BRPI0809479A2

BRPI0809479A2 - Método para tratar um furo de poço em uma formação contendo sulfeto de hidrogênio

Info

Publication number: BRPI0809479A2
Application number: BRPI0809479-9A
Authority: BR
Inventors: Robert L Horton; Randy Stoker; Paul Davis
Original assignee: Mi Llc
Priority date: 2007-04-03
Filing date: 2008-04-01
Publication date: 2014-09-09
Also published as: EP2155363A4; CA2682595A1; CA2682595C; EA015649B1; US8596364B2; EA200970914A1; EP2155363A1; MX2009010625A; WO2008124404A1; US20100163255A1

Description

PROCESSO PARA PREVENIR OU REMEDIAR DEPOSIÇÃO DE TRITIAZINA EM POÇOS COM ELEVADO TEOR DE SULFETO DE HIDROGÊNIO REFERÊNCIA CRUZADA DE PEDIDOS RELACIONADOS

Este pedido reivindica prioridade do Pedido de Patente 5 Americano No. 60/909,898, depositado em 03 de Abril de 2007, o qual está aqui incorporado em sua totalidade por referência.

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO Campo da Invenção

As configurações aqui descritas se referem, em geral,

aos métodos de tratar poços contendo sulfeto de hidrogênio.

Antecedentes da Técnica Gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos e não hidrocarbonetos encontrados nas formações geológicas abaixo da superfície da terra, frequentemente em associação com petróleo. Como obtido a partir do solo, gás natural bruto ou gás natural amargo contém um número de impurezas, ou seja, água, dióxido de carbono, sulfeto de hidrogênio, sulfetos orgânicos, e hidrocarbonetos condensáveis, tais como propano, butano, e pentano, os quais devem ser removidos antes de serem introduzidos em uma tubulação. Quando ocioso, e particularmente quando os hidrocarbonetos estão acompanhados por concentrações elevadas de enxofre, compostos perigosos de enxofre irão acumular no poço de petróleo, frequentemente em pressões significativamente acima da pressão atmosférica. Quando este acúmulo de compostos perigosos de enxofre ocorre, os compostos perigosos podem ser liberados no ambiente, particularmente, quando a manutenção do poço para recondicionamento ou

3 0 propósitos de abandono é requerida. Além do mais, é durante essa manutenção que no poço existe o risco maior de ferimentos e morte para manutenção dos trabalhadores e o risco maior de emissões perigosas ao ambiente.

Em termos gerais, o sulfeto de hidrogênio e sulfetos 5 orgânicos (neste coletivamente chamado de "sulfetos"), devido a sua corrosão e toxicidade, são tipicamente removidos a partir do gás natural no campo antes da introdução em uma tubulação para transportar a um mercado ou instalação externa de processamento. O nível máximo de

sulfeto de hidrogênio, "H2S", a impureza primária de sulfeto do gás natural, permitido para ser introduzido em uma tubulação é frequentemente limitado a 4 partes por milhão (ppm), embora em alguns exemplos limitados, até 16 ppm é aceitável.

Para poços em produção, que são poços a partir dos

quais os fluidos são retirados, vários métodos e processos são, e têm sido empregados para tratar compostos perigosos de enxofre para prevenir a liberação destes ao ambiente. De acordo com alguns processos, tais tratamentos são

2 0 conduzidos em um tempo quando os compostos de enxofre são

dissolvidos ou dispersos em ou, de outra maneira, intimamente associados com hidrocarbonetos fluidos após ou durante a remoção dos hidrocarbonetos fluidos a partir do poço e antes das correntes dos hidrocarbonetos fluidos

serem sujeitas às operações de refino, usadas como um combustível, ou usadas como um precursor para operações subsequentes. Tais operações estão aqui referidas como tratamentos a "montante". Outros tratamentos, que estão referidos aqui como tratamentos a "jusante", são conduzidos

3 0 após os hidrocarbonetos fluidos serem refinados, ou preparados para uso como um combustível, ou empregados como um precursor para a fabricação de produtos baseados em hidrocarboneto.

