BRPI0912989B1 - Método para inibir ou impedir um fluxo de água em uma formação subterrânea - Google Patents
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Abstract
MÉTODO PARA INIBIR OU IMPEDIR UM FLUXO DE ÁGUA EM UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA A presente invenção se refere a fluidos transportadores não aquosos contendo partículas nanodimensionadas em alta concentração que são eficazes para isolamento de zona e controle de fluxo em aplicações de corte de água para formações subterrâneas. As nanopartículas interagem com água e se solidificam para inibir seu fluxo, porém não apresentam o mesmo efeito sobre hidrocarbonetos e, desse modo, auxiliam seletivamente a produção de hidrocarbonetos enquanto suprimem água. As nanopartículas adequadas incluem óxidos de metais acalinoterrosos, hidróxidos de metais alcalinoterrosos, óxidos de metal álcali, hidróxidos de metal álcali, óxidos de metal de transição, hidróxidos de metal de transição, óxidos de metal de pós-transição, hidróxidos de metal de pós-transição, cristais piezoelétricos e/ou cristais piroelétricos.
Description
[0001] A presente invenção se refere a métodos e a composições para inibir ou interromper o fluxo de água em formações subterrâneas, e mais particularmente se refere, em uma modalidade a métodos de utilização de fluidos não aquosos contendo algumas nanopartículas para inibir ou interromper seletivamente o fluxo de água em formações subterrâneas, porém não inibir o fluxo de hidrocarbonetos durante operações de recuperação de hidrocarbonetos.
[0002] Alguns poços de produção de petróleo subterrâneos são formados ou completados em formações que contêm zonas de produção de petróleo e zonas de produção de água. A produção indesejada de água é um grande problema para maximizar a produção de hidrocarboneto desses poços. Custos enormes podem ser resultantes da separação e descarte de grandes quantidades de água produzida, inibição da corrosão de tubulares, substituição do fundo do equipamento tubular, e manutenção de equipamento de superfície. A interrupção de produção indesejada de água é uma condição necessária para manter um campo produtivo. Embora haja uma ampla variedade de tratamentos disponíveis para resolver esses problemas, esses enfrentam inúmeras dificuldades, inclusive, porém sem caráter limitativo, problemas de mistura e manuseio de superfície, etc.
[0003] Por exemplo, a tecnologia de interrupção de produção de água tradicional com produtos químicos utiliza soluções de silicato de sódio e polímeros reticulados. A solução de silicato não é tipicamente compatível com águas de formação, visto que o silicato de sódio reage com cloreto de cálcio instantaneamente para gerar gel. Nessa abordagem, as duas soluções podem ser injetadas em qualquer ordem e devem ser separadas por uma porção de um líquido espaçador aquoso inerte. A Patente U.S. N° 4.004.639 fornece produtos químicos para realizar o corte de água em poços de produção. Essa utiliza solução de silicato de sódio de fluido de base e sulfito de amónio como agente gelificante. Essas duas soluções são injetadas e separadas por uma porção de um líquido espaçador aquoso inerte. Entretanto, essas tecnologias não podem gerar géis uniformes para obturar o meio poroso e não podem colocar o gel profundamente na formação. Diversos tratamentos em estágios também são exigidos para bombear os fluidos utilizando essas técnicas.
[0004] Polímeros reticulados também foram usados para interromper ou inibir o fluxo de água. Entretanto, a tecnologia utilizando polímero reticulado pode precisar separar os reticuladores do fluido de polímero linear separado por uma porção de um espaçador inerte em uma forma de bombeamentos em múltiplos estágios. A tecnologia utilizando polímero reticulado também pode utilizar um método de reticulação retardado que pode depender da temperatura de formação e tempo de deslocamento de fluido na formação como fatores para retardar a reticulação.
[0005] O fluxo de águas rasas é um sério risco de perfuração encontrado em diversas situações de perfuração em águas profundas inclusive aquelas no Golfo do México. Inúmeros incidentes ocorreram em que fortes fluxos de águas rasas interromperam as operações de perfuração e acrescentaram milhões de dólares ao custo de um poço ou causaram o abandono de um poço. Poderia ser desejado que um método e/ou uma composição fosse empregado para inibir ou impedir o fluxo de águas rasas nessas situações.
