BRPI0619204A2

BRPI0619204A2 - fluìdo de tratamento do poço, e processo de tratamento de poços

Info

Publication number: BRPI0619204A2
Application number: BRPI0619204-1A
Authority: BR
Inventors: Ann M Hoefer
Original assignee: Prad Reserarch And Dev Limeted
Priority date: 2005-12-21
Filing date: 2006-12-18
Publication date: 2011-09-20
Also published as: WO2007072401A3; US20060157248A1; AR058588A1; US7398826B2; WO2007072401A2

Abstract

FLUìDO DE TRATAMENTO DO POçO, E PROCESSO DE TRATAMENTO DE POçOS. é aqui divulgado o tratamento de poços que abrange a injecção dos fluidos de tratamento do poço com polímero insolúvel de poliol tal como o álcool polivinílico (PVOH) aqui difundido, a colocação do polímero insolúvel no furo ou numa formação adjacente, e subsequentemente a dissolução do polímero pela redução da salinidade e/ou aumento da temperatura nas imediações da deposição do polímero. O processo divulgado inclui formação de bolo de filtração, controlo da fuga de fluidos, perfuração, fracturação hidráulica e transporte assistido por fibras, quando se pretende a remoção do poliol no fim do tratamento ou depois do tratamento. O processo também é divulgado para provir o poliol dissolvido como desagregador retardado em sistemas de polímeros reticulados em que se actuou na viscosidade e em sistemas de agentes tensioactivos viscoelásticos. São ainda divulgados fluidos de tratamento dum poço contendo polióis insolúveis de estrutura amorfa ou pelo menos parcialmente cristalina, e um composto com fibras de PVOH onde as fibras são estabilizadas no que se refere à dissolução por meio do controlo de salinidade.

Description

FLUÍDO DE TRATAMENTO DO POÇO, E PROCESSO DE TRATAMENTO DE POÇOS

Âmbito da Invenção

Esta invenção diz respeito a tratamento de poços de petróleo e de gás, mais particularmente a métodos de tratamento e fluidos em que se utiliza um polímero pelo menos parcialmente insolúvel, no tratamento de fluidos durante a injeção no poço e que pode ser internamente solubilizado para ativação, inativação ou outras modulações funcionais no tratamento de poços.

Antecedentes da Invenção

Em grande parte dos processos de tratamento de poços e formações é desejável usar determinados materiais como por exemplo sólidos para as operações ou processos internos, e posteriormente remover ou destruir os materiais, uma vez que estes tenham cumprido a sua função, devolvendo propriedades ao furo e/ou formações subterrâneas tais como permeabilidade para produção de petróleo e de gás, ou ativar os materiais para concretizar uma função como por exemplo um redutor de viscosidade ou um auxiliar de fraturamento.

Exemplos disso são os agentes de controlo de fuga de fluidos. Quando se colocam fluidos nas aplicações em campos petrolíferos, a maior preocupação é a fuga de fluidos na formação. A fuga de fluidos reduz a eficiência da colocação de fluidos no tempo, o volume dos fluidos e o equipamento. Assim, é altamente aconselhável o controlo da fuga de fluidos. Há muitas aplicações em campos petrolíferos em que é necessário ter um bolo de filtração no poço, nas proximidades do poço ou em um ou mais estratos da formação. Essas são as aplicações em que sem um bolo de filtração, os fluidos escapam pelas rochas porosas com uma rapidez inapropriada durante o tratamento do poço. Tais tratamentos incluem perfuração, acabamento, estimulação (por exemplo, fraturamento hidráulico ou dissolução matricial), controle de areias (por exemplo empacotamento de cascalho, fraturamento com empacotamento de cascalho, e consolidação de areias), desvio, controlo de escala, controlo de umidade, e outros. Quando o bolo de filtração está no interior da formação é geralmente designado por bolo de filtração "interno"; o contrário é designado por bolo de filtração "externo". Normalmente, uma vez finalizados os tratamentos não é desejável nem aceitável a presença de bolo de filtração.