Sulfeto de hidrogênio, como os componentes de 5 hidrocarboneto de gás natural, existe no estado gasoso em pressões e temperaturas normais. Existe uma variedade de abordagens para remover sulfeto de hidrogênio a partir de, ou pelo menos reduzir substancialmente a quantidade de sulfeto de hidrogênio no gás natural, isto é, gás natural 10 "cheiroso". Uma abordagem geral é expor o gás natural bruto a um líquido de tratamento contendo um agente, o qual reage quimicamente com sulfeto de hidrogênio, o chamado sequestrante de sulfeto de hidrogênio. Usualmente, o gás natural é borbulhado através do líquido de tratamento, e 15 quando as bolhas se elevam através do líquido de tratamento, sulfeto de hidrogênio entra em contato com o agente no líquido para reagir e formar um produto não gasoso ou, relativamente, não volátil. Dessa forma, o sulfeto de hidrogênio torna-se aprisionado na fase líquida,

2 0 e é, desse modo, removido do gás. Em outros esquemas, uma

porção de um gás rico em enxofre pode ser empregada para aspirar um fluido de tratamento e passar a corrente misturada através de uma zona de mistura ou bocal de atomização antes da mistura de gás e fluido de tratamento 25 estar em contato com o fluido em um poço de petróleo, em uma tubulação, ou em um recipiente. Tais sistemas são caracterizados por operações, as quais empregam bombas e compressores para manter a pressão no poço de petróleo durante o processo de tratamento. Quando se trabalha em um

3 0 poço de petróleo é conhecido possuir compostos perigosos acumulados de enxofre, fluidos ou água, conhecidos como "fluidos de amortecimento" ou "água de amortecimento", com um agente cheiroso, tal como triazina, é tipicamente injetada no poço de petróleo de modo a elevar a pressão 5 hidrostática no poço de petróleo e reduzir ou arrastar ainda um influxo dos referidos compostos perigosos de enxofre dentro do poço de petróleo.

Existe um número de características que são consideradas desejáveis em tratamentos contendo tais 10 agentes ativos. Em termos gerais, é desejável que o agente seja altamente reativo, isto é, o H2S (ou sulfetos orgânicos) deveria reagir prontamente com o agente quando o H2S passa através do líquido de tratamento. Ao mesmo tempo, é desejável que o agente permaneça eficaz mesmo na presença 15 de um grande excesso de CO2, isto é, deve ser seletiva. O agente sequestrante deve ser de fácil manuseio, isto é, ser de viscosidade apropriada, possuir um ponto de despejo adequado, e baixa toxicidade. Ainda, é desejável que o agente permaneça no estado líquido e não espume

2 0 excessivamente em uso para prevenir contaminação de gás tratado.

Outros problemas também atendem o uso de sequestrantes de sulfeto. Por exemplo, sequestrantes de sulfeto podem produzir produtos de reação, os quais precipitam e/ou 25 polimerizam, desse modo danificando a permeabilidade da formação. Adicionalmente, produtos de reação de sequestrantes de sulfeto podem ser por si corrosivos e/ou tóxicos.

Quando se usa tratamentos com sequestrante de triazina convencional, enquanto eficaz, precaução deve ser tomada para que uma quantidade de sequestrante seja injetada dentro de um poço. Se existe uma quantidade insuficiente de triazina injetada, isto é, um excesso de sulfeto de hidrogênio está presente, observa-se que o produto da 5 reação de ditiazina a partir da triazina e sulfeto de hidrogênio, pode reagir com sulfeto de hidrogênio em excesso para formar um produto insolúvel que pode danificar a formação.

De acordo, existe uma necessidade contínua para métodos e composições aperfeiçoadas para tratar poços contendo sulfeto.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

Em um aspecto, as configurações descritas aqui se referem a um método para tratar poços de petróleo em uma 15 formação contendo sulfeto de hidrogênio que inclui injetar um primeiro tampão no poço de petróleo, o primeiro tampão compreendendo: pelo menos uma amina primária e amônia; e uma base fluída; injetar um segundo tampão no poço de petróleo, o segundo tampão compreendendo: um sequestrante 20 de triazina; e um fluido base; e permitir o sequestrante de triazina reagir com o sulfeto de hidrogênio.

Em outro aspecto, configurações descritas neste se referem a um método para tratar um poço de petróleo em uma formação contendo sulfeto de hidrogênio que inclui injetar 25 tampão no poço de petróleo, o tampão compreendendo: um sequestrante de triazina, pelo menos uma amina primária e amônia; e um fluido base; e permitir que o sequestrante de triazina reaja com o sulfeto de hidrogênio.

