BRPI0809395A2 - método de tratamento de formações subterráneas pela hidrólise in-situ de ésteres de ácidos orgánicos - Google Patents
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Abstract
A presente invenção refere-se a um poço de óleo ou gás que penetra uma formação subterrânea, tal como uma formação de carbonato, que é tratado com um fluido de tratamento de poço o qual contém um éster orgânico. O fluido pode ser uma emulsão óleo-em-água do éster orgânico e um emulsificante ou uma solução homogênea de éster orgânico e uma solução mútua de água/solvente. ácido é produzido in situ através de hidrólise do éster orgânico.
Description
Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "MÉTODO DETRATAMENTO DE FORMAÇÕES SUBTERRÂNEAS PELA HIDRÓLISEIN-SITU DE ESTERES DE ÁCIDOS ORGÂNICOS".
Especificação
O presente pedido reivindica o benefício do pedido de patenteU.S. n5 de série 60/988.716, depositado em 16 de novembro de 2007.
Campo da Invenção
A invenção refere-se a um método de tratamento de uma forma-ção subterrânea penetrada por um poço de óleo ou gás através de um fluidode tratamento de poço contendo um éster de ácido orgânico.
Antecedentes da Invenção
Acidificação de matriz é um método conhecido usado para esti-mular e intensificar a produção de hidrocarbonetos em uma formação queproduz hidrocarbonetos. Em acidificação de matriz, um fluido contendo umácido ou material de formação de ácido é injetado na formação, de modoque o ácido ou material de formação de ácido reage com os minerais naformação. A permeabilidade da formação é, desse modo, aumentada. O da-no à formação causado por invasão da lama de perfuração e migração deargila é removido durante o processo.
Para a maioria dos tratamentos ácidos da matriz, ácido é injeta-do no reservatório abaixo das taxas e pressões de fratura. Para obter os be-nefícios máximos de acidificação da matriz, freqüentemente é desejável tra-tar todo o intervalo produtivo da formação com o fluido de estimulaçao. Àmedida que o fluido de estimulaçao convencional é bombeado, ele, de prefe-rência, entra no intervalo de menos resistência (menor tensão) ou maiorpermeabilidade e o ácido reage com o material da formação e abre trajetosde fluxo adicionais. Uma vez que o ácido injetado entra na zona de alta per-meabilidade, ele aumenta a permeabilidade da formação e aumenta ainda acaptação de ácido na mesma zona de alta permeabilidade. Como um resul-tado, o intervalo de alta permeabilidade ou zona não-danificada da formaçãorecebe a maioria ou toda a estimulaçao, enquanto que as zonas de baixapermeabilidade ou danificadas desejadas não recebem a estimulaçao dese-jada. Na maioria dos casos, a zona de baixa permeabilidade ou danificada éa porção do reservatório que se beneficia menos de estimulação.
Para os poços com baixa taxa de produção em virtude de baixapermeabilidade ou dano à formação por invasão de sólidos ou finos, acidifi-cação profunda da matriz em torno do furo do poço é desejada para aumen-tar uniformemente a permeabilidade da formação. Isso, contudo, não é umatarefa fácil, uma vez que ácidos convencionais reagirão com a formação pa-ra formar buracos (ou trajetos de menos resistência nos quais ácido subse-qüente seguirá) e vazamento aumentado de ácido na formação a partir dareação com ácido vivo (HCI) e reduz a distância de penetração. Na maioriados casos, mesmo um volume em excesso de ácido vivo apenas pode pene-trar a área próxima do furo do poço em curta distância e alguns tipos de re-tardo têm de ser empregados para obter penetração profunda.
Dependendo da condição de formação, várias técnicas de des-vio (químicas e mecânicas), tais como agentes de desvio em partículas, ve-dante de esferas, espumas e comprimidos poliméricos, têm sido usados comsucesso e sem sucesso no empacotamento de cascalho e tratamentos deestimulação durante muitos anos. Com numerosas opções de desvio quími-co ou agentes de ligação em ponte disponíveis, o tipo de produto usado va-ria de aplicação para aplicação e, em alguns casos, pode mesmo causardano à formação pelos resíduos químicos.
