BRPI0618665A2 - processo de preparação de um fluido de operação de poço e composição de fluido de operação de poço - Google Patents
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Abstract
PROCESSO DE PREPARAçãO DE UM FLUIDO DE OPERAçãO DE POçO E COMPOSIãAO DE FLUIDO DE OPERAçãO DE POçO. Um processo para preparar um fluido de operação de poço compreendendo viscosificar uma solução salina pesada combinando um polissacarídeo catiónico e uma composição da mesma.
Description
PROCESSO DE PREPARAÇÃO DE OM FLUIDO DE OPERAÇÃO DE POÇO E COMPOSIÇÃO DE FLUIDO DE OPERAÇÃO DE POÇO FUNDAMENTO DA INVENÇÃO
1.Campo Da Invenção
A presente invenção está relacionada a composições para utilização como agentes espessantes em sistemas de solução salina pesada e para fluidos para operação de poços aquosos preparados sobre as mesmas. Mais especificamente, a invenção está relacionada a viscosificação de composições de solução salina pesada com polissacarídeos catiônicos.
2.Descrição de Técnica Relacionada
Meios aquosos espessados, particularmente aqueles contendo soluções salinas de campo de petróleo, são comumente utilizados como fluidos de operação de poço tal como fluidos de perfuração, fluidos de remediação, fluidos de completação, fluidos de obturador, fluidos para tratamento de poço, fluidos de tratamento de formação subterrânea, fluidos de fraturamento, fluidos espaçadores, fluidos para abandono de poço e outros fluidos aquosos nos quais um aumento da viscosidade é desejado. Fluidos de remediação são aqueles fluidos utilizados durante trabalho de remediação de um poço perfurado. Tal trabalho de remediação inclui remover a tubulação, substituir uma bomba, limpar areia e outros depósitos, perfilagem, etc. A remediação também inclui, de forma ampla, etapas secundárias ou terciárias utilizadas no preparo de um poço existente para recuperação secundária ou terciária, como adição de polímero, inundação micelar, injeção de vapor, etc. Fluidos de fraturamento são utilizados em operações de recuperação de petróleo onde o subterrâneo é tratado para criar caminhos para que os fluidos de formação sejam recuperados.
Fluidos de completação são aqueles fluidos utilizados durante a perfuração, completação ou recompletação do poço. A operação de completação normalmente inclui perfurar o revestimento, ajustar a tubulação e as bombas em operações de recuperação de petróleo. Tanto fluidos de remediação quanto de fluidos de completação são utilizados em parte para controlar a pressão do poço, para evitar que o poço exploda durante a completação ou remediação, ou para evitar o desabamento do revestimento do poço devido à formação de pressão excessiva.
Polímeros e produtos químicos são adicionados às soluções salinas utilizadas em fluidos de operação de poço por várias razões que incluem, mas não estão limitadas a, aumentar a viscosidade e aumentar a densidade de solução salina . Por exemplo, a fim de se obter uma solução salina possuindo uma salinidade de cerca de 1,38 a 2,34 gramas por centímetro cúbico (g/cm3), sais iônicos de cálcio, magnésio e zinco são freqüentemente adicionados à solução salina. Polímeros de espessamento de água servem para aumentar a viscosidade das soluções salinas e assim retardar a migração das soluções salinas na formação de levantamento de sólidos perfurados da perfuração de poço. Outra vantagem da utilização de soluções salinas pesadas é a capacidade de penetrar mais fundo em formações de petróleo.
Polissacarídeos como hidroxietil celulose (HEC) , carboximetilhidroxietil celulose, carboximetil celulose (CMC) e polímeros sintéticos como as poliacrilamidas (PAM) são comumente utilizados para aumentar a viscosidade de soluções salinas. Estes polímeros são incapazes de hidratação e aumentam a viscosidade de soluções salinas pesadas, particularmente superiores a 1,3 8 g/cm3. Além disso, viscosificar soluções salinas pesadas apresenta problemas devido à incompatibilidade e/ou precipitação de polissacarídeos na presença de sais polivalentes dissolvidos. O uso de polímeros sintéticos de alto peso molecular como PAM fornecem viscosidades relativamente baixas. Mais ainda, quando emulsões de PAM são utilizadas, tensoativos de inversão são exigidos e estes são geralmente adicionados separadamente durante a operação envolvendo etapas de processo adicionais. Ainda, estes polímeros, quando utilizados para viscosificar soluções salinas que contêm íons zinco na faixa de 0,1% em peso a 7% em peso não atuam efetivamente sem a utilização de aditivos. Como soluções salinas pesadas contendo altos níveis de sais de zinco são amplamente utilizadas como fluidos de remediação, fluidos de perfuração, fluidos de fraturamento e fluidos de completação em operações de campos de petróleo, é altamente desejável o desenvolvimento de um processo para viscosificar soluções salinas pesadas.