Convencionalmente a perfuração em meio aquoso e fluidos de acabamento, por exemplo, sempre se serve de polímeros para fornecer viscosidade e controlo de fuga de fluidos. Esta abordagem requer o uso de ácidos, oxidantes ou enzimas para remoção do resíduo de polímeros e formação do bolo de filtração, para redução dos prejuízos na formação. É, por exemplo, prática comum na perfuração de fluidos utilizar carbonato de cálcio calibrado como agente de ligação, sendo nesse caso necessário usar um pacote de um ácido com um subseqüente inibidor de corrosão para remoção do bolo de filtração. A estratégia a usar num conjunto perfuração/acabamento com base em fluidos polímeros é muitas vezes operacionalmente incômoda, pode conduzir a carência de estabilidade a longo prazo, pode usar químicos corrosivos, e/ou pode ser propenso a provocar estragos na formação.

Fraturamento hidráulico, empacotamento de cascalho, ou fraturamento e empacotamento de cascalho na mesma operação (designada, por exemplo por "frac and pack" ou "frac-n-pack", ou tratamentos "frac-pack"), são extensivamente usados para estimular a produção de hidrocarbonetos, água e outros fluidos das formações subterrâneas. Estas operações envolvem o bombeamento duma pasta fluida de agente de escoramento ("agente de escoramento"- matérias naturais ou sintéticos que abrem a fratura criada duma forma adequada) na fraturamento hidráulico ou de cascalho ("cascalho") no empacotamento de cascalho. Em formações de baixa permeabilidade, o objetivo do fraturamento hidráulico é geralmente formar fraturas alongadas, com grandes áreas superficiais que aumentem enormemente a magnitude do caminho que o fluído tem de percorrer desde a formação até ao furo. Em formações de elevada permeabilidade, o objetivo do tratamento de fraturamento hidráulico é tipicamente, originar uma fratura curta, larga e altamente condutora, de modo a evitar danos nas proximidades do furo durante a perfuração e/ou acabamento, para assegurar uma boa comunicação de fluidos entre a rocha e o furo e também para aumentar a área superficial disponível para o escoamento dos fluidos para o furo. O cascalho é também um material natural ou sintético, que pode ou não ser idêntico ao agente de escoramento O empacotamento de cascalho é usado para controlo de areias ("areia") . Areia é a designação que se dá a qualquer material fino existente na formação, como por exemplo terra, é que pode ser transportado para o equipamento de produção. O empacotamento de cascalho é um método de controlo de areias usado para evitar areias da formação na produção, em que, é por exemplo colocado um crivo de aço no furo enchendo-se o anular envolvente com um preparado de cascalho duma determinada dimensão, adequada a evitar a passagem das areias da formação que poderiam obstruir o equipamento subterrâneo ou de superfície reduzindo o fluxo. O objetivo principal do empacotamento de cascalho é estabilizar a formação e ao mesmo tempo evitar o mínimo impacto negativo na produtividade do poço. Muitas vezes faz-se o empacotamento de cascalho sem crivo. As formações de elevada permeabilidade estão muitas vezes fracamente consolidadas, sendo assim necessário fazer o controlo de areias. Por conseguinte, nos tratamentos de fraturamento hidráulico em que se pretende ter fraturas curtas e largas, são muitas vezes usadas operações simples continuas de fraturamento com empacotamento de cascalho ("frac and pack"). Para simplificação, qualquer referência que se siga a fraturamento hidráulico, fraturamento, empacotamento de cascalho numa operação (frac and pack), ou empacotamento de cascalho, inclui qualquer uma delas; pode da mesma forma referir-se o termo "agente de escoramento" e este incluir cascalho ou o termo "cascalho" incluir agente de escoramento.