Sem desvio apropriado, o ácido, fluindo para a zona de maiorpermeabilidade, deixa a zona de baixa permeabilidade não tratada. Isso éespecialmente verdadeiro para tratamentos de matriz de poços horizontaisde furo aberto longo, onde é mesmo muito difícil assegurar distribuição uni-forme do fluido de tratamento através do intervalo de tratamento em virtudedo comprimento da zona tratada e variação potencial das propriedades daformação. Uma técnica de desvio com sucesso é crítica para colocar o ácidono local onde existe dano.
O sucesso global ou falha de muitos tratamentos ácidos é, fre-qüentemente, julgada pela capacidade de injetar ou dirigir o ácido à zonadanificada ou de menor permeabilidade. Sem bom desvio, os resultados dotratamento ácido freqüentemente levam à remoção incompleta do dano e/ourequisitos de volume não econômicos de fluidos de tratamento.
Alternativas à acidificação de matriz as quais asseguram a dis-tribuição uniforme de fluido de tratamento em zonas de menor permeabilida-de são desejadas. Em particular, alternativas à acidificação de matriz asquais não requerem o uso de um agente de desvio são desejadas.
Ainda, alternativas são desejadas para acidificação de matriztendo tendências mínimas de corrosão. Uma das principais preocupações douso de ácidos em estimulação de campos de petróleo é a corrosão do ácidosobre flexitubos e tubulações de metal. É desejável prevenir a corrosão áci-da em altas temperaturas do poço. Em particular, o desenvolvimento de flui-dos de tratamento de poço é desejável, os quais exibem corrosividade míni-ma dos metais, ao mesmo tempo em que ainda são reativos aos materiaisna formação. Tais alternativas proporcionariam permeabilidade aumentadada formação ou removeriam dano à formação.
Sumário da invenção
Acidificação de matriz pode ser realizada através do uso de flui-dos de tratamento de poço contendo pelo menos um éster de ácido orgâni-co. O éster de ácido orgânico hidrolisa in situ. Tipicamente, os fluidos de tra-tamento de poço não reagem com a formação até após início de hidrólise doéster. Os fluidos de tratamento de poço proporcionam um meio com custoeficaz de distribuição de um fluido inerte em uma solução aquosa no interiordo poço e, assim, têm aplicabilidade particular na estimulação, bem comoremoção de dano de formações.
Os fluidos de tratamento definidos aqui são especialmente ade-quados para acidificação profunda de matriz, uma vez que eles penetramprofundamente na matriz rochosa sem alterar a permeabilidade da formaçãoe, tipicamente, obtêm intensificação uniforme de permeabilidade da forma-ção. Todo o intervalo do produto da formação pode ser tratado com um flui-do de tratamento de poço definido aqui sem o uso de um agente de desvio.
Além de estimulação de permeabilidade da formação, os fluidosde tratamento de poço reativos definidos removem dano à formação. À luzdo fato de que o ácido não reage com a formação até ele se formar in situ,tendências de corrosão mínimas, se houver, das tubulações do campo depetróleo ocorrem. Minimização de corrosão é particularmente desejável, umavez que os fluidos de tratamento de poço têm aplicação em poços profundosde alta pressão, alta temperatura, bem como em aplicações de estimulaçaodistribuídas através do flexitubo. Os fluidos de tratamento de poço são parti-cularmente eficazes no tratamento de formações de carbonato.
O éster orgânico pode ser incluído dentro de uma emulsão óleo-em-água em que a fase oleosa inclui um emulsificante. O orgânico pode,alternativamente, ser um componente de uma solução homogênea com umsolvente de água e um solvente mútuo.
Esteres de ácido orgânico adequados incluem ésteres de ácidossulfônicos orgânicos, tais como p-tolueno-sulfonato de metila, p-tolueno-sulfonato de etila, metano-sulfonato de metila e metano-sulfonato de etila.