Ainda, em outro aspecto, as configurações descritas aqui se referem a um método de reduzir sulfeto de hidrogênio em um poço de petróleo que inclui injetar um primeiro tampão no poço de petróleo, o primeiro tampão compreendendo: uma alcanolamina primária; um glicol; e uma salmoura; permitindo pelo menos uma porção do primeiro 5 tampão vazar dentro da formação; injetar um segundo tampão no poço de petróleo, o segundo tampão compreendendo: uma alcanolamina primária; um sequestrante de triazina; um glicol; e uma salmoura; permitir que o sequestrante de triazina reaja com o sulfeto de hidrogênio; e iniciar fluxo 10 de gás natural a partir da formação através do poço de petróleo.

Outros aspectos e vantagens da invenção serão aparentes a partir da descrição que se segue e das reivindicações anexas.

DESCRIÇÃO DETALHADA

Em um aspecto da invenção, configurações descritas neste se referem aos métodos de tratar poços de petróleo formados em formações contendo sulfeto de hidrogênio. Em particular, configurações descritas neste se referem aos

2 0 métodos de remediar ou prevenir a ocorrência de subprodutos insolúveis de um sequestrante de triazina seqüestrando sulfeto de hidrogênio.

A estrutura de triazina é um anel heterocíclico com seis membros possuindo três átomos de carbono e três átomos de nitrogênio, o qual pode incluir não-aromáticos assim como aromáticos. Dos três isômeros, 1,3,5-triazina é representada por:

H

HN. W

30 Em um configuração, um derivado de 1,3,5-triazina pode ser sintetizado a partir da reação entre equivalentes de um aldeído ou cetona e uma amina primária como mostrado pelo Esq. 1:

R1

NHj R2 R3

Esq. 1

10

onde R1 pode ser um hidrogênio; um grupo alifático CiC5, ou um grupo alifático Ci-C5 hidroxil (tal como, por exemplo, um grupo hidroxietil) e R2 e R3 pode cada um independentemente ser selecionado a partir de um hidrogênio, um grupo alifático Ci-C5, ou grupo alifático CiC5 hidroxil (tal como, por exemplo, um grupo hidroxiisopropil. Em uma configuração particular, formaldeído ou paraformaldeído pode ser adicionado a uma alcanolamina, tal como monoetanolamina, para formar um sequestrante de triazina de acordo com uma configuração da presente descrição. A formação e uso de triazinas como um sequestrante de sulfeto é conhecido na técnica, e descrito, por exemplo, na Patente Americana U.S. No. 5,405,591, a qual está incorporada em sua totalidade neste por referência.

Quando sulfeto de hidrogênio é exposto a um sequestrante de triazina, tal como derivado de triazina mostrado como o produto resultante no Esq. 1 acima, uma ditiazina pode ser formada de acordo com a reação seguinte

3 0 mostrada no Esq. 2: R

,1

R

,1

Esq. 2

NH2

5

As ditiazinas formadas pelo esquema de reação representativo acima pode ser produtos de reação solúveis em água que podem ser removidos facilmente a partir da corrente gasosa de hidrocarbonetos. Entretanto, quando 10 sulfeto de hidrogênio está presente em uma quantidade em excesso, o produto de reação primária, ditiazina, pode reagir lentamente com sulfeto de hidrogênio em excesso como se segue para formar uma triazina:

tritiazinas são, geralmente, muito menos solúveis. Desse modo, quando existe um excesso de sulfeto de hidrogênio presente em um poço de petróleo ou tubulação que é tratado com um sequestrante de triazina, o produto secundário de reação, tritiazina, pode ser formado, e por causa disso, a 25 precipitação da tritiazina pode ocorrer.

Enquanto a reação do esquema mostrado no Esq. 3 é uma reação lenta, esta também é reversível. Desse modo, os inventores do presente pedido descobriram que se existe um excesso de contaminação de sulfeto de hidrogênio que

3 0 necessita ser removido de uma corrente gasosa de

15

Esq. 3

Enquanto ditiazinas são produtos solúveis em água, hidrocarbonetos, um tratamento no poço de petróleo com quantidades adicionais de amina(s) primária(s) e/ou amônia pode prevenir e/ou remediar a formação de tritiazinas insolúveis. Em várias configurações, o tratamento com a 5 amina primária e/ou amônia pode ser ou pré- ou póstratamento e/ou pode ser combinada com um tratamento único com o sequestrante de triazina. Em uma configuração particular, um tratamento com amina primária e/ou amônia da presente descrição pode ser um pré-tratamento. Em várias 10 configurações, os tratamentos da presente descrição, incluindo o tratamento com sequestrante de sulfeto de hidrogênio e/ou tratamento com amina primária, podem ser referidos como um tratamento com tampão ou com aditivo de amortecimento. Como usado aqui, um aditivo de amortecimento 15 se refere a um fluido pesado para amortecimento possuindo uma densidade suficiente para produzir pressão hidrostática maior que a pressão do reservatório, desse modo, paralisando o fluxo de formação de fluidos dentro do poço de petróleo.