Nestes tratamentos, são geralmente adicionados aos fluidos usados, materiais sólidos, em grande parte insolúveis, ou materiais pouco solúveis ou de solubilidade lenta (que podem ser designados por aditivos de fuga de fluidos e/ou componentes do bolo de filtração) , para formar os bolos de filtração, embora muitas vezes, os componentes solúveis (ou pelo menos muito dispersos) dos fluidos (tal como polímeros ou polímeros reticulados) podem formar os bolos de filtração no todo ou em parte. Geralmente, a remoção do bolo de filtração é feita usando meios mecânicos (raspagem, lançamento para fora, ou equivalente), pela subseqüente adição dum fluído com um agente (tal como um ácido, uma base, um oxidante, ou uma enzima) que dissolva pelo menos em parte o bolo de filtração, ou pela manipulação do estado físico do bolo de filtração (por inversão de emulsão, por exemplo). Nestes métodos de remoção é geralmente necessário recorrer a ferramentas ou à adição de outros fluidos (por exemplo para alterar o pH ou para adicionar um químico). Isto pode ser feito no furo mas em geral, não pode ser feito no agente de escoramento nem no enchimento de cascalho. Muitas vezes o operador tem de confiar no fluxo dos fluidos de produção (que será de direção oposta à do fluxo do fluído quando o bolo de filtração está depositado) para se libertar do bolo de filtração ou para dissolvê-lo pelo menos em parte (por exemplo se for um sal solúvel). Contudo, estes métodos exigem escoamento de fluído, resultando muitas vezes numa remoção lenta ou mesmo incompleta do bolo de filtração. É muitas vezes necessário incorporar um redutor no bolo de filtração devendo isto no entanto ser adiado (por exemplo por esterificação ou por encapsulamento) e estes são em geral caros e/ou de difícil colocação e/ou difíceis de estimular.

No fraturamento hidráulico, começa-se geralmente por injetar na formação um primeiro fluído, viscoso, designado por "amortecedor", para iniciar e propagar a fratura e freqüentemente também para contribuir para o controlo da fuga de fluidos. A escolha do amortecedor de fluidos depende acima de tudo, da natureza do fluído injetado subseqüentemente, da natureza da formação, dos resultados pretendidos e dos atributos do trabalho de estimulação. Tipicamente, segue-se um segundo fluido cuja função é principalmente suportar o agente de escoramento que conserva a fratura aberta e depois aliviar a pressão de bombeamento. Ocasionalmente, a fraturamento hidráulico é realizada com um segundo fluido que não é muito viscoso; esta escolha é em primeiro lugar função da pretensão de ter baixos custos químicos e/ou para reduzir os efeitos negativos dos polímeros, já descritos acima. Esta técnica, muitas vezes designada por "water-frac" envolve o uso de concentrações extremamente baixas de polímero, tão baixas que os polímeros não podem ser eficazmente reticulados, durante o trabalho. Esta alternativa tinha um inconveniente maior: desde que a viscosidade não seja adequada para suportar muito agente de escoramento, tinham de se usar velocidades de bombeamento elevadas e concentrações muito baixas de agente de escoramento (libras de agente de escoramento adicionadas por galão de fluído ("PPA")). A quantidade de agente de escoramento colocado para manter a fratura aberta depois de parar o bombeamento é muito pequena.