Emulsificantes preferidos são emulsificantes não-iônicos de ca-deia longa, bem como aqueles baseados em álcoois graxos.
Breve Descrição dos Desenhos
De forma a compreender mais totalmente os desenhos mencio-nados na descrição detalhada da presente invenção, uma breve descriçãode cada desenho é apresentada, na qual:
A figura 1 demonstra graficamente a permeabilidade aumentadaem um núcleo de calcário após uso de um fluido de estimulaçao de emulsãode éster, conforme definido aqui.
A figura 2 são varreduras por tomografia computadorizada ("CT")de um núcleo de calcário antes e subseqüente ao uso de um fluido de esti-mulaçao em emulsão, conforme definido aqui.
A figura 3 demonstra a testagem de permeabilidade usando umfluido de tratamento de poço definido aqui em núcleos de calcário de alta ebaixa permeabilidade a 82,22gC (180 °F).
A figura 4 demonstra a testagem de permeabilidade usando umfluido de tratamento de poço definido aqui em núcleos de calcário de alta ebaixa permeabilidade a 110°C (230 °F).A figura 5 demonstra a testagem de permeabilidade usando umfluido de tratamento de poço definido aqui em núcleos de calcário de alta ebaixa permeabilidades a 112,78°C (325 °F).
A figura 6 é uma varredura por CT de um núcleo de calcário dealta permeabilidade e um núcleo de calcário de baixa permeabilidade antese após tratamento de estimulação usando um fluido de tratamento de poçodefinido aqui.
As figuras 7 e 8 demonstram a permeabilidade usando um fluidode tratamento de poço definido aqui em núcleos de calcário de alta e baixapermeabilidade a 162,78°C (325 °F) e 148,89°C (300 °F), respectivamente.
As figuras 9 e 10 comparam a eficiência de estimulação de p-tolueno-sulfonato de metila em HCI.
Descrição Detalhada das Modalidades Preferidas
Na presente invenção, um poço de óleo, gás ou geotérmico oqual penetra uma formação pode ser tratado com um fluido de tratamento depoço o qual contém pelo menos um éster de ácido orgânico. Os fluidos detratamento de poço definidos aqui têm aplicabilidade particular no tratamentode formações de carbonato, embora eles também possam ser usados emformações de arenito em conjunto com outros aditivos.
O éster orgânico pode ser introduzido no poço como um compo-nente de uma emulsão óleo-em-água tendo um emulsificante como a faseoleosa. Alternativamente, o fluido de tratamento de poço pode ser uma solu-ção homogênea de éster de ácido orgânico e uma solução mútua de á-gua/solvente. O éster orgânico hidrolisa para produzir um ácido in situ nointerior do poço. Como tal, consumo do fluido ácido durante injeção é mini-mizado através do uso do fluido de tratamento de poço definido aqui.
Tipicamente, o poço é desativado antes de hidrólise do ésterorgânico. Períodos de paralisação são, tipicamente, de pelo menos 30 minu-tos, com tempos mais curtos em temperaturas in situ maiores do que65,56°C (150 °F).
Um éster típico é um produto químico orgânico oleoso o qualnão é miscível com água. É necessário que a resistência ácida do ácido or-gânico do éster de ácido orgânico seja tal de modo a gerar uma estimulaçãoquando de hidrólise. É especialmente preferido que o ácido orgânico do és-ter de ácido orgânico seja um ácido forte. A pKa do ácido orgânico do ésterde ácido orgânico é geralmente menor do que zero. Adequados como osésteres de ácido orgânico são ésteres de ácidos sulfônicos orgânicos, taiscomo p-tolueno-sulfonato de metila, p-tolueno-sulfonato de etila, metano-sulfonato de metila e metano-sulfonato de etila.
Uma emulsão óleo-em-água estável pode ser formada atravésde mistura dos ésteres com água e um tensoativo adequado. Tipicamente, aemulsão contém entre cerca de 2 a cerca de 10 por cento em volume de és-ter de ácido orgânico.