Entre os problemas em se utilizar polissacarídeos como HEC em espessamento é a formação de aglomerados, chamados de "olho de peixe", devido à fraca hidratação que pode causar entupimento e danos de formação. HEC e outros polissacarídeos têm sua superfície hidratada muito rapidamente e de modo não uniforme, resultante em aglomerados. Muitos destes polissacarídeos hidratam apenas após se elevar à temperatura da solução salina e quando os mesmos são fornecidos normalmente como pós secos exigem preparação especial e/ou equipamento de misturação e dispersão quando adicionados a soluções salinas. Ainda, a exposição a temperaturas mais altas ao longo da perfuração que dissolvem os aglomerados faz com que as viscosidades da solução salina flutuem, resultando em viscosidades latentes imprevisíveis e indesejáveis. Além disso, muitos dos polissacarídeos também tendem a formar camadas de polímero pegajosas separadas em soluções salinas de alta densidade, particularmente na faixa de densidades de 1,38 a 2,34 g/cm3.
Têm-se feito várias tentativas envolvendo tempo e despesas adicionais para se superar os problemas de dissolução descritos acima. Estas incluem etapas
adicionais incluindo tratamento dos polissacarídeos com aditivos em meio solvente, o que aumenta o risco de inflamabilidade. Por exemplo, na Patente U.S. de número 4.3 92.964, para House e outros, uma composição polimérica com solventes orgânicos é preparada misturando-se de 5 a 30 partes de HEC a pelo menos 40 partes de isopropanol, misturadas a 3 a 40 partes de água a fim de umedecer completamente o HEC antes da à solução salina. Na Patente U.S. de número 4.415.4 63 para B. Mosier e outros, gomas de polissacarídeos naturais como carragena e sementes de alfarroba são tratadas com um reagente de nitrogênio básico para umedecer o polímero antes da adição à solução salina. Tais tratamentos exigem pós secos das gomas de polissacarídeos ou soluções de isopropanol e água antes do contato com álcool e no reagente de nitrogênio para assegurar a capacidade de umidificação do produto tratado. Nas Patentes U.S. de número 4.435.564 e 4.439.333 para R. House, a HEC é primeiramente ativada de forma que a HEC irá se dispersar e hidratar em soluções salinas pesadas. O processo de ativação compreende adicionar HEC em uma solução de composto amino ou fenólico e um liquido orgânico solúvel em água antes da adição da solução salina. Alguns destes aditivos também se tornam ineficientes quando adicionados a soluções salinas possuindo densidades acima de cerca de 1,44 g/cm3.
Na Patente U.S. de número 4.420.406 para R. House e outros, foi divulgado que soluções de solução salina pesada possuindo uma faixa de densidade estreita de 1,70 a 1,87 g/cm3 poderiam ser espessadas de forma efetiva com HEC dependendo da presença ou ausência de cloreto de cálcio e da quantidade específica de brometo de zinco na solução salina.
Polímeros sintéticos divulgados na Patente U.S. de número 4.619.773 são soluções salinas espessadas contendo AMPS/vinilamida e opcionalmente acrilamida. A Patente U.S. de número 6.346.588 para Franchel e outros divulga terpolímeros baseados em metacrilamida, hidroxialquilmetacrilato e monômeros de sulfobetaína e seu uso como espessantes para soluções salinas aquosas contendo cloreto de cálcio e/ou brometo de cálcio e/ou brometo de zinco.