[0006] Ademais, aprimoramentos são sempre necessários para controlar os perfis de injeção para operações de recuperação de vapor e calor, e para controlar a injeção de água de modo a aprimorar a eficiência de varredura durante a recuperação secundária e terciária de hidrocarbonetos.
[0007] Ainda há a necessidade de encontrar um sistema químico que irá simplificar o esquema de bombeamento e permitir a penetração profunda na formação para fechar os canais de água de maneira eficaz e manter os canais de fluxo de petróleo abertos. Sumário
[0008] Proporciona-se, em uma forma, um método para inibir ou impedir o fluxo de água em uma formação subterrânea que envolve injetar uma pasta fluida de tratamento na formação subterrânea onde a água está presente. A pasta fluida de tratamento inclui um fluido transportador não aquoso que pode ser um óleo e/ou um glicol. A pasta fluida de tratamento também contém uma quantidade de nananopartículas eficazes para inibir o fluxo de água quando a pasta fluida de tratamento entrar em contato com a água. As nananopartículas apresentam um tamanho médio de partícula entre cerca de 4 a cerca de 2000 nanômetros (nm). As nananopartículas adequadas incluem, porém sem caráter limitativo, óxidos de metais acalinoterrosos, hidróxidos de metais alcalinoterrosos, óxidos de metal álcali, hidróxidos de metal álcali, óxidos de metal de transição, hidróxidos de metal de transição, óxidos de metal de pós-transição, hidróxidos de metal de pós-transição, cristais piezoelétricos e/ou cristais piroelétricos. O método envolve adicionalmente colocar a água em contato com a pasta fluida de tratamento para solidificar as nanopartículas dentro da formação subterrânea. As nanopartículas solidificadas inibem ou impedem seletivamente o fluxo de água na formação, porém permitem o fluxo de hidrocarbonetos.
[0009] A figura 1 é uma fotografia de duas garrafas contendo um fluido de tratamento de nanopartículas dispersas em óleo mineral em que na garrafa à esquerda, o fluido de tratamento entrou em contato com a água de formação simulada mostrando solidificação na superfície de contato e em que na garrafa à direita, o fluido de tratamento entrou em contato com uma amostra de óleo bruto que mostra a pasta fluida de nanopartículas dispersa no óleo bruto sem solidificação; e a figura 2 é uma fotografia de duas garrafas contendo um fluido de tratamento de nanopartículas dispersas em monopropileno glicol, em que na garrafa à direita o fluido de tratamento entrou em contato com a água de formação mostrando solidificação na superfície de contato em que na garrafa à esquerda o fluido de tratamento entrou em contato com uma amostra de óleo bruto não mostrando solidificação.
[00010] Foi surpreendentemente constatado que uma pasta fluida de alta concentração de partículas pequenas misturadas com um fluido transportador não aquoso que reduz ou impede seletivamente a produção de água e fluxo de formações subterrâneas, porém permite o fluxo de hidrocarbonetos. A água na formação subterrânea pode ser salmoura. A pasta fluida de tratamento é bombeada na formação e entra em contato com a água de formação em canais de fluxo de água, as pequenas partículas são solidificadas nesses canais de fluxo de água e irão, desse modo, obturar os mesmos ou impedir ou inibir consideravelmente o fluxo de água. Entretanto, quando a pasta fluida de tratamento entrar em contato com os hidrocarbonetos, por exemplo, óleo bruto ou gás natural, não ocorre solidificação e os canais de fluxo de óleo e/ou gás são mantidos abertos para fluxo. A pasta fluida não inibe substancialmente o fluxo de hidrocarbonetos que essa encontra, onde "inibir substancialmente" significa que ao menos 95% do fluxo de hidrocarbonetos poderiam estar normalmente presentes se o fluxo de hidrocarbonetos não tivesse encontrado a pasta fluida.
[00011] As pastas fluidas de tratamento aqui podem encontrar aplicação particular para ajudar a impedir ou inibir a produção de água de zonas de água de formações subterrâneas e permitir seletivamente a produção aumentada de hidrocarbonetos a partir das zonas contendo hidrocarboneto da mesma formação. Esse impedimento ou inibição de fluxo de água é geralmente referido como controle e/ou corte de água. Os métodos e as composições aqui também podem ser usados para vedar vazamentos de revestimento e inibir ou impedir o vazamento de cimento, e também para controlar a perda de circulação de fluido de perfuração através de zonas de água.