Emulsificantes adequados são aqueles os quais são capazes defazer uma emulsão com o éster de ácido orgânico. Embora emulsificantesaniônicos e catiônicos possam ser usados, emulsificantes não-iônicos sãopreferidos. De preferência, o emulsificante não-iônico é um emulsificante decadeia longa ou um emulsificante baseado em um álcool graxo.
Por exemplo, emulsificantes não-iônicos adequados incluem e-toxilatos de álcool graxo, tais como aqueles tendo etoxilação de 6 rnols so-bre um álcool com 12 carbonos. Ainda adequados como emulsificantes não-iônicos são álcoois de alquil e alquilaril poliéter, tais como álcoois de polioxi-etileno linear ou ramificado, mais preferivelmente álcoois de polioxietilenolinear, compreendendo (a) de cerca de 8 a cerca de 30, de preferência cercade 8 a cerca de 20 átomos de carbono e (b) compreendendo cerca de 3 acerca de 50 rnols, mais preferivelmente cerca de 3 a cerca de 20 rnols deoxido de etileno. Outros emulsificantes não-iônicos são álcoois de polioxieti-leno linear tendo de cerca de 13 a cerca de 15 átomos de carbono e com-preendendo cerca de 10 rnols de oxido de etileno. Outros emulsificantes a-dequados incluem etoxilato de nonilfenol tendo um valor de HLB de cerca de16 e compreendendo 20 unidades de oxido de etileno por molécula, etoxilatode octilfenol tendo um valor de HLB maior do que 13,5 e etoxilato de nonilfe-nol tendo um valor de HLB maior do que 13.
Em outra modalidade, os emulsificantes não-iônicos são umacombinação de etoxilato de alquilarila e um éster de polietileno glicol (PEG)de ácidos graxos, tais como etoxilato de alquilarila, tais como octil, nonil oudodecil fenol com 3 a 13 rnols de oxido de etileno, enquanto o PEG éster éde uma faixa de peso molecular de 200-600 com um ou dois rnols de ácidosgraxos insaturados.
Em uma modalidade, o fluido de tratamento de poço é uma solu-ção homogênea do éster em uma mistura de água/solvente mútuo. A vanta-gem de tais fluidos é sua capacidade de distribuir a quantidade designada deproduto químico ativo em uma solução aquosa. Como tal, a mistura de sol-vente serve como um sistema de distribuição para o éster de ácido orgânico.Tipicamente, a solução homogênea contém de cerca de 2 a cerca de 15 porcento em volume do éster de ácido orgânico.
O solvente mútuo pode ser qualquer solvente o qual é adequadopara solubilização de hidrocarbonetos em água. Solventes mútuos adequa-dos incluem glicóis, tais como etileno glicol, glicol éteres, tais como monobu-til éteres, tais como etileno glicol monobutil éter, dipropileno glicol metil éter,etc, terpenos, tal como limoneno, um C3 a Cg álcool, tal como isopropanol,bem como misturas dos mesmos. Tipicamente, a quantidade de solventemútuo na mistura de água/solvente mútuo está entre cerca de 30 a cerca de90 por cento em volume.
A solução de emulsão ou homogênea alivia, tipicamente, dificul-dades com uma distribuição no-local, bem como preocupações ambientais,um vez que não é necessário usar um grande volume do éster de ácido or-gânico.
Quando de bombeamento no interior do poço, os fluidos de tra-tamento de poço definidos aqui geralmente não reagem inicialmente com aformação. Reação com a formação não começa realmente até que os éste-res comecem a hidrolisar. Como tal, ácido é produzido in situ, tipicamenteapós um período de tempo de paralisação.
Uma vez que os fluidos de tratamento de poço definidos aquicriam um ácido in situ, os fluidos podem penetrar mais profundamente namatriz rochosa. Como tal, os fluidos de tratamento são, idealmente, adequa-dos para acidificação profunda da matriz sem alterar a permeabilidade daformação.