Sabendo-se disto, é desejável possuir um polímero natural como um polissacarídeo que possa viscosificar as soluções salinas pesadas contendo cálcio, magnésio e sais de zinco em fluidos operacionais de poço sem o uso de aditivos e/ou etapas de tratamento opcionais antes da misturação a soluções salinas pesadas. Em particular, é desejável obter um polissacarídeo que viscosifique solução salina pesada particularmente na faixa de densidades de 1,38 a 2,34 g/cm3. De acordo com a presente invenção, são fornecidos uma composição de fluido de operação de poço e um processo de preparação da mesma compreendendo composições de solução salina pesada contendo sais de cálcio e zinco e um polissacarídeo catiônico para viscosificar a solução salina. SUMÁRIO DA INVENÇÃO
É um objeto da presente invenção fornecer um método para preparar um fluido para operação de poço compreendendo viscosificar uma solução salina colocando-se a solução salina em contato com um polissacarídeo catiônico.
É ainda um objeto da invenção fornecer uma composição de fluido para operação de poço compreendendo uma solução salina compreendendo um sal de zinco, um sal de cálcio e um polissacarídeo catiônico para viscosificar a solução salina.
Descobriu-se de forma inesperada que polissacarídeos catiônicos viscosificam soluções salinas contendo sais de zinco, sais de cálcio e, particularmente, soluções salinas pesadas possuindo densidades de cerca de 1,38 g/cm3 a cerca de 2,34 g/cm3.
Outro objeto da presente invenção é fornecer uma composição de solução salina útil para fluidos de remediação, perfuração e completação. Outros objetos, características e vantagens tornar-se-ão mais aparentes à medida que a invenção for divulgada de forma mais completa abaixo. DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO A presente invenção lida com o aumento de viscosidade de uma solução salina contendo um composto de zinco colocando-se em contato um polissacarídeo catiônico e uma solução salina de forma que a solução salina assim viscosifiçada possa ser útil em fluidos de remediação perfuração e completação.
Soluções salinas pesadas utilizadas em operações de campo de petróleo possuem densidades variando de cerca de 1,38 g/cm3 a cerca de 2,34 g/cm3. Soluções salinas pesadas preferidas possuem densidades variando de cerca de 1,68 g/cm3 a cerca de 2,34 g/cm3. Mais preferivelmente, a solução salina pesada possui uma densidade de cerca de 1,92 g/cm3 a cerca de 2,34 g/cm3.
Foram adicionados sais de zinco às soluções salinas para aumentar a densidade e para preparar soluções salinas pesadas possuindo pelo menos um sal solúvel em água de um metal polivalente. Exemplos de sais de zinco utilizados como aditivos incluem, mas não estão limitados a, cloreto de zinco, brometo de zinco, iodeto de zinco, sulfato de zinco e misturas destes. Os sais de zinco atualmente preferidos são cloreto de zinco e brometo de zinco devido a seu baixo custo e pronta disponibilidade.
De acordo com a presente invenção, o percentual em peso dos sais de zinco na solução salina pesada pode variar amplamente de cerca de 1% em peso a cerca de 55% em peso com base no peso da solução salina, pref os sais de zinco variam de cerca de 10% em peso a cerca de 50% em peso, mais pref erivelmente de cerca de 30% em peso a cerca de 50% em peso. A solução salina pode também conter uma variedade de sais monovalentes, bivalentes e polivalentes, assim como misturas destes. Exemplos de sais monovalentes e bivalentes incluem, mas não estão limitados a, cloreto de sódio, brometo de sódio, cloreto de cálcio, brometo de potássio, cloreto de cálcio, brometo de cálcio e cloreto de magnésio, assim como misturas destes. Pref, sais de cálcio variam de cerca de 1% em peso a cerca de 55% em peso no peso da solução salina, e mais pref erivelmente de 10% em peso a cerca de 55% em peso. Preferivelmente o percentual em peso do total de sólidos dissolvidos na solução salina está na faixa de cerca de 10% em peso a cerca de 80% em peso, mais pref erivelmente de cerca de 75% em peso a cerca de 80% em peso.