2 0 Quando um pré-tratamento com um aditivo de

amortecimento de amina primária e/ou amônia é usado devido ao diferencial na pressão hidrostática entre o aditivo de amortecimento dentro do poço de petróleo e a formação, uma quantidade do aditivo da amina primária e/ou amônia pode 25 ser vazada de forma controlada dentro da formação. Um aditivo de sequestrante de sulfeto de hidrogênio ou tampão contendo um sequestrante de triazina pode ser injetado dentro do poço de petróleo seguindo do pré-tratamento com amina primária e/ou amônia para reagir com sulfeto de

3 0 hidrogênio presente neste. Seguindo a reação entre o sequestrante de triazina e sulfeto de hidrogênio, o qual pode resultar em um produto primário de ditiazina ou um produto secundário de triazina, como descrito acima, o poço pode ser refluido para dentro da produção. Quando o poço é 5 refluido para dentro da produção, a amina primária e/ou amônia previamente injetadas podem estar disponíveis para reagir com quaisquer tritiazinas formadas como o produto secundário.

Em uma configuração, um primeiro tampão compreendendo 10 um fluido base e uma amina primária e/ou amônia é bombeado ou injetado dentro do poço. Seguindo a injeção do primeiro tampão, um segundo tampão compreendendo um fluido base, uma amina primária e/ou amônia, e um sequestrante de triazina pode ser bombeado ou injetado dentro do poço, e o 15 sequestrante de triazina deixado para reagir com sulfeto de hidrogênio para converter o enxofre em uma forma não tóxica. Além disso, enquanto a descrição acima descreve injeção de amina primária e/ou amônia como um prétratamento, uma pessoa versada na técnica compreenderia que

2 0 em outras configurações o aditivo de triazina pode opcionalmente preceder o tratamento de amina primária e/ou amônia.

Em outras configurações, a amina primária e/ou amônia podem não ser requeridas para o tratamento de triazina, 25 isto é, a quantidade de amina primária e/ou amônia no primeiro aditivo pode ser suficiente para prevenir e/ou remediar a formação de tritiazinas. Ainda em outras configurações, aditivos múltiplos podem não ser requeridos, isto é, um aditivo único contendo uma amina primária e/ou amônia e uma triazina pode ser suficiente para prevenir e/ou remediar a formação de tritiazinas.

Ainda, dependendo do poço e formação na qual o sulfeto de hidrogênio está localizado, pode ser desejável aquecer 5 um ou ambos o primeiro e segundo tampões. Tal aquecimento pode ser desejável para manter uma viscosidade desejável, etc.

Em correntes de gás ou poços de petróleo sujeitos a baixas temperaturas e/ou elevadas pressões na presença de 10 água livre, existe a susceptibilidade para a formação de cristais de hidrato de gás. Hidratos de gás são clatratos (compostos de inclusão), nos quais pequenas moléculas estão aprisionadas em uma malha tipicamente consistindo de moléculas de água (ver, por exemplo, Clathrate Hydrates of 15 Natural Gas, third edition (2007), by E. Dendy Sloan and Carolyn Koh, Colorado School of Mines). Formas de hidratos como uma conseqüência da tendência de água para reorientar na presença de um soluto não polar (tipicamente gases de hidrocarbonetos leves, tal como metano) para estabilizar a

2 0 malha através, tipicamente, das interações de van der Waals

enquanto mantém a ligação de hidrogênio entre as moléculas de água. No entanto, o sulfeto de hidrogênio, assim como vários outros compostos, é capaz de ocupar as posições interiores em uma malha do clatrato de moléculas de água e 25 estabilizar a estrutura total de modo que não decompõe até que ocorra um aumento substancialmente relativo na temperatura ou redução na pressão ou ambos.