Ainda, o fluido de tratamento de poço definido aqui pode pene-trar mais profundamente na formação do que um fluido contendo um ácidovivo o qual é diretamente introduzido no furo do poço. Por exemplo, um flui-do de tratamento de poço contendo a mesma quantidade volumétrica de á-cido (embora sendo um ácido vivo) em um fluido de tratamento de poço datécnica anterior. Ainda, fluidos de tratamento de poços definidos aqui rea-gem uniformemente com toda a matriz de carbonato ou arenito durante para-lisação. Ácidos comuns, tal como HCI, não obtêm efeitos similares porqueeles são rapidamente consumidos através de reação com a formação umavez que entram em contato com a formação. Ainda, a quantidade de ácidoconsumido próximo do furo do poço é dramaticamente aumentada quandoum fluido de tratamento de poço contendo um ácido vivo é usado versus osfluidos de tratamento de poço definidos aqui.
À luz do fato de que o ácido no fluido de tratamento de poço hi-drolisa no interior do poço, não é necessário usar um agente de desvio oudesviador em combinação com o fluido de tratamento de poço. Na verdade,o poço que está sendo tratado pode ser eficazmente tratado sem qualqueruso de um agente de desvio.
Uma vez que a emulsão não é reativa até o período de paralisa-ção, ele entrará nas zonas de alta e baixa permeabilidade proporcionalmentequando usado em reservatórios heterogêneos longos. Diferente de um fluidoácido convencional o qual entra na zona de elevada permeabilidade, aumen-ta a permeabilidade da zona e ainda aumenta a captação de ácido na zona,o sistema de emulsão definido ao proporcionar o fluido de estimulação e áci-do gerado in situ durante paralisação podem estimular ambas as zonas.Dessa forma, o procedimento se torna simplificado e os custos são reduzi-dos, uma vez que o agente de desvio poderia não ser necessário. Além dis-so, dano potencial à formação causado pelo agente de desvio também podeser eliminado. Por fim, a taxa de corrosão de tal estimulação baseada ememulsão de éster é baixa comparada com fluidos ácidos regulares, uma vezque a emulsão é um fluido de pH brando e a concentração de éster no sis-tema de emulsão é baixa (5-10% em volume).
Os exemplos a seguir são ilustrativos de algumas das modalida-des da presente invenção. Outras modalidades dentro do escopo das reivin-dicações aqui serão evidentes para aqueles versados na técnica a partir deconsideração da descrição apresentada aqui. Pretende-se que a especifica-ção, junto com os exemplos, seja considerada exemplificativa apenas. Todosos percentuais apresentados nos Exemplos são fornecidos em termos depercentual em volume, exceto conforme possa ser de outro modo indicado.
Exemplos
Exemplo 1
Uma emulsão aquosa foi preparada para uso como um fluido deestimulação. A emulsão continha emulsão aquosa a 10% de p-tolueno-sulfonato de metila em tensoativo de nonilfenóxi(poli)etilenóxi etanol a 1%,como a fase oleosa. A emulsão de cinco volumes de poro foi, então, bombe-ada em um núcleo de calcário com permeabilidade de 120 md (ao ar) a82,22°C (180°F). Após paralisação durante 24 horas, o fluido de estimulaçãofoi deixado fluir. Uma permeabilidade aumentada do núcleo de 5 vezes foiobtida, conforme ilustrado na figura 1. Varreduras por CT do núcleo, ilustra-das na figura 2, demonstram um aumento uniforme de permeabilidade daformação (versus um número limitado de buracos).
Exemplo 2
O fluido de estimulação de emulsão de éster a 10% do Exemplo1 foi bombeado em um conjunto paralelo de dois núcleos de calcário; umnúcleo tendo uma permeabilidade de 124 md, o outro núcleo tendo umapermeabilidade de 6,17 md. Após bombeamento da emulsão de dez volu-mes de núcleo, foi determinado que o núcleo de maior permeabilidade tomaoito volumes de poro do fluido e o núcleo de baixa permeabilidade toma de 2volumes de poro do fluido. Após um período de paralisação de 24 horas a180°F, o fluxo de fluido de estimulação foi cessado. Foi mostrado que o nú-cleo de baixa permeabilidade aumenta a permeabilidade em 100 vezes vs. onúcleo de maior permeabilidade em cerca de 10 vezes. Isso é ilustrado nafigura 3. A figura 3 demonstra que um agente de desvio pode não ser neces-sário para tratamentos de estimulação de formações heterogêneas quando ofluido de estimulação de emulsão de éster é usado.