O aumento da viscosidade de amortecedores e fluidos de fraturamento ou empacotamento de cascalho é geralmente feito duma de entre as seguintes formas: se o fluído injetado é um óleo, é gelificado com determinados aditivos adequados a esta finalidade, tais como certos compostos de alumínio e fosfato; se o fluído é água ou salmoura, em fraturamento hidráulico ou ácida, é gelificado com um polímero (geralmente um polissacarídeo como a goma de guar que é normalmente reticulado com compostos de boro, zircônio ou titânio), ou com um sistema de fluidos tenso ativos visco elásticos ("VES") que pode ser formado com determinadas misturas de agentes tenso ativos com o tamanho e forma adequados. A popularidade dos VES resulta do fato de que deixam agentes de escoramento e enchimentos de cascalho pouco poluentes., mas no entanto, não formam por si só um bolo de filtração. Os polímeros, especialmente os polímeros reticulados, tendem muitas vezes a formar o "bolo de filtração" na face da fratura, isto é, a fuga de fluidos vai revestindo a face da fratura, dado que os poros da rocha são demasiado pequenos para permitir a entrada do polímero ou do polímero reticulado. Geralmente é desejável que o bolo de filtração controle a fuga de fluidos. Este processo de formação de bolo de é também designado por "wallbuilding". Os fluidos VES sem aditivos para a fuga de fluidos não formam bolos de filtração em resultado das fugas. O controlo das fugas VES, na ausência de aditivos para a fuga de fluidos, faz-se controlando a viscosidade, i.e., a resistência ao movimento dos fluidos viscosos VES através da porosidade da formação o que limita a velocidade da fuga de fluidos. As mudanças na viscosidade da fuga de fluidos controlada pode ser elevada no caso de determinadas permeabilidades de formação uma vez que o grande adelgaçamento por cisalhamento do fluído tem uma viscosidade aparente baixa nas áreas em que a velocidade do fluído é elevada. Reduzindo a velocidade do fluxo (pela redução correspondente do gradiente de pressão ou simplesmente como resultado da injeção com a mesma velocidade do movimento, vazando para a formação através duma maior área superficial e fazendo uma fratura maior em comprimento e altura) fará com que a estrutura da mistura se refaça resultando na regeneração da viscosidade e no controlo da fuga de fluidos. 0 controlo da fuga de fluidos nem sempre é o desejado nos sistemas VES, especialmente nas formações de maior permeabilidade. Por outro lado, os polímeros têm duas "grandes deficiências: a) o bolo de filtração, que fica no lugar, pode impedir o subseqüente fluxo de hidrocarbonetos para a fratura e daí para o furo, e b) o polímero ou polímero reticulado que ficar na própria fratura, impede ou interrompe o fluxo, quer por bloquear fisicamente o percurso através do empanque do agente de escoramento quer por conduzir a elevada viscosidade dos fluidos na fratura, Os fluidos VES não formam bolo de filtração nem deixam sólidos na fratura. Além disso, os fluidos VES, deixam uma fratura mais limpa, com maior condutividade e, além disso, mais produtiva que a fratura dos fluidos tipo polímero. São mais fáceis de usar porque necessitam de menos componentes e menos equipamento de superfície, mas podem ser menos eficientes (em termos de fuga de fluidos) que os polímeros, dependendo acima de tudo da permeabilidade da formação e do Sistema VES especifico. Era conveniente poder usar o sistema de fluidos VES mais eficientemente em termos de fuga de fluidos.

Para ultrapassar uma elevada fuga de fluidos nos fluidos tipo polímeros e nos fluidos tipo VES (em particular nos fluidos de fraturamento hidráulico, fluidos de transporte de cascalho, e nos tampões de controlo da fuga de fluidos), propuseram-se vários aditivos de controlo para a fuga de fluidos. Sabe-se que a sílica, mica, e calcita, sós ou combinadas, ou em combinação com amido, reduzem a fuga de fluidos em fraturamentos de fluidos tipo polímeros, formando um bolo de filtração relativamente impermeável à água na face da formação, como se descreve na Patente norte americana No. 5,948,733. Contudo, o uso destes aditivos de controlo para a fuga de fluidos em fluidos tipo VES, verificou-se diminuir muito modestamente a fuga de fluidos, como se descreve na patente norte americana No. 5,929,002. A fraca performance destes aditivos convencionais na fuga de fluidos é tipicamente atribuída ao período de elevadas perdas ("spurt") antes da formação do bolo de filtração e na formação dum bolo de filtração permeável a fluidos tipo VES.