Em outra configuração, o primeiro e/ou segundo tampão pode ser aquecido para iniciar a decomposição de quaisquer

3 0 aglomerados de hidrato que se formaram no poço de petróleo. Uma vez dissolvido, o sulfeto de hidrogênio liberado a partir do hidrato pode ser consumido pelo sequestrante de triazina presente no segundo tampão, desse modo, reduzindo ou prevenindo a reformação de cristais hidratados de sulfeto de hidrogênio.

Fluido Base

Em uma configuração, o fluido base no primeiro e/ou segundo tampão pode cada um, individualmente, incluir um solvente miscível em água, tal como um glicol, por exemplo.

Um exemplo de solvente miscível em água adequado para usar como um fluido base na presente descrição inclui um alquil C2-C6 glicol, e etileno glicol, em particular. Entretanto, em outras configurações, dietileno glicol, trietileno glicol, tetraetileno glicol, propileno glicol, dipropileno

glicol, tripropileno glicol, tetrapropileno glicol, e similares, éteres álcool-glicol (por exemplo, éter monobutil de etileno glicol, metil dietileno glicol, etil trietileno glicol, propil tetraetileno glicol, etil propileno glicol, metil dipropileno glicol, propil

2 0 tripropileno glicol, e similares), ou alcoóis também podem

ser usados sem se afastar do escopo da invenção.

Em outra configuração, o fluido base em cada um dos primeiro e segundo tampões é um fluido aquoso, e, individualmente, inclui pelo menos uma água doce, água do

mar, salmoura, misturas de água e compostos orgânicos solúveis em água, e misturas destes. Por exemplo, o fluido aquoso pode ser formulado com misturas de sais desejados em água doce. Tais sais podem incluir, porém não estão limitados aos cloretos de metal alcalino, hidróxidos,

3 0 formatos ou outros carboxilatos, por exemplo. Em várias configurações do fluido de perfuração descritas neste, a salmoura pode incluir água do mar, soluções aquosas, em que a concentração de sal é menor que a da água do mar, ou soluções aquosas, em que a concentração de sal é maior que 5 da água do mar. Sais que podem ser encontrados na água do mar incluem, porém não estão limitados aos sais de sódio, cálcio, alumínio, magnésio, potássio, estrôncio, e lítio de cloretos, brometos, carbonatos, iodetos, cloratos, bromatos, formatos, nitratos, óxidos, silicatos, sulfatos, 10 fosfatos e f luoretos. Sais que podem ser incorporados em uma salmoura incluem qualquer um ou mais destes presentes na água do mar natural ou quaisquer outros sais inorgânicos ou orgânicos dissolvidos. Adicionalmente, salmouras que podem ser usadas nos fluidos de perfuração descritas aqui 15 podem ser naturais ou sintéticas, salmouras sintéticas tendem ser muito mais simples na constituição. Em uma configuração, a densidade do fluido de perfuração pode ser controlada pelo aumento da concentração de sal na salmoura (até saturação). Em uma configuração particular, uma

2 0 salmoura pode incluir haleto ou formato ou outros sais de

carboxilatos de cátions mono- ou divalentes de metais, tais como césio, potássio, cálcio, zinco e/ou sódio.

Em uma configuração, o fluido base no primeiro e/ou segundo tampão pode cada um, individualmente, incluir ambos água - solvente miscível assim como uma salmoura ou água do mar. Em uma configuração, o fluido base no primeiro e/ou segundo tampão pode cada um, individualmente, incluir água

- solvente miscível em uma quantidade variando de cerca de 5 0 a 8 0 por cento em peso do aditivo, e 60 - 7 0 por cento

3 0 em peso em outra configuração, e uma salmoura em uma quantidade de O a cerca de 15 por cento em peso do aditivo, e 4 a 8 por cento em peso em outra configuração.

Amina Primária ou Amônia

Como discutido acima, o primeiro e/ou segundo tampão da presente descrição pode conter uma amina primária e/ou amônia. Vários tipos de aminas primárias podem ser usados de acordo com a presente descrição. Por exemplo, aminas primárias adequadas para uso na presente descrição podem incluir substituintes alifáticos Ci-C5, funcionalizados ou não. Em uma configuração particular, a amina primária pode incluir uma alcanolamina Ci-C5. Entretanto, uma pessoa versada na técnica compreenderia que outras aminas primárias, tais como uma amina primária alifática ou uma amina primária aromática possuindo mais que cinco átomos de carbono também podem ser usadas.