Exemplo 3
Testes de fluxo de núcleo paralelo e núcleo foram realizados a230 °F conforme apresentado no Exemplo 3 acima. Cinco volumes de porode um fluido de emulsão de p-tolueno-sulfonato de metila a 5% em emulsifi-cante de nonilfenóxi(poli)etilenóxi etanol a 1% foram bombeados em um nú-cleo de calcário com permeabilidade de 178 md (ao ar) a 230 °F. Após para-lisação durante 24 horas, o fluxo de fluido de estimulação foi cessado. Umapermeabilidade aumentada do núcleo de 17 vezes foi obtida, conforme mos-trado na figura 4. Em um teste paralelo, o fluido de estimulação de emulsãode éster a 5% foi bombeado em um conjunto paralelo de dois núcleos decalcário (um núcleo com permeabilidade de 60,7 md, o outro com permeabi-lidade de 5,94 md) a 230 °F. Após bombeamento da emulsão de nove volu-mes de núcleo, foi determinado que o núcleo de alta permeabilidade toma6,3 volumes de poro do fluido e o núcleo de baixa permeabilidade toma 2,7volumes de poro do fluido. Similar à testagem de fluxo no núcleo paralelo a180 °F do Exemplo 3, o aumento na permeabilidade é mais significativo parao núcleo de baixa permeabilidade do que para o núcleo de alta permeabili-dade, mostrado na figura 5. Isso demonstra que o agente de desvio não énecessário para o tratamento de estimulação da formação heterogêneaquando de bombeamento dos fluidos de estimulação de emulsão de éster.As varreduras por CT do núcleo de alta permeabilidade e do núcleo de baixapermeabilidade antes e após tratamento de estimulação são ainda mostra-das na figura 6.
Exemplo 4
Testagem de fluxo do núcleo também foi realizada a 325 °F. Aemulsão de éster a 5% do Exemplo 4 foi injetada no núcleo de carbonatocom permeabilidade (à água) de 7,0 md a 325 °F e desativado durante anoite. Após o fluxo de fluido de estimulação ter cessado, a permeabilidadese tornou de 443 md (aumento de 63 vezes) e o aperfeiçoamento na perme-abilidade foi continuado com a injeção de água. Os resultados são ilustradosna figura 7. Uma menor concentração de éster também foi testada a 300 °F.Uma emulsão de éster contendo 1,5% em volume de emulsão de p-tolueno-sulfonato de metila em emulsificante de nonilfenóxi(poli)etilenóxi etanol a 1%foi injetada no núcleo de carbonato com permeabilidade (à água) de 5,73 mde desativado durante a noite. Após o fluxo de fluido de estimulação ter ces-sado, a permeabilidade se tornou 414 md (aumento de 72 vezes) e o aper-feiçoamento na permeabilidade foi continuado com injeção de água. Os re-sultados são apresentados na figura 8.