Em vez de aditivos convencionais para a fuga de fluidos e na formação do bolo de filtração, sabe-se que o tratamento numa formação subterrânea se faz bombeando uma suspensão coloidal de pequenas partículas num sistema de fluidos tenso ativos e visco elásticos; ver por exemplo a Aplicação na Publicação da Patente norte americana No.

2005-0107265, atribuída ao síndico da presente aplicação. A suspensão coloidal e os produtos tenso ativos e visco elásticos interagem, formando estruturas que efetivamente ligam e bloqueiam o estreitamento dos poros. AS suspensões coloidais são tipicamente dispersões de partículas discretas muito pequenas, de forma esférica ou alongada, com carga, o que faz com que a repulsão entre partículas de carga equivalente estabilize a dispersão. A perturbação no balanço das cargas, devida por exemplo à remoção de água, alterações no pH ou à adição de sais ou solvente orgânicos misciveis com água, faz com que as partículas coloidais se agreguem, resultando na formação dum gel. Tipicamente, o tamanho destas partículas é inferior a 1 mícron, e geralmente andam na zona entre mais ou menos 10 a mais ou menos 100 nanômetros. A dispersão é pré produzida como líquido, transparente no caso duma concentração relativamente baixa de partículas, tornando-se opalescente ou leitosa, com concentrações mais elevadas. Em qualquer caso, a dispersão é manuseada como se fosse um líquido o que facilita muito o dosamento.

O uso dum poliéster hidrolisável como aditivo para evitar a fuga de fluidos de modo a poder fazer-se o controlo da fuga de fluidos, já foi anteriormente proposto para fluidos de fraturamento com a viscosidade modificada por polímeros. Depois do tratamento, o aditivo para evitar a fuga de fluidos degrada-se não provocando muito dano.

Além disso, tem-se verificado que os produtos da degradação de tais materiais provocam atraso da ruptura dos fluidos de fraturamento com a viscosidade modificada por polímeros. Na patente norte americana No. 4,715,967, divulga-se o uso de ácido poliglicólico (PGA) como aditivo para evitar a fuga de fluidos e reduzir temporariamente a permeabilidade da formação. Na dissertação SPE 18211 divulga-se o uso do PGA como aditivo para evitar a fuga de fluidos e como redutor de gel para fluidos de goma guar reticulada com hidroxipropil. Na Patente norte americana No. 6,509,301, descreve-se o uso de compostos ácidos tais como a PGA como desagregadores internos de emulsões baseadas em agentes tenso ativos, tais como as que são formadas pela lecitina zwitteriónica. O melhor pH para estes materiais ficará acima de 6.5, mais preferentemente entre 7.5 e 9.5.

Uma vez que os danos provocados pelo Sistema de fluidos VES são negligenciáveis, será desejável que o aditivo para evitar a fuga de fluidos usado seja compatível com o Sistema VES e também provoque danos desprezíveis. O uso de ácido poliglicólico e materiais semelhantes como aditivos para evitar a fuga de fluidos no Sistema de fluidos VES é descrito na Aplicação da Patente norte americana com o número de série 11/159,023, registrada em 22 de Junho de 2005. Resumidamente, o ácido poliglicólico e outros materiais semelhantes degradam-se a maior parte das vezes por um mecanismo de hidrólise catalisada por um ácido ou por uma base. Contudo, estes aditivos usados para evitar a fuga de fluidos, disponíveis comercialmente, a maior parte das vezes contém pequenas quantidades do ácido ou começam a hidrolisar-se formando ácidos logo que os fluidos são misturados ou injetados. Para evitar os efeitos perniciosos devidos aos fatores atrás referidos, junta-se ao fluido uma base ou um tampão.

Nalguns casos usam-se fluidos viscosos nos tratamentos em que os fluidos ou pelo menos parte destes podem invadir a formação, sendo assim necessário um componente que atue com redutor mas não necessariamente como aditivo para evitar a fuga de fluidos.