Adicionalmente, em outras configurações, amônia pode ser usada para prevenir ou remediar a formação de uma tritiazina. Uma pessoa versada na técnica compreenderia que amônia pode ser fornecida em várias formas, tais como

2 0 amônia aquosa, isto é, hidróxido de amônio, ou como um sal

de amônio.

Sequestrante de Triazina

0 sequestrante de triazina que pode ser usado no segundo tampão pode incluir vários tipos de compostos 25 baseados na triazina. Em uma configuração particular, um sequestrante de triazina de acordo com a presente descrição pode incluir aqueles formados a partir de um aldeído Ci-C6 (mono- ou di-aldeído), cetona, ou ácido carboxílico reagido com uma amina primária possuindo um substituinte alifático

3 0 C1-C5, e uma alcanolamina C1-C5 em uma configuração particular. Exemplos de aldeídos adequados incluem, porém não estão limitados aos monoaldeídos, tais como formaldeído, acetaldeído, propionaldeído (propanal), e nbutiraldeído (1-butanal), dialdeídos tais como etanodial, 5 propanodial, e glutaraldeído. Em uma configuração particular, o sequestrante de triazina pode estar presente no segundo tampão em uma quantidade variando de cerca de 75,71 litros (20 galões) a 189,27 litros (50 galões) por barril de petróleo. Uma pessoa versada na técnica 10 compreenderia que, tipicamente, a quantidade de sequestrante de triazina pode variar, por exemplo, dependendo da quantidade de sulfeto de hidrogênio a ser removida. Entretanto, de acordo com o aditivo da presente descrição, se grandes quantidades de sulfeto de hidrogênio 15 estão presentes, menos triazina que a convencionalmente usada pode ser injetada ou bombeada dentro do poço em adição com uma amina primária, como descrita acima. Um exemplo de sequestrante de triazina que pode ser usado no segundo tampão que é comercialmente disponível é SAFE

2 0 SCAV™ HSW, disponível de M-I LLC (Houston, Texas) .

PH

Em várias configurações, pode ser desejável controlar o pH tanto do primeiro quanto do segundo tampão, tal como para um pH variando de cerca de 9 a 11. Enquanto o controle 25 do pH não é necessário para as reações descritas acima ocorrerem, um pessoa versada na técnica compreenderia que um pH cáustico pode ser desejável para manter o teor baixo de hidrossulfeto para propósitos seguros. Vários tipos de cáusticos conhecidos na técnica podem ser usados como um

3 0 tampão de pH, incluindo, por exemplo, hidróxidos, carbonatos, e óxidos de metais alcalinos ou metais alcalinos terrosos. Adicionalmente, em outra configuração, a amina primária e/ou amônia do primeiro e/ou segundo tampão também podem servir de tampão de pH.

EXEMPLO

Uma configuração exemplar dos tampões da presente descrição pode ser formulada como se segue. Um volume de 15898,73 litros (100 barris de petróleo) do primeiro tampão é formado como mostrado na Tabela 1.Tabela 1

L/15898,73 L Componente (bbl/lOObbl) 10493,16 Etileno glicol (MEG) 81,40 Monoetanolamina (MEA) 5324,49 Água (contendo 5 % KCL em peso de água) Uma vez que o primeiro tampão é bombeado para o fundo

do buraco, um volume de 31797,46 litros (200 barris de petróleo) do segundo tampão pode ser formado como mostrado abaixo na Tabela 2, e bombeado dentro do poço de petróleo.

Tabela 2

L/15898,73 L Componente (bbl/lOObbl) 10381,87 Etileno glicol (MEG) 168,53 SAFE-SCAV™ HSW 79,49 Monoethanolamine (MEA) 5268,84 Água (contendo 5 % KCL em peso de água) Vantajosamente, configurações da presente descrição

podem fornecer para pelo menos um dos seguintes. Em poços de formação possuindo níveis elevados de sulfeto de hidrogênio, ou maiores que os níveis esperados de sulfeto de hidrogênio, os tampões da presente descrição podem permitir para o tratamento custo-eficiência, desse modo, 5 uma quantidade menor de triazina pode ser usada e ainda permitir para a remoção efetiva do sulfeto de hidrogênio. Ainda, se a tritiazina insolúvel é formada, a presença da amina primária pode permitir para remediar reversamente a reação, desse modo, reduzir ou prevenir danos para a 10 formação.

