio ou um grupo amônio substituído; onde o fluido ruptor é selecionado de modo que após um período de tempo predeterminado a emulsão invertida da torta de filtro se degrade substancialmente.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do fluido ruptor ainda incluir um agente tampão ácido, de modo a manter o pH abaixo de um valor em torno de 3.

3. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato do agente tampão de ácido ser selecionado a partir do grupo que consiste em ácidos minerais incluindo ácido clorídrico, ácido bromídrico, ácido nítrico, ácido sulfúrico, ácido fosfórico e misturas destes, ácidos orgânicos incluindo ácidos carboxílicos, tais como ácidos fórmico, acético, propiônico, butírico, ácidos graxos na faixa de C5 a C30, ácidos haloacéticos, ácidos alquilfosfônicos, ácidos alquisulfônicos; compostos que se hidrolisem para a formação de ácidos in situ, incluindo anidridos hidrolisáveis de ácidos carboxílicos, ésteres hidrolisáveis de ácidos carboxílicos; ésteres hidrolisáveis de ácido fosfônico, ésteres hidrolisáveis de ácido sulfônico, ésteres hidrolisáveis de ácido sulfônico e combinações dos mesmos.

4. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato do agente tampão de ácido ser um éster hidrolisável do ácido carboxílico ser um éster de ácido fórmico de álcool C4 a C3 0.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do fluido ruptor ainda incluir um agente de aumento de peso que é uma salmoura de alta densidade contendo sais solúveis em água de metais alcalinos e alcalinos terrosos.

6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ainda compreender: a remoção da torta de filtro de emulsão invertida rompida do furo de poço.

7. Método de produção de um hidrocarboneto a partir de uma formação, caracterizado pelo fato de compreender: a perfuração da formação com uma lama de perfuração de emulsão invertida e, desse modo, a formação de uma torta de filtro de emulsão invertida na formação; a realização de pelo menos uma operação de completação no furo de poço; a colocação de um fluido ruptor no furo de poço, o fluido ruptor compreendendo: um fluido aquoso; e pelo menos um ácido iminodiacético ou um sal do mesmo representado pela fórmula: <formula>formula see original document page 43</formula> onde cada um dos grupos M independentemente representa um átomo de hidrogênio, um átomo de metal alcalino, um grupo amônio ou um grupo amônio substituído; Y representa um grupo alquila divalente que tem de 1 a 7 átomos de carbono e o grupo alquila divalente pode ser substituído por um grupo hidroxila ou um grupo COOM, onde M representa um átomo de hidrogênio, um átomo de metal alcalino, um grupo amônio ou um grupo amônio substituído; e W representa um átomo de hidrogênio, um grupo hidroxila ou um grupo COOM, onde M representa um átomo de hidrogênio, um átomo de metal alcalino, um grupo amônio ou um grupo amônio substituído; e um agente de aumento de peso; e o fechamento do poço por um tempo predeterminado, para se permitir uma degradação substancial da torta de filtro de emulsão invertida.

8. Método, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de ainda compreender: permitir que os fluidos de formação entrem no poço; e produzir fluidos a partir do poço.

9. Método, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato do furo de poço completado conter pelo menos um dentre um revestimento auxiliar com fenda, um revestimento auxiliar pré-perfurado, uma tela envolvida com fio, uma tela expansível, um filtro de tela de areia, um enchimento com cascalho de furo aberto, e um revestimento.

10. Método, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato do fluido ruptor ainda incluir um agente tampão de ácido.

11. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato do agente tampão de ácido ser uma mistura de ácido mineral e de ácido orgânico.

12. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato do agente tampão de ácido ser um éster hidrolisável de um ácido carboxílico.

13. Método de limpeza de um furo de poço, caracterizado pelo fato do furo de poço ter sido perfurado com uma lama de perfuração à base de água que forma uma torta de filtro à base de água, em que compreende: a circulação de um fluido ruptor no furo de poço, o fluido ruptor compreendendo: a colocação de um fluido ruptor no furo de poço, o fluido ruptor compreendendo: um fluido aquoso; e pelo menos um ácido iminodiacético ou um sal do mesmo representado pela fórmula: <formula>formula see original document page 45</formula> onde cada um dos grupos M independentemente representa um átomo de hidrogênio, um átomo de metal alcalino, um grupo amônio ou um grupo amônio substituído; Y representa um grupo alquila divalente que tem de 1 a 7 átomos de carbono e o grupo alquila divalente pode ser substituído por um grupo hidroxila ou um grupo C00M, onde M representa um átomo de hidrogênio, um átomo de metal alcalino, um grupo amônio ou um grupo amônio substituído; e W representa um átomo de hidrogênio, um grupo hidroxila ou um grupo C00M, onde M representa um átomo de hidrogênio, um átomo de metal alcalino, um grupo amônio ou um grupo amônio substituído; onde o fluido ruptor é selecionado de modo que, após um período de tempo predeterminado, a torta de filtro à base de água se degrade substancialmente.