[00012] Os métodos e as composições descritos aqui também podem ser usados para interromper ou inibir os fluxos de águas rasas (SWF) em perfuração em águas profundas. A perfuração em águas profundas é definida aqui como perfuração em águas de pelo menos 500 metros de profundidade. "Raso" em SWF geralmente se refere à profundidade na qual a água flui abaixo do assoalho oceânico, não à profundidade de água no local de perfuração. "Raso" é definido aqui como 1000 metros ou menos abaixo do assoalho oceânico. SWF pode ser definido como água que flui fora do revestimento estrutural até o assoalho oceânico. Será avaliado que isso causa a erosão do assoalho oceânico podendo causar maiores danos a um gabarito de perfuração submarina e seus poços.
[00013] Também é conhecido na técnica injetar água em uma formação subterrânea para deslocar hidrocarbonetos (óleo e gás) de uma parte da formação para outra como uma etapa em um processo de aumentar a recuperação do fluido desejado da formação (recuperação avançada de petróleo ou EOR). Durante a injeção de água, a água injetada pode às vezes fluir mais rapidamente dentro e através de uma parte da formação quando comparada com outra parte da formação. A formação, ou parte desse, dentro da qual a água flui mais rapidamente é, às vezes, referida como canalização ou uma zona de formação porosa. O fluxo, desse modo, não é uniforme com o resultado que o deslocamento desejado de óleo e gás não é realizado. Acredita-se que variações nas propriedades físicas da formação, por exemplo, permeabilidade e porosidade de formação, podem causar esse fluxo não uniforme. Esforços para tornar as propriedades físicas de uma formação mais uniformes para fazer com que a água injetada flua uniformemente dentro e através de toda a formação foram referidos como modificação de perfil e/ou como controle de conformidade. As pastas fluidas de tratamento aqui podem ser vantajosamente usadas para interromper ou impedir que a água injetada flua excessivamente para dentro dessas zonas de formação porosa. Assim, os métodos e composições aqui podem ser usados para aprimorar o controle de injeção de água para aumentar a eficiência de varredura durante a recuperação secundária e terciária de hidrocarboneto. Em um exemplo não limitativo, as pastas fluidas de tratamento de nanopartículas podem ser preparadas em estágios em vez de por uma injeção contínua da pasta fluida de tratamento de nanopartículas para aprimorar a colocação e/ou distribuição dentro da zona tratada.
[00014] Em recuperação secundária e terciária, muitas vezes uma solução aquosa é injetada em um reservatório para deslocar o petróleo de um poço de injeção para um poço de produção. A água injetada eventualmente "atravessa" no produtor criando um canal de água do poço de injeção ao produtor. Quando isso acontece, o corte de água aumenta drasticamente e o volume de petróleo cai. Entretanto, pode haver quantidades significativas de petróleo abandonadas que não foram varridas pela injeção de água. Um padrão típico para esse tipo de recuperação é chamado de um padrão de 5 pontos; um único injetor no meio de 4 produtores - bem como os cinco pontos em uma única matriz. Como pode ser observado no padrão, a água pode fluir do injetor até os produtores deixando um volume significativo de reservatórios inexplorados. Esse problema é ainda mais prevalecente quando heterogeneidades verticais estiverem presentes no reservatório. Isso poderia resultar em recuperação insatisfatória de um reservatório de áreas inexploradas em seções horizontais e verticais do reservatório. Uma forma de aprimorar a varredura de reservatório é injetar um tratamento de conformidade, como as nanopartículas, no reservatório para bloquear os canais de água entre o injetor e produtores. Assim, proporciona-se maior varredura de reservatório e maior recuperação de petróleo.
[00015] A recuperação térmica é qualquer processo de injeção que introduz calor em um reservatório. A recuperação térmica pode ser usada para produzir óleos grossos e viscosos com gravidades API menores que cerca de 20. Esses óleos não podem fluir a menos que esses sejam aquecidos e sua viscosidade seja suficientemente reduzida para permitir o fluxo até os poços de produção. Vapor é geralmente usado para transferir o calor de fundo para o óleo viscoso. Uma mistura em duas fases de água líquida e vapor pode ser produzida a partir de um gerador. O calor latente de vaporização é muito alto, e quando o vapor se condensar dentro do reservatório, uma quantidade significativa do calor é transferida para os fluidos e para a formação rochosa. Visto que o vapor é mais leve e mais móvel do que o petróleo, as diferenças de gravidade e canalização do vapor através das partes mais permeáveis do reservatório subterrâneo podem criar problemas de eficiência de varredura durante o processo de injeção de vapor. O uso das pastas fluidas de tratamento de nanopartículas aqui pode ajudar a bloquear áreas com nanopartículas solidificadas para aumentar o controle de perfil de injeção dessas operações de recuperação de vapor e calor. Em um exemplo não limitativo, as pastas fluidas de tratamento de nanopartículas podem ser injetadas em estágios, alternando com as injeções de vapor, para otimizar a eficiência de varredura na zona tratada.