Adicionalmente, se cristais de gás de hidrato forem formados devido às temperaturas baixas e/ou pressões elevadas, os tampões da presente descrição podem ser usados para primeiramente fundir os cristais e, então, reduzir ou 15 prevenir sua reformação por reação do sulfeto de hidrogênio liberado com o sequestrante de triazina. Ainda, quando um fluido base de glicol é usado, o glicol pode proporcionar condutividade térmica para o tampão em adição ao hidrato inibindo características quando os cristais de hidratos 20 estão presentes.

Enquanto a invenção tem sido descrita com respeito a um número limitado de configurações, aqueles versados na técnica, possuindo benefícios desta descrição, compreenderiam que outras configurações podem ser 25 elaboradas, as quais não se afastam do escopo da invenção como descrito aqui. De acordo, o escopo da invenção deveria ser limitado apenas pelas reivindicações anexas.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método para tratar um poço de petróleo em uma formação contendo sulfeto de hidrogênio, caracterizado por compreender: injetar um primeiro tampão no poço de petróleo, o primeiro tampão compreendendo: pelo menos uma amina primária e amônia; e um fluido base; injetar um segundo tampão no poço de petróleo, o segundo tampão compreendendo: um sequestrante de triazina; e um fluido base; e permitir o sequestrante de triazina reagir com o sulfeto de hidrogênio.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por ainda compreender: permitir pelo menos uma porção do primeiro tampão vazar dentro da formação.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por ainda compreender: iniciar fluxo de gás natural a partir da formação através do poço de petróleo.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por ainda compreender: aquecer o primeiro tampão antes da injeção.

5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por ainda compreender: aquecer o segundo tampão antes da injeção.

6. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado por ainda compreender: fundir pelo menos uma porção de um aglomerado de hidrato presente no poço de petróleo com o primeiro tampão aquecido.

7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a amina primária do primeiro tampão compreende uma alcanolamina.

8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato do segundo tampão ainda compreender pelo menos uma amina primária ou amônia.

9. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que um sequestrante de triazina compreende um derivado de 1,3,5-triazina.

10. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido base compreende pelo menos água doce, água do mar, salmoura, misturas de água e compostos orgânicos solúveis em água e misturas destes.

11. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido base compreende um solvente miscível em água.

12. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que o fluido base compreende pelo menos um etileno glicol, dietileno glicol, trietileno glicol, tetraetileno glicol, propileno glicol, dipropileno glicol, tripropileno glicol, tetrapropileno glicol, éter monobutil de etileno glicol, metil dietileno glicol, etil trietileno glicol, propil tetraetileno glicol, etil propileno glicol, metil dipropileno glicol, e propil tripropileno glicol.

13. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o segundo tampão ainda compreende um tampão de pH.

14. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que o segundo tampão compreende um pH variando de cerca de 9 a 11.

15. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que um produto secundário de reação a partir da reação entre o sequestrante de triazina e sulfeto de hidrogênio compreende uma tritiazina.

16. Método, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado por ainda compreender: permitir a amina primária do primeiro tampão reagir com a tritiazina.

17. Método para tratar um poço de petróleo em uma formação contendo sulfeto de hidrogênio, caracterizado por compreender: injetar um tampão no poço de petróleo, o tampão compreendendo: um sequestrante de triazina; pelo menos uma amina primária e amônia; e um fluido base; e permitir o sequestrante de triazina reagir com o sulfeto de hidrogênio.

18. Método, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que o produto secundário da reação a partir da reação entre o sequestrante de triazina e sulfeto de hidrogênio compreende uma tritiazina.

19. Método, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado por ainda compreender: permitir a amina primária reagir com a tritiazina.

20. Método de reduzir o sulfeto de hidrogênio em um poço de petróleo, caracterizado por compreender: injetar um primeiro tampão no poço de petróleo, o primeiro tampão compreendendo: uma alcanolamina primária; um glicol; e uma salmoura permitir pelo menos uma porção do primeiro tampão vazar dentro da formação; injetar um segundo tampão no poço de petróleo, o segundo tampão compreendendo: uma alcanolamina primária; um sequestrante de triazina; um glicol; e uma salmoura; permitir o sequestrante de triazina reagir com o sulfeto de hidrogênio; e iniciar fluxo de gás natural a partir da formação através do poço de petróleo.

21. Método, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que o produto secundário da reação a partir da reação entre o sequestrante de triazina e sulfeto de hidrogênio compreende uma tritiazina.

22. Método, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado por ainda compreender: permitir a amina primária do primeiro tampão reagir com a tritiazina.