Exemplo 5
A eficiência de estimulação do p-tolueno-sulfonato de metila (p-TSME) foi comparada com aquela do HCI, conforme ilustrado na figura 9 efigura 10. Na figura 9, 1 volume de poro de HCI (15% em peso) foi injetadoem um núcleo de carbonato de 7,62 cm (três polegadas) com permeabilida-de ao ar de 2 md. Quando de refluxo durante uma hora, a permeabilidade àágua mudou de 0,98 md para 1,13 md, representando um aperfeiçoamentode 15%. Similarmente, 1 volume de poro de p-TSME (1,5% em volume) foiinjetado em um núcleo de carbonato com permeabilidade ao ar de 2 md.Quando de refluxo após paralisação durante a noite, a permeabilidade à á-gua mudou de 0,29 md para 0,675 md, representando um aperfeiçoamentode 133% (figura 10). Examinando os núcleos tratados, erosão grave foi en-contrada em torno da entrada do núcleo tratado com HCI. Após divisão donúcleo ao meio, a primeira 0,33 cm (1/3 polegadas) do núcleo tratado, dolado da entrada, mostrou uma cor branca em virtude da grande quantidadede partículas finas soltas. Para o núcleo tratado com p-TSME, nem erosão,nem cor branca foram observadas. Baseado no cálculo, uma emulsão de p-TSME típica a 5% (volume) é equivalente a 1,25% (em peso) de HCI para omesmo volume de fluido. A eficiência de estimulação do p-TSME, contudo, émuito maior comparado com aquela do HCI. Conforme mostrado na figura 9e figura 10, em estimulação com HCI, o HCI é rapidamente consumido atra-vés de reação com a formação de carbonato, uma vez que ele entra em con-tato com a formação. Isso aumenta a permeabilidade da formação e aindaaumenta a quantidade de ácido consumido próximo do furo do poço. Mesmoum volume em excesso de HCI penetra apenas na área próxima do furo dopoço em curta distância. Para estimulação com p-TSME, contudo, o ésternão reage com a formação de carbonato inicialmente, até que o éster come-ce a hidrolisar e produzir ácido in situ após um período de tempo de parali-sação. Assim, para o mesmo volume de fluido, mais ácido reage com o ma-terial da formação eficazmente na estimulação com p-TSME. Isso ainda de-monstra que o fluido de estimulação de p-TSME é adequado para acidifica-ção profunda da matriz porque ele penetra mais profundamente na matrizrochosa sem alterar a permeabilidade da formação e consumo do fluido áci-do durante injeção e ainda penetra mais profundamente na formação com omesmo volume do fluido ácido e, assim, reage uniformemente com toda amatriz de carbonato durante paralisação.
Exemplos 6-41
Esses exemplos ilustram os efeitos de corrosividade do fluido deestimulação baseado em emulsão de éster (EEF) do Exemplo 3. As taxas decorrosão aceitáveis do material de metal rígido e flexitubo são de 0,74 g/cm2(0,05 libra) por pé quadrado (ppf2) por contato e 0,3 g/cm2 (0,02 ppf2) porcontato, respectivamente.
Testes de corrosão foram conduzidos sobre 5 metais com 4 sis-temas de fluido contendo a EEF a 5% durante uma quantidade cumulativade tempo. As quatro soluções de teste foram:Fluido de teste A: EEF
Fluido de teste B: EEF + 2 gpt de NE-940 + 10 gpt de FERROTROL 800L;
Fluido de teste C: EEF + 2 gpt de NE-940 + 10 gpt de FERROTROL 800L +20 gpt de CI-27;
Fluido de teste D: EEF + 2 gpt de NE-940 + 10 gpt de FERROTROL 800L +20 gpt de CI-27 + 30 ppt de HY-TEMP Iem que:
NE-940 é um não-emulsificante composto de uma mistura de poliglicóis emálcool;
CI-27 se refere a um inibidor de corrosão orgânico;Ferrotrol-800 L se refere a um aditivo de controle de ferro de quelação; e
HY-TEMP I se refere a um intensificador de inibidor de corrosão orgânico.
NE-940, CI-27, FERROTROL-800 L e HY-TEMP I estão todos disponíveis daBJ Services Company.
Os metais de teste foram cupons de metal de flexitubo QT-800,QT-900, N-80, Cr-13e P-110.