[00016] O tamanho das nanopartículas usadas nas pastas fluidas de tratamento pode variar de cerca de 4 nanometres a cerca de 2000 nm; em uma modalidade não limitativa de cerca de 4 nm independentemente até 1000 nm. Em outra modalidade não limitativa, o tamanho de partícula varia entre cerca de 4 nanômetros independentemente até cerca de 500 nanômetros. Em outra versão não restritiva, as partículas podem possuir um tamanho médio de partícula de cerca de 260 nm ou menos, alternativamente cerca de 100 nm ou menos, e em outra versão possível cerca de 50 nm ou menos, alternativamente 40 nm ou menos.
[00017] As partículas nanodimensionadas de óxidos de metais alcalinoterrosos, hidróxidos de metais alcalinoterrosos, óxidos de metal álcali, hidróxidos de metal álcali, óxidos de metal de transição, hidróxidos de metal de transição, óxidos de metal de pós-transição, e hidróxidos de metal de pós-transição, cristais piezoelétricos, cristais piroelétricos, e misturas dos mesmos foram identificadas possuindo vantagens particulares de solidificação em altas concentrações em tampões, obstruções, e outras barreiras mediante contato com água e, desse modo, servem para prevenir, inibir, eliminar, reduzir, retardar, suprimir, impedir, e, de outro modo, controlar o fluxo de água.
[00018] Em particular, nanopartículas e pós de óxido de magnésio foram adequadamente usados para solidificar e formar barreiras aqui. Entretanto, será avaliado que embora as partículas de MgO sejam observadas ao longo da descrição como um tipo representativo ou adequado de nanopartículas, outros óxidos de metais alcalinoterrosos e/ou hidróxidos de metais alcalinoterrosos, outros óxidos de metal alcalinoterroso e/ou hidróxidos de metais alcalinoterrosos e/ou óxidos de metal de transição, hidróxidos de metal de transição, óxidos de metal de pós-transição, e hidróxidos de metal de pós-transição, cristais piezoelétricos, cristais piroelétricos, podem ser usados nos métodos e nas composições aqui. Adicionalmente, qualquer tipo de nanopartícula pode ser usado individualmente ou em combinação com qualquer outro tipo de nanopartícula em misturas dessas. Em uma modalidade não limitativa, o metal alcalinoterroso nessas nanopartículas pode incluir, porém sem caráter limitativo, magnésio, cálcio, bário, estrôncio, combinações dos mesmos e similares. Em uma modalidade não limitativa, MgO pode ser obtido em alta pureza de ao menos 95%, em peso, onde o equilíbrio pode ser impurezas como Mg(OH)2, CaO, Ca(OH)2, SÍO2, AI2O3, e similares.
[00019] Por "metal de pós-transição" entende-se um ou mais entre alumínio, gálio, índio, estanho, tálio, chumbo e bismuto. Em outra modalidade não limitativa, as partículas nanodimensionadas são óxidos e hidróxidos de elementos dos Grupos IA, IIA, IVA, IIB e IIIB da notação de IUPAC American Group anterior. Esses elementos incluem, porém sem caráter limitativo, Na, K, Mg, Ca, Ti, Zn e/ou Al. Em uma modalidade não limitativa, há uma ausência de alumina (óxido de alumínio) e/ou hidróxido de alumínio das nanopartículas adequadas, porém em outras modalidades, espera-se que 0 óxido de alumínio e 0 hidróxido de alumínio funcionem nesses métodos e composições.
[00020] Os aditivos particulados nanodimensionados aqui também podem ser partículas de cristais piezoelétricos (que incluem partículas de cristais piroelétricos). Os cristais piroelétricos geram cargas elétricas quando aquecidos e os cristais piezoelétricos geram cargas elétricas quando espremidos, comprimidos ou prensados.