14. Método, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato do fluido ruptor ainda incluir um agente tampão ácido, de modo a se manter o pH abaixo de um valor em torno de 3.

15. Método, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato do agente tampão de ácido ser selecionado a partir do grupo que consiste em ácidos minerais incluindo ácido clorídrico, ácido bromídrico, ácido nítrico, ácido sulfúrico, ácido fosfórico e misturas destes, ácidos orgânicos incluindo ácidos carboxílicos, tais como ácidos fórmico, acético, propiônico, butírico, ácidos graxos na faixa de C5 a C3 0, ácidos haloacéticos, ácidos alquilfosfônicos, ácidos alquisulfônicos; compostos que se hidrolisem para a formação de ácidos in situ, incluindo anidridos hidrolisáveis de ácidos carboxílicos, ésteres hidrolisáveis de ácidos carboxílicos; ésteres hidrolisáveis de ácido fosfônico, ésteres hidrolisáveis de ácido sulfônico, ésteres hidrolisáveis de ácido sulfônico e combinações dos mesmos.

16. Método, de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato do agente tampão de ácido ser um éster hidrolisável, de o ácido carboxílico ser um éster de ácido fórmico de álcool C4 a C3 0.

17. Método, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato do fluido ruptor ainda incluir um agente de aumento de peso que é uma salmoura de alta densidade contendo sais solúveis em água de metais alcalinos e alcalinos terrosos.

18. Método, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de ainda compreender: a remoção da torta de filtro substancialmente degradada do furo de poço.

19. Método de produção de um hidrocarboneto a partir de uma formação, caracterizado pelo fato de compreender: a perfuração da formação com uma lama de perfuração à base de água e, desse modo, a formação de uma torta de filtro à base de água na formação; a realização de pelo menos uma operação de completação no furo de poço; a colocação de um fluido ruptor no furo de poço, o fluido ruptor compreendendo: um fluido aquoso; e pelo menos um ácido iminodiacético ou um sal do mesmo representado pela fórmula: <formula>formula see original document page 47</formula> onde cada um dos grupos M independentemente representa um átomo de hidrogênio, um átomo de metal alcalino, um grupo amônio ou um grupo amônio substituído; Y representa um grupo alquila divalente que tem de 1 a 7 átomos de carbono e o grupo alquila divalente pode ser substituído por um grupo hidroxila ou um grupo C00M, onde M representa um átomo de hidrogênio, um átomo de metal alcalino, um grupo amônio ou um grupo amônio substituído; e W representa um átomo de hidrogênio, um grupo hidroxila ou um grupo C00M, onde M representa um átomo de hidrogênio, um átomo de metal alcalino, um grupo amônio ou um grupo amônio substituído; e um agente de aumento de peso; e o fechamento do poço por um tempo predeterminado, para se permitir uma degradação substancial da torta de filtro à base de água.

20. Método, de acordo com a reivindicação 19, caracterizado pelo fato de ainda compreender: permitir que os fluidos de formação entrem no poço; e produzir fluidos a partir do poço.

21. Método, de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo fato do furo de poço completado conter pelo menos um dentre um revestimento auxiliar com fenda, um revestimento auxiliar pré-perfurado, uma tela envolvida com fio, uma tela expanslvel, um filtro de tela de areia, um enchimento com cascalho de furo aberto, e um revestimento.

22. Método, de acordo com a reivindicação 19, caracterizado pelo fato do fluido ruptor ainda incluir um agente tampão de ácido.

23. Método, de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato do agente tampão de ácido ser uma mistura de ácido mineral e de ácido orgânico.

24. Método, de acordo com a reivindicação 23, caracterizado pelo fato do agente tampão de ácido ser um éster hidrolisável de um ácido carboxílico.

25. Solução, caracterizada pelo fato de consistir: um fluido aquoso; pelo menos um ácido iminodiacético ou um sal do mesmo representado pela fórmula: <formula>formula see original document page 48</formula> onde cada um dos grupos M independentemente representa um átomo de hidrogênio, um átomo de metal alcalino, um grupo amônio ou um grupo amônio substituído; Y representa um grupo alquila divalente que tem de 1 a 7 átomos de carbono e o grupo alquila divalente pode ser substituído por um grupo hidroxila ou um grupo COOM, onde M representa um átomo de hidrogênio, um átomo de metal alcalino, um grupo amônio ou um grupo amônio substituído; e W representa um átomo de hidrogênio, um grupo hidroxila ou um grupo COOM, onde M representa um átomo de hidrogênio, um átomo de metal alcalino, um grupo amônio ou um grupo amônio substituído; um agente tampão de ácido; e um agente de aumento de peso.