Polissacarídeos catiônicos para utilização na invenção incluem qualquer polissacarideo catiônico de ocorrência natural assim como polissacarídeos e derivados de polissacarídeos que foram cationizados por meios químicos, por exemplo, quaternização com vários compostos de amina quaternária contendo cloreto ou local de epóxido reativos. Métodos para a preparação de polissacarídeos catiônicos são divulgados nas Patentes U.S. de número 4.663.159; 5.03 7.93 0; 5.4 73.059; 5.387.675; 3 . 472.840 e 4 . 031.3 07, a totalidade das quais está aqui incorporada por referência. Derivados catiônicos são obtidos pela reação entre grupos hidroxila do polissacarideo e locais de cloreto ou epóxido reativos. O grau de substituição dos grupos catiônicos na estrutura da guar deve ser suficiente para fornecer a densidade de carga catiônica exigida. Exemplos de tais polissacarídeos cationizados incluem, mas não estão limitados a, polissacarídeos e derivados de polissacarídeos selecionados a partir de um grupo consistindo de guar, hidroxialguil guar, carboxialquil guar, carboxialquil hidroxialquil guar, guar hidrofobicamente modificada, hidroxialquil guar hidrofobicamente modificada,
carboxialquil guar hidrofobicamente modificada,
carboxialquil hidroxialquil guar hidrofobicamente modificada, pectina, alginatos, goma de semente de alfarroba, goma arábica, goma ghatti, goma acácia, carragena, hidroxialquil celulose, carboxialquil
hidroxialquil celulose, carboxialquil celulose, éteres de alquil de celulose, hidroxialquil metil celulose, hidroxialquil celulose hidrofobicamente modificada, carboxialquil hidroxialquil celulose hidrofobicamente modificada, carboxialquil celulose hidrofobicamente modificada, éteres de alquil de celulose hidrofobicamente modificada, hidroxialquil metil celulose hidrofobicamente modificada, amido, goma tragacanto, goma karaia, goma tara, goma de tamarindo, goma xantana, goma welana, e succinoglucanos, e misturas destes.
polissacarídeos catiônicos preferidos são guar catiônicas e hidroxialquil guar catiônica como hidroxipropil guar catiônica e hidroxietil guar catiônica que são derivados de recursos naturalmente renováveis, e são ambientalmente aceitáveis comparados a polímeros sintéticos. Exemplo de goma guar catiônica é um derivado de cloreto de hidroxipropil trimetilamônio guar preparada pela reação de goma guar com cloreto de N-(3-cloro-2- hidroxipropil)trimetilamônio. A razão entre a metade cloreto de hidroxipropil trimetil amônio e unidade sacarídea de goma guar pode ser de 0,03 a 0,3, mas preferivelmente de 0,07 a 0,15. Mais preferivelmente o polímero de guar catiônico é cloreto de hidroxipropil trimetil amônio guar. Exemplos de específicos não limitantes de polímeros de guar catiônicos incluem: Jaguar RTM. C 13s, possuindo uma densidade de carga catiônica de cerca de 0,8 meq/g (disponibilizado por Rhodia Company) e Jaguar RTM. C 17, possuindo uma densidade de carga catiônica de cerca de 1,6 meq/g (disponibilizado por Rhodia Company).
Ainda, guar catiônicos que facilitam a recuperação dos polímeros comparados a PAM, uma vez que a operação é completada nos fluidos e operação de poço, são preferidos. Mais preferidos são os guar catiônicos que possuem menor tendência a adsorver ou precipitar em formações subterrâneas, minimizando danos de longo prazo às formações. O peso molecular médio de guar catiônicos adequados para uso na invenção é, preferivelmente, de cerca de 100.000 a cerca de 2.000.000, mais preferivelmente de cerca de 100.000 a cerca de 1.000.000 e mais preferivelmente de cerca de 300.000 a cerca de 1.000.000.
Um melhoramento adicional da viscosidade da solução salina e dos fluidos de operação de poço pode ser obtido tratando-se soluções de polímero contendo o polissacarídeo catiônico com agentes de entrecruzamento, tipicamente selecionados entre compostos de titânio, alumínio, boro e zircônio, ou misturas destes. Mais tipicamente, são empregados aditivos baseados em boro e zircônio. Agentes de entrecruzamento de boro são tipicamente utilizados com polissacarídeos catiônicos preparados a partir de polissacarídeos como goma guar e seus derivados, incluindo hidroxipropil guar (HPG), carboximetil guar (CMG) e carboximetilhidroxipropil guar (CMHPG). Mais tipicamente, agentes de entrecruzamento de boro são empregados com guar catiônico por oferecerem desempenho adequado a baixo custo. Aditivos baseados em zircônio podem ser misturados com derivados de guar carboximetilados cationicamente modificados, como CMG ou CMHPG para formar géis estáveis. Outros derivados de guar catiônico adequados incluem polímeros carboxilados alquilados modificados cationicamente, como metil e etil carboximetil guar e hidroxipropil guar catiônico.