[00021] Geralmente, os cristais piroelétricos também são piezoelétricos. Os cristais piroelétricos geram cargas elétricas quando aquecidos e os cristais piezoelétricos geram cargas elétricas quando espremidos, comprimidos ou prensados. Em uma modalidade não limitativa, as partículas de cristal piezoelétrico adequadas podem incluir, porém sem caráter limitativo, ZnO, berlinita (AIPO4), tantalato de lítio (LiTaOs), ortofosfato de gálio (GaPO4), BaTiOs, SrTiOs, PbZrTIOa, KNbOs, LiNbOs, LiTaOs, BiFeOs, tungstato de sódio, Ba2NaNbeOe, Pb2KNbeOis, tartarato de sódio e potássio, tourmalina, topázio e misturas dos mesmos. O coeficiente piroelétrico total de ZnO é -9,4 C/m2K. ZnO e esses outros cristais não são geralmente solúveis em água.
[00022] As partículas nanodimensionadas aqui podem ser adicionadas a um glicol, poliol, olefina, óleo vegetal, óleo mineral, ou misturas dos mesmos, como um fluido transportador não aquoso. Os fluidos transportadores adequados incluem, porém sem caráter limitativo, glicóis, glicol éteres, polióis, carbonato de propileno, ésteres de carboxilato, terpeno, óleos vegetais, óleos minerais, alcoóis minerais, diesel, biodiesel, condensado, hidrocarbonetos aromáticos, e combinações dos mesmos. O condensado é definido aqui como uma mistura de baixa densidade de hidrocarbonetos líquidos que estão presentes como componentes gasosos no gás natural bruto produzido a partir de muitos campos de gás natural, esse se condensa no gás bruto se a temperatura for reduzida abaixo da temperatura de ponto de condensação de hidrocarboneto do gás bruto. Um fluido transportador particularmente adequado pode ser monopropileno glicol, porém etileno glicol, glicerol e misturas desses podem ser adequados. Alternativamente, os fluidos transportadores adequados incluem, porém sem caráter limitativo, óleo mineral ou outro hidrocarboneto que cumpre os propósitos dos métodos e das composições descritos aqui. Exemplos específicos não limitativos de óleos minerais adequados incluem Óleos ConocoPhilips PURE PERFORMANCE® Base II ou III, como óleos 225N, 600N, UITRA-S® 3 e ULTRA-S® 8; óleos Penreco DRAKEOL®, como óleos minerais DRAKEOL® 21, DRAKEOL® 35 e DRAKEOL® 600; e ExxonMobil Chemical, como óleos EXXSOL® D80 e ISOPAR® M. Espera-se que uma pasta fluida de tratamento adequada inclua nanopartículas no óleo de fluido transportador, por exemplo, cerca de 15%, em peso, de partículas de MgO nanodimensionadas no óleo mineral DRAKEOL® 600. Exemplos específicos não limitativos de hidrocarbonetos aromáticos adequados são xileno e tolueno. Exemplos específicos não limitativos de ésteres de carboxilato adequados são acetato de etila e benzoato de metila. Exemplos específicos não limitativos de óleos vegetais adequados são óleo de milho e óleo de soja. Em um exemplo não limitativo, o fluido transportador pode possuir adicionalmente um tensoativo presente como um tensoativo umectante para óleo como mono-oleato de sorbitano (isto é, SPAN 80 de Uniqema), para aumentar a carga de partículas no fluido transportador à base de óleo. Outros agentes além de SPAN 80 podem ser empregados inclusive, porém sem caráter limitativo, ésteres de sorbitano, ésteres de sorbitano etoxilados, alcoóis etoxilados, alquil-fenóis etoxilados, alquil-dicarboxílicos, sulfossuccinatos, fosfolipídeos, alquil-aminas, aminas quaternárias, alquil-siloxanos e similares.
[00023] As nanopartículas estão presentes no fluido transportador em uma concentração relativamente alta. Em uma modalidade não limitativa, a quantidade de nanopartículas na pasta fluida de tratamento varia de cerca de 2 a cerca de 50 porcento em peso com base na pasta fluida de tratamento total. Alternativamente, a quantidade de nanopartículas na pasta fluida de tratamento varia de cerca de 10 independentemente até cerca de 40 porcento em peso com base na pasta fluida de tratamento total.