Uma mistura fresca do Fluido de Teste A tinha sido misturadausando um misturador Waring foi usada nos mesmos cupons de teste emum a três testes distintos. Os cupons de metal foram preparados para testa-gem colocando os mesmos em uma solução recentemente preparada dofluido de teste desejado. O fluido foi, então, colocado em uma autoclave decorrosão, vedado e a temperatura e pressão foram deixadas elevar para176,67°C (350 °F) e 24,13 MPa (3.500 psi), respectivamente, durante umperíodo de tempo de 40 minutos. A pressão e a temperatura foram, então,mantidas nesses pontos elevados durante 30 minutos. O fluido foi, então,esfriado durante 60 minutos e os cupons foram, então, removidos da auto-clave em uma temperatura de 82,22°C (180 °F) e uma pressão de 0,1 MPa(14,7 psi). Após os cupons serem limpos através do uso de glóbulos de vidroe limpos, eles foram pesados e armazenados. Se os cupons tinham umaperda de peso de menos de 0,74 g/cm2 (0,0500 libras por pé quadrado), eleseram novamente colocados na mesma solução de teste para outro teste decorrosão de aproximadamente duas horas. Isso foi repetido para quaisquercupons que ainda tinham menos que uma perda de peso cumulativa de 0,74g/cm2 (0,0500 libras por pé quadrado) após o segundo teste. Os resultadossão apresentados na Tabela I abaixo, em que a Escala de Formação de Bu-racos a seguir foi usada:
0-TR - Zero (sem coloração ou quaisquer irregularidades sobre a superfície)
0-1 - ligeira manchas na superfície, mas sem irregularidades na superfície
1 - uma quantidade vestigial de formação de buracos sobre a superfície
2 - uma pequena quantidade de formação de buracos sobre a superfície
3 - uma quantidade média de formação de buracos sobre a superfície
4 - uma grande quantidade de formação de buracos sobre a superfície5 - Grandes buracos ou buracos muito profundos em qualquer parte sobre ocupom de teste
E - Indica a borda do cupomTabela 1
<table>table see original document page 16</column></row><table><table>table see original document page 17</column></row><table><table>table see original document page 18</column></row><table>A Tabela I demonstra que a adição do fluido de tratamento depoço definido aqui reduz a taxa de corrosão em baixa ou formação vestigialde buracos.
A partir do precedente, será observado que numerosas varia-ções e modificações podem ser realizadas sem se desviar do verdadeiroespírito e escopo dos novos conceitos da invenção.
Claims (10)
1. Método de tratamento de um poço de óleo ou gás que penetrauma formação o qual compreende:(a) introdução, no poço de óleo ou gás, de um fluido de trata-mento de poço compreendendo um éster orgânico; e(b) hidrólise do éster orgânico in situ para produzir ácido,em que o fluido de tratamento de poço é:(i) uma emulsão óleo-em-água de um emulsificante e do ésterorgânico; ou(ii) uma solução homogênea de éster orgânico e uma soluçãomútua de água/solvente.
2. Método de acordo com a reivindicação 1, em que o éster or-gânico é um éster de um ácido sulfônico orgânico.
3. Método de acordo com a reivindicação 1 ou 2, em que o ésterde um ácido sulfônico orgânico é selecionado do grupo consistindo em p-tolueno-sulfonato de metila, p-tolueno-sulfonato de etila, metano-sulfonatode metila e metano-sulfonato de etila.
4. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a-3, em que o poço de gás ou óleo é tratado na ausência de um agente dedesvio.
5. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a-4, em que o emulsificante é não-iônico.
6. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a-5, em que o poço é paralisado antes de hidrólise do éster orgânico.
7. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a-6, em que o solvente mútuo da solução mútua de água/solvente é selecio-nado do grupo consistindo em glicóis, glicol éteres, terpenos e C3 a Cg álco-ois.
8. Método de acordo com a reivindicação 7, em que o glicol éetileno glicol monobutil éter.
9. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a-8, em que a formação é uma formação de carbonato.
10. Método de acordo com a reivindicação 1, em que a formaçãosubterrânea de carbonato é submetida à acidificação da matriz através deinjeção, no poço o qual penetra a formação.de fluido de tratamento de poçoe, então, aumenta a permeabilidade da formação subterrânea de carbonato.
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