Na colocação duma ponteira de obstrução (TSO) em tratamentos de fraturamento, é conveniente incluir um agente de fuga de fluidos (FLA) de modo a formar-se temporariamente um bolo de fil tração à superfície da fratura no início do tratamento, e.g., durante o estágio de amortecimento. De preferência, este bolo de filtração será destruído em estágios posteriores do tratamento e assim maiores perdas de fluidos durante os estágios de escoramento possibilitarão a ocorrência duma ponteira de obstrução. O resultado final é uma fratura pequena mas larga com elevadas concentrações de agente de escoramento. Usualmente, o FLA é injetado na fratura com o volume inicial de amortecedor necessário para iniciar a fraturamento hidráulico. Uma vez injetado o amortecedor, a pasta fluida de agente de escoramento, que também pode conter FLA, é bombeada para a fratura em diferentes estágios, dependendo do tipo de trabalho. O agente de escoramento permite manter a fratura aberta e permite que o fluido do reservatório escoe através do empanque do agente de escoramento. A pasta fluida de agente de escoramento geralmente inclui um fluido de transporte viscoso para evitar que o agente de escoramento desapareça prematuramente da pasta fluida. Uma vez o agente de escoramento colocado na fratura, a pressão é aliviada e a fratura fecha com o agente de escoramento. No entanto, é necessário retirar ou reduzir o agente de viscosidade no fluido de transporte e no bolo de filtração (que pode conter polímero concentrado) de modo a que os fluidos do reservatório podem depois disso, escoar para a fratura e através do empanque do agente de escoramento para o furo e para a coluna de produção.

O modelo de fratura convencional é do conhecimento geral neste meio. Ver, e.g., na patente norte americana 5,103,905, Processo para Otimizar a Condutividade numa Fratura Escorada numa Formação, assinada por Schlumberger. Estão bem identificadas na literatura as publicações sobre limpeza de fraturas. Ainda que se usem outros sistemas como por exemplo, agentes tenso ativos visco elásticos, óleo de floculação, água, etc., a maior parte dos fluidos usados para criação de fraturas e como suporte do agente de escoramento são baseados em polímeros. Na maior parte dos reservatórios com baixa permeabilidade, o polímero concentra-se nas fugas do fluído de transporte durante o processo de fraturamento. A concentração do polímero impede que haja escoamento de fluído na fratura resultando muitas vezes no mau desempenho destas. As soluções habituais incluem o uso de redutores, incluindo redutores encapsulados que provocam um aumento significativo na perda de carga. O redutor é adicionado ao fluído/pasta fluida a fim de reduzir a viscosidade do fluído de transporte baseado em polímeros e facilitar a limpeza da fratura. Apesar da elevada perda de carga, a permeabilidade retida do empanque do agente de escoramento é só uma parte da permeabilidade inicial o que tem sido considerado como aceitável na indústria.

Nas Patentes norte americanas Nos. 4,848,467 e 4,961,466 discute-se o uso de ácido hidroxiacético e outros produtos de condensação semelhantes que se degradem naturalmente à temperatura do reservatório, libertando ácido que pode atuar como redutor com alguns polímeros e sob determinadas condições, oferecendo uma forma de controlo da fuga de fluidos. Na Patente norte americana No. 3,960,736 (Oree) discute-se o uso de ésteres para fornecimento dum ácido de retardamento, que provocará a ruptura do fluido atacando tanto o polímero como as reticulações de borato. De modo semelhante, nas Patentes norte americanas Nos. 4,387,769 e 4,526,695 (Erbstoesser) usam-se mecanismos de formação de ácidos, o que sugere o uso dum éster. Na Patente norte americana No. 3,868,998 (Lybarger) também é mencionada a formação de ácidos. Nestas referências conta-se com ácidos que tem genericamente uma baixa atividade relativa como redutores, mas os redutores oxidantes são muito mais eficazes e tornaram-se padrões para evitar os danos causados pelos polímeros. Adicionalmente, ainda que um baixo pH possa ser eficaz na redução das reticulações de borato, é menos eficaz na ruptura dos comummente usados géis reticulados de zircônio e titânio. De fato, em alguns sistemas gelificantes o emprego de zircônio ou titânio é considerado um agente de viscosidade eficaz com valores baixos de pH.