[00024] A barreira de nanopartículas solidificadas pode ser removida por meio de inúmeras técnicas. Por exemplo, um ácido pode ser subsequentemente injetado na formação subterrânea para dissolver pelo menos uma parte das nanopartículas e restabelecer substancialmente o fluxo de água. Por "restabelecer substancialmente o fluxo de água" entende-se que pelo menos 50% do volume do fluxo de água são restabelecidos quando comparados com o fluxo de água desprovido de quaisquer nanopartículas solidificadas em primeiro lugar. Os ácidos adequados para esse propósito incluem, porém sem caráter limitativo, ácidos minerais como ácido clorídrico e ácido sulfúrico, e ácidos orgânicos, como ácidos carboxílicos inclusive ácido fórmico, ácido acético, e similares, ácidos dicarboxílicos inclusive ácido adípico, ácido succínico, ácido glutárico, ácido maleico, ácido tartárico e similares, ácido cítrico e misturas desses ácidos. Em um exemplo não limitativo, o fluido ácido adequado pode ser bombeado em estágios alternados com estágios de fluido aquoso viscosificado com polímero de baixo peso molecular para aprimorar a colocação de ácido na zona tratada para a remoção de nanopartículas solidificadas. Em outro exemplo não limitativo, uma parte do fluido ácido que será injetada pode ser viscosificada com um polímero e bombeada em estágios com o fluido ácido de tratamento para otimizar a colocação para a remoção de nanopartículas solidificadas.
[00025] O sistema de pasta fluida de tratamento inventivo pode ser bombeado na zona-alvo a uma pressão menor do que a pressão de fratura de formação, e após o bombeamento ser interrompido, a pasta fluida de tratamento mediante contato com água irá solidificar as nanopartículas e bloquear o movimento da água e transporte no meio poroso de formação subterrânea. Visto que a solidificação de nanopartículas ocorre in situ, um melhor controle sobre a colocação da barreira, bloqueio ou obstrução é obtido e uma penetração mais profunda do fluido interrompido é realizada com toda a permeabilidade eficaz da zona-alvo recebendo um controle de fluxo eficaz ou obturando a pasta fluida. As nanopartículas solidificadas irão parar, impedir, retardar ou inibir a produção indesejada de água. Para alta permeabilidade ou zonas ativas naturalmente fraturadas, a pasta fluida de tratamento aqui irá obturar seletivamente os canais de fluxo de água indesejados, e irá permitir a formação de canais de fluxo de petróleo e a produção de petróleo, visto que o petróleo que entra em contato com a pasta fluida de tratamento irá diminuir ou reduzir a viscosidade do mesmo. Para zonas de baixa permeabilidade e permeabilidade regular, leva mais tempo para formar canais de fluxo de petróleo, pois a área de contato entre o petróleo e a pasta fluida de tratamento no meio poroso é menor do que em zonas de alta permeabilidade.
[00026] Será avaliado que embora os métodos e as composições aqui sejam considerados capazes de interromper completamente o fluxo de água em formações subterrâneas, os métodos e as composições descritos aqui são considerados bem-sucedidos mesmo que uma interrupção incompleta seja realizada. A inibição, redução, e diminuição do fluxo de água através do uso das nanopartículas solidificadas aqui são consideradas bem-sucedidas, como a interrupção, prevenção, cessação, suspensão, fim e término completo de fluxo de água, ou seja, controle completo do fluxo de água.
[00027] As partículas nanodimensionadas são suspeitas de possuírem química útil para solidificação na presença de água. Sem se ater a nenhuma teoria particular, suspeita-se que algumas partículas de MgO nanodimensionadas possuam cargas de superfície de partícula exclusivas que utilizam atração de carga, adsorção de superfície e/ou outras químicas para associação, relação ou união na presença de água, porém não na presença de hidrocarbonetos. Espera-se que o uso de partículas de cristal piroelétrico e/ou partículas de cristal piezoelétrcio em contato com um fluido aquoso demonstre a solidificação das nanopartículas unidas, ao menos parcialmente como resultado de suas propriedades piroelétricas e/ou piezoelétricas. Em uma explicação ou teoria não limitativa, altas temperaturas e/ou pressões esquentam e/ou comprimem ou pressionam as nanopartículas de cristal provocando assim mais cargas elétricas sobre suas superfícies. Assim, as partículas com cargas de superfície se associam, se conectam e se unem. A constatação do benefício de cristais piezoelétricos e/ou piroelétricos permite que a pasta fluida de tratamento iniba, impeça ou interrompa o fluxo de água quando a pasta fluida for usada para solidificar as nanopartículas como um tampão ou bloqueio ou inibidor de fluxo.