Quaisquer contra-íons aniônicos podem ser utilizados em associação a guar catiônicos dês de que os guar catiônicos permaneçam solúveis na solução salina, e desde que os contra-íons sejam fisicamente e quimicamente compatíveis com compostos de zinco e não de outra forma atribuam desnecessariamente desempenho e estabilidade. Exemplos não limitantes de tais contra-íons incluem: haletos (por exemplo, cloreto, fluoreto, brometo, iodeto), sulfato, metilsulfato e misturas destes.
De acordo com a presente invenção, quaisquer meios adequados como, por exemplo, misturar com um equipamento de misturação de fluido de perfuração de campo de petróleo típico, podem ser utilizados para combinar o polissacarídeo catiônico para viscosificar as soluções salinas. Tal combinação do polissacarídeo catiônico pode ocorrer na presença ou ausência de um tensoativo. As soluções salinas viscosifiçadas agora possuindo uma viscosidade desejada podem ser utilizadas como fluidos de operação de poço em operações de campo de petróleo por aqueles habilitados na técnica. Geralmente, os fluidos de operação de poço compreendendo as soluções salinas viscosifiçadas podem ser utilizados em quaisquer poços perfurados possuindo uma temperatura na faixa de cerca de 26,67°C a cerca de 148,89°C. Tais fluidos de operação de poço possuem viscosidades preferivelmente de cerca de 200 cps a cerca de 15.000 cps, mais pref erivelmente de cerca de 200 cps a cerca de 5.000 cps.
O exemplo descrito abaixo pretende adicionalmente ilustrar a presente invenção e não deve ser entendido como mais limitante que as reivindicações em anexo. EXEMPLO
Este exemplo ilustra que polissacarídeos catiônicos como goma guar catiônica é utilizada para aumentar a viscosidade de soluções salinas contendo sais de cálcio e sais de zinco.
As gomas guar catiônicas mostradas nas Tabela 1, 2 e 3 foram adicionadas a 200 g de solução salina para atingir a concentração de polímero final. As soluções salinas testadas foram solução salina com brometo de cálcio com uma densidade de 1,70 g/cm3, solução salina com brometo de cálcio/brometo de zinco com uma densidade de 1,98 g/cm3 e solução salina com brometo de cálcio/brometo de zinco com uma densidade de 2,30 g/cm3. As gomas guar catiônicas testadas foram Jaguar CP-14 e Jaguar C-17, ambas disponibilizadas por Rhodia Inc., Cranbury, Nova Jersey. Como um exemplo comparativo, uma goma guar não iônica, Jaguar HP-96, também disponibilizada por Rhodia Inc., Cranbury, Nova Jersey, foi igualmente testada quanto a sua capacidade de viscosificação. As gomas guar foram completamente dispersas na solução salina por agitação com um Misturador Waring por 2 minutos a 2.500 rpm para preparar o fluido de operação de poço. Conforme mostrado na Tabela 1, foi adicionado 0,1 mL a 0,3 mL de ácido acético a 25% à mistura solução salina/polímero. A viscosidade para cada mistura de solução salina/polímero foi testada com um viscômetro Brookfield após a mistura fluida ser envelhecida a 250C de 1 hora a 96 horas e os resultados são mostrados nas Tabelas 1, 2 e 3.
Tabela 1: Viscosidades de Soluções salinas contendo Brometo de Cálcio (52%) possuindo uma densidade de 1,70 g/cm3
<table>table see original document page 14</column></row><table>
Tabela 2: Viscosidades de Soluções Salinas contendo Brometo de Cálcio (35%)/Brometo de Zinco (21%) possuindo uma densidade de 1,9 8 g/cm3
<table>table see original document page 14</column></row><table> <table>table see original document page 15</column></row><table>
Tabela 3: Viscosidades de Soluções Salinas contendo Brometo de Cálcio (22,8%)/Brometo de Zinco (52,8%) possuindo uma densidade de 2,30 g/cm3
<table>table see original document page 15</column></row><table>
Jaguar HP-96: Guar não iônica, Peso Molecular de cerca de 2.000.000
Jaguar CP-14 de Baixo Peso Molecular: Guar catiônica,
Peso Molecular de cerca de 300.000
Jaguar C-17: Guar catiônica, Peso Molecular de cerca de 2.000.000
Jaguar CP-17 de Baixo Peso Molecular: Guar catiônica,
Peso Molecular de cerca de 300.000
Claims (21)
1. Processo de preparação de um fluido de operação de poço caracterizado por compreender a viscosificação de uma solução salina possuindo uma densidade de pelo menos 1,38 g/cm3 pelo contato da solução salina com um polissacarideo catiônico.
2. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de operação de poço compreende um fluido de perfuração, um fluido de remediação, um fluido de fraturamento, um fluido recompletação ou um fluido de completação.
3. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a solução salina é uma solução salina pesada.
4. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a solução salina possui uma densidade de cerca de 1,3 8 g/cm3 a cerca de 2,34 g/cm3.
5. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a solução salina possui uma densidade de cerca de 1,68 g/cm3 a cerca de 2,34 g/cm3.
6. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a solução salina compreende uma solução de pelo menos um sal solúvel em água de um metal polivalente.
7. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a solução salina compreende um sal de zinco selecionado a partir do grupo consistindo de cloreto de zinco, brometo de zinco, iodeto de zinco, sulfato de zinco e misturas destes.
8. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a solução salina compreende um sal de cálcio selecionado a partir do grupo consistindo de cloreto de cálcio, brometo de cálcio, iodeto de cálcio, e misturas destes.
9. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o polissacarídeo catiônico está presente em uma quantidade de cerca de 0,1% em peso a cerca de 5% em peso baseado no peso da solução salina.
10. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o polissacarídeo catiônico está presente em uma quantidade de cerca de 0,5% em peso a cerca de 4% em peso baseado no peso da solução salina.
11. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o polissacarídeo catiônico é preparado pela reação de composto de quaternário de amônio com um polissacarídeo ou derivado de polissacarídeo selecionado a partir do grupo consistindo de guar, hidroxialquil guar, carboxialquil guar, carboxialquil hidroxialquil guar, guar hidrofobicamente modificada, hidroxialquil guar hidrofobicamente modificada, carboxialquil guar hidrofobicamente modificada, carboxialquil hidroxialquil guar hidrofobicamente modificada, pectina, alginatos, goma de semente de alfarroba, goma arábica, goma ghatti, goma acácia, carragena, hidroxialquil celulose, carboxialquil hidroxialquil celulose, carboxialquil celulose, éteres de alquil celulose, hidroxialquil metil celulose, hidroxialquil celulose hidrofobicamente modificada, carboxialquil hidroxialquil celulose hidrofobicamente modificada, carboxialquil celulose hidrofobicamente modificada, éteres de alquil celulose hidrofobicamente modificada, hidroxialquil metil celulose hidrofobicamente modificada, amido, goma tragacanto, goma karaia, goma tara, goma de t amar indo, goma xantana, goma welan, e succinoglucanos, e misturas destes.
12. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o polissacarídeo catiônico possui um peso molecular de cerca de 100.000 a cerca de 2.000.000.
13. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o polissacarídeo catiônico possui um peso molecular de cerca de 100.000 a cerca de 1.000.000.
14. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de operação de poço compreendendo a solução salina possui uma viscosidade de cerca de 200 a cerca de 15.000 cps.
15. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de operação de poço compreendendo a solução salina possui uma viscosidade de cerca de 200 a cerca de 5.000 cps.
16. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o polissacarídeo catiônico é goma guar catiônica.
17. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o polissacarídeo catiônico é um derivado de cloreto de hidroxipropil trimetilamônio guar.
18. Processo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o polissacarídeo catiônico é uma goma guar catiônica possuindo uma densidade de carga catiônica de cerca de 1,6 meq/g.
19. Composição de fluido de operação de poço caracterizada pelo fato de compreender uma solução salina pesada viscosifiçada compreendendo um sal de zinco, um sal de cálcio ou misturas destes; e um polissacarídeo catiônico.
20. Composição, de acordo com a reivindicação 19, caracterizada pelo fato de que o polissacarídeo catiônico é uma goma guar catiônica preparada a partir da reação entre goma guar e um composto de amina quaternário.
21. Composição de fluido para operação de poço caracterizada pelo fato de compreender uma solução salina pesada viscosifiçada compreendendo um sal de cálcio, um sal de zinco ou misturas destes, e um polissacarídeo catiônico possuindo uma densidade de carga de cerca de 1,6 meq/g e um peso molecular de cerca de 100.000 a cerca de 2.000.000 preparada pela reação de goma guar com composto de quaternário de amônio.
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