Quando se usa aqui, o termo "redutor" refere-se a segmentos moleculares ou a séries de segmentos moleculares cuja função principal é "romper" ou reduzir a viscosidade do agente de escoramento/fluído de transporte. Tipicamente, na técnica anterior, ainda que nem sempre, isto ocorre por oxidação. Adicionalmente, usam -se muitas vezes "auxiliares de ruptura" juntamente com os redutores para melhorar a atividade do redutor. Divulgam-se auxiliares de ruptura, e.g., na patente norte americana No. 4,969,526, Sistema Redutor Não Interferente para Fluidos de Fraturamento de Reticulação Retardada a Baixa Temperatura, atribuída a Schlumberger (divulgação e reivindicação da trietileno amina); e também na patente norte americana No. 4,250,044. De modo semelhante, "agentes retardadores" (ou materiais concebidos para inibição da reticulação) podem ser utilizados conjuntamente com os da presente invenção. Ver, por exemplo, a patente norte americana No. 4,702,848, Controlo da Velocidade de Reação de Reticulação quando se usa Quelato de Zircônio Orgânico como Agente Reticulador e Aldeido como Agente Retardador, atribuída a Schlumberger (divulgação e reivindicação de aldeídos) . Os íons de Cobre, Prata ou equivalentes também são conhecidos pela sua função como catalisadores usados conjuntamente com um redutor químico, oxigênio dissolvido, ou outra fonte oxidante que acelere a atividade do redutor. Adicionalmente, podem ser usados outros agentes de escoramento/matrizes de suporte com diferentes tipos de redutores, e.g., injetando um fluído menos viscoso e/ou menos denso numa primeira fase e em seguida outros fluidos de menor mobilidade. Ver, por exemplo, a patente norte americana No. 5,036,919, Fraturamento com Fluidos Múltiplos para Melhorar a Condutividade da Fratura, atribuída a Schlumberger. Na patente norte americana No. 5,036,919, divulga-se, por exemplo, o bombeamento dum fluído reticulado de zirconato seguida por um fluído reticulado de borato. Por esse motivo, usam-se fluidos diferentes em fases diferentes de tratamento.

Na SPE 68854 e SPE 91434 divulga-se que as fibras inclusas na pasta fluida do agente de escoramento do fluído de transporte podem facilitar o transporte do agente de escoramento a viscosidades inferiores e/ou velocidades de escoamento da pasta inferiores, desde que as fibras escolhidas tenham o comprimento, diâmetro, e dureza adequados e desde que tenham a concentração correta.

Durante anos as fibras foram usadas com diferentes finalidades nas operações de tratamento dum campo petrolífero. Mais recentemente, com o uso de fibras como auxiliares na tecnologia de transporte é possível melhorar o transporte das partículas nas operações de limpeza da fraturamento e do furo reduzindo-se ao mesmo tempo a quantidade dos outros agentes de viscosidades necessários. Tentativas mais recentes para melhorar esta técnica forneceram melhores processos para completa remoção das fibras que ficam residuais no furo ou na fratura.

Nas Aplicações publicadas na Patente norte americana com o número de série. 11/156,966, registrada em 20 de Junho de 2005, e 11/059, 123, com data de 2 de Julho de 2004, foi feita a divulgação de fibras e partículas de poliéster como auxiliares de transporte do agente de escoramento num processo de fraturamento, e em controlo da fuga de fluidos, respectivamente. A seleção dos poliésteres pode ser feita entre lactideos de substituição ou não, glicósido, ácido poliláctico, ácido poliglicólico, copolímeros de ácido poliláctico e ácido poliglicólico, copolímeros de ácido glicólico com segmentos moleculares de outros grupos hidroxilo, ácido carboxilo, ou ácido hidroxicarboxílico, e copolímeros de ácido láctico com segmentos moleculares de outros grupos hidroxilo, ácido carboxilo, ou ácido hidroxicarboxílico, e suas misturas. Os poliésteres degradam-se naturalmente, tipicamente 4 horas a 100 dias depois do tratamento facilitando assim a recuperação de permeabilidade.