[00028] Acredita-se que as nanopartículas aqui sejam particularmente úteis em pastas fluidas de tratamento usadas para completação ou estimulação de poço e outros usos e aplicações onde o bloqueio ou inibição do fluxo de fluidos aquosos pode ser desejado, como os métodos de corte de água aqui.
[00029] As pastas fluidas de tratamento podem ser preparadas ao misturar ou combinar as nanopartículas em um fluido transportador não aquoso utilizando equipamento de mistura, métodos e técnicas convencionais.
[00030] A proporção de pasta fluida de tratamento adicionada ou injetada em qualquer formação subterrânea pode variar amplamente dependendo de inúmeros fatores que incluem, porém sem caráter limitativo, a natureza da formação, as condições de formação (por exemplo, temperatura, pressão, permeabilidade, etc.), os componentes de composição particulares, o método de injeção, a interação desses vários fatores, e similares. Assim, as proporções do fluido de tratamento que será injetado em uma formação subterrânea não podem ser, em geral, especificadas com antecedência sem levar em conta esses fatores inter-relacionados.
[00031] Em uma modalidade não restritiva aqui, a pasta fluida de tratamento pode conter outros agentes de viscosificação, outros tensoativos diferentes, aditivos de estabilização de argila, dissolventes, aditivos de degradação de biopolímero, e outros componentes comuns e/ou opcionais.
[00032] A invenção será adicionalmente ilustrada com relação a alguns experimentos, porém esses exemplos não pretendem limitar a invenção, porém apenas descrever adicionalmente a mesma em algumas modalidades específicas não limitativas.
[00033] Uma pasta fluida de óleo mineral ou glicol misturada com uma alta concentração (de cerca de 2 a cerca de 50% em peso (bw)) de pequenas partículas, como 35 nm de óxido de magnésio (o tamanho pode ser menor do que 2 microns), pode ser usada para interrupção de produção de água formação seletiva. Quando a pasta fluida entrar em contato com a água de formação, as pequenas partículas de óxido de magnésio serão solidificadas em canais de fluxo de água e irão obturá-los. Quando a pasta fluida entrar em contato com hidrocarbonetos (por exemplo, óleo bruto ou gás), não ocorre solidificação e os canais de fluxo de óleo são mantidos abertos para fluxo.
[00034] Teste A (nanopartículas à base de óleo mineral): 10 mL de 1,5 ppg (15% em bw) de partículas FLC-41 (FLC-41 é um MgO com tamanho médio de partícula de 35 nm, produto No. 12N-0801 disponível junto a Internai Advanced Materials) em 225N de óleo mineral (225N de óleo de base de ConocoPhillips) entraram em contato com 10 mL de água de formação simulada que possui 1% em bw de CaCh. A superfície de contato foi solidificada em 40 minutos (a garrafa ao lado esquerdo da figura 1). Isso indica que as nanopartículas podem interromper o fluxo de água. Depois, 10 mL de 1,5 ppg de partículas FLC-41 em 225N de óleo mineral entraram em contato com 10 mL de óleo bruto API 29 (amostra do Golfo do México). A pasta fluida de nanopartícula foi dispersa no óleo bruto (a garrafa ao lado direito da figura 1) e não se solidificou, indicando assim que as nanopartículas na pasta fluida de tratamento permitem o fluxo de hidrocarbonetos.
[00035] Teste B (nanopartículas à base de glicol): 10 mL de 2,0 ppg (19% em bw) de partículas FLC-41 em 99,8% de monopropileno glicol entraram em contato com 10 mL de água de formação que possui 1% em bw de CaCh. A superfície de contato foi solidificada em 25 minutos (a garrafa ao lado direito da fotografia na figura 2). Em contrapartida, 10 mL de 1,5 ppg de partículas FLC-41 (19% em bw) em 99,8% de monopropileno glicol entraram em contato com 10 mL de API 29 de óleo bruto (uma amostra do Golfo do México). A pasta fluida de nanopartícula não se solidificou (a garrafa ao lado esquerda na figura 2).
[00036] Composições químicas e métodos são fornecidos para inibir ou interromper o fluxo e/ou produção de água em e de uma formação subterrânea. Ademais, composições químicas e métodos são fornecidos para uso na inibição ou interrupção do fluxo e/ou produção de água em ou de uma formação subterrânea, essas podem ser injetadas de uma vez e formam uma massa solidificada uniforme de nanopartículas.