Podem ainda ser pertinentes como referência a esta invenção as patentes norte americanas US2004/0216876; US2005/0034865; e US6394185.

Há necessidade de processos melhorados para introdução dos agentes de controlo de fuga de fluidos e para introdução dos agentes de remoção para restabelecimento da permeabilidade da formação da produção, especialmente quando a remoção do agente de controlo da fuga de fluidos não requer alterações de pH ou não necessita duma reação química para provocar o desencadear da remoção. De modo semelhante, há necessidade de processos melhorados para reduzir a viscosidade dos fluidos de tratamento de poços, especialmente quando ai se usa um redutor ou um auxiliar de ruptura que não requer alterações de pH ou não necessita duma reação química para provocar a ativação do redutor e/ou do auxiliar de ruptura. Também há necessidade de progressos nos métodos em que se utiliza um agente de controlo da fuga de fluidos que pode ser colocado interiormente na forma insolúvel e depois solubilizado por alterações na salinidade e/ou expondo o agente de fuga de fluidos ou o redutor a uma temperatura acima da temperatura estímulo de dissolução. Além disso, é necessário inovar nos processos em que um aditivo dos fluidos de tratamento de poços pode ser usado na forma insolúvel como agente de controlo da fuga de fluidos, como auxiliar na transferência de fibras para o agente de escoramento, ou equivalente, e pode depois ser solubilizado por alterações na salinidade e/ou excedendo a temperatura estímulo para remoção destas a fim de restabelecer a permeabilidade, por ruptura da viscosidade dos fluidos de tratamento de poços, ou equivalente.

Resumo da Invenção

Esta invenção ultrapassa muitas das limitações dos anteriores sistemas de fluidos. Na presente invenção, é usado um polímero solúvel no tratamento dos fluidos do poço na forma sólida sob condições em que o polímero não está dissolvido, e uma vez que o polímero tenha cumprido a sua função como forma sólida, é dissolvido alterando as condições ambientes como por exemplo a temperatura ou a salinidade, ativando assim o polímero para desempenho da sua função no estado solúvel e/ou para remoção do polímero. Um poliol como o álcool polivinílico (PVOH) é um dos exemplos de polímeros que tem esta funcionalidade. O PVOH é um polímero sintético solúvel em água, disponível em variadas formas desde polvorenta, granular, em bolas ou como fibras. A solubilidade do PVOH amorfo ou parcialmente cristalino em solução aquosa é função da temperatura e da salinidade. O controlo destes parâmetros possibilita o uso do PVOH como agente de controlo da fuga de fluidos formando temporariamente um tampão, por exemplo. O PVOH em determinadas concentrações forma uma pasta espessa, muito viscosa com elevada salinidade, enquanto com baixa salinidade se dissolve completamente. Assim, ao posicionar o fluido sob ação de elevada salinidade provoca-se a consistência amorfa do PVOH que assim sela temporariamente controlando assim a perda de fluidos. O mecanismo de limpeza do tampão da formação baseia-se na solubilização do PVOH em ambiente de baixa salinidade, e.g. água doce, 2% KCl, ou equivalente.

A presente invenção divulga também uma perfuração com uma composição de fluidos que não são danosas, baseadas em agentes tenso ativos e num poliol como agente de controlo da fuga de fluidos, o que torna fácil e flexíveis os subseqüentes processos de acabamento.

Noutro exemplo, o PVOH está também disponível como material fibroso, recentemente desenvolvido para a indústria de tecidos. As Fibras de PVOH são usadas