[00037] No relatório descritivo anterior, a invenção foi descrita com referência a modalidades específicas da mesma, e foi considerada eficaz para fornecer um método de inibição e/ou interrupção de fluxo de água em formações subterrâneas. Entretanto, será evidente que várias modificações e alterações podem ser feitas nas composições inventivas e métodos sem que abandone o escopo mais amplo da invenção como apresentado nas reivindicações em anexo. Consequentemente, o relatório descritivo deve ser considerado em um sentido ilustrativo em vez de restritivo. Por exemplo, combinações específicas de tipos e tamanhos de nanopartículas, fluidos transportadores, e outros componentes estão dentro dos parâmetros exigidos, porém não especificamente identificados ou testados em uma composição particular ou sob condições específicas, são previstas para estarem dentro do escopo dessa invenção.
[00038] A presente invenção pode compreender, consistir ou consistir essencialmente nos elementos descritos e pode ser praticada na ausência de um não elemento não descrito.
[00039] As palavras "compreendendo" e "compreende" como usadas ao longo das reivindicações devem ser interpretadas "incluindo, porém sem caráter limitativo".
Claims (10)
1. Método para inibir ou impedir um fluxo de água em uma formação subterrânea, caracterizado pelo fato de que compreende: injetar na formação subterrânea onde a água está presente, uma pasta fluida de tratamento que compreende: um fluido transportador não aquoso selecionado a partir do grupo que consiste em óleos, glicóis e misturas dos mesmos, uma quantidade de nanopartículas variando de 2 a 50 por cento em peso, com base na pasta fluida de tratamento total, eficaz para inibir o fluxo de água quando a pasta fluida de tratamento entra em contato com a água, sendo que as nanopartículas apresentam um tamanho médio de partícula entre 4 a 2000 nm e são selecionadas a partir do grupo que consiste em cristais piezoelétricos, cristais piroelétricos, por sua vez, selecionados a partir do grupo que consiste em berlinita (AIPO4), tantalato de lítio (LiTaO3), ortofosfato de gálio (GaPCU), BaTiO3, SrTiO3, PbZrTIO3, KNbO3, LiNbO3, LiTaO3, BiFeO3, tungstato de sódio, Ba2NaNbsO5, Pb2KNbsOi5, tartarato de sódio e potássio, turmalina, topázio e misturas dos mesmos; e colocar a água em contato com a pasta fluida de tratamento para solidificar as nanopartículas dentro da formação subterrânea para inibir ou impedir 0 fluxo de água na formação.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que 0 fluido transportador não aquoso é selecionado a partir do grupo que consiste em glicol éteres, polióis, carbonato de propileno, ésteres de carboxilato, terpeno, óleos vegetais, óleos minerais, alcoóis minerais, diesel, biodiesel, condensado, hidrocarbonetos aromáticos, etileno glicol, propileno glicol, glicerol e misturas dos mesmos.
3. Método, de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que 0 fluido transportador não aquoso não inibe um fluxo de hidrocarbonetos que esse encontra.
4. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que ainda compreende injetar subsequentemente um ácido na formação subterrânea para dissolver pelo menos uma porção das nanopartículas e restabelecer o fluxo de água.
5. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a formação subterrânea está abaixo do leito do mar, ou seja, ao menos 500 metros de profundidade e a água presente na formação subterrânea é um fluxo de águas rasas.
6. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que ainda compreende injetar subsequentemente calor na formação subterrânea, em que as nanopartículas solidificadas controlam o calor que é injetado.
7. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que ainda compreende inibir o fluxo de água para melhorar a eficiência de varredura durante a recuperação secundária e/ou terciária de hidrocarbonetos da formação subterrânea, em que a injeção é realizada em um poço de injeção para inibir ou impedir um fluxo de água do poço de injeção até pelo menos um poço de produção.
8. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que a quantidade de nanopartículas na pasta fluida de tratamento varia de 10 a 40 porcento em peso com base na pasta fluida de tratamento total.
9. Método, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelo fato de que as nanopartículas apresentam um tamanho médio de partícula entre 4 a 1000 nm.
10. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 9, caracterizado pelo fato de que as nanopartículas apresentam um tamanho médio de partícula entre 4 a 500 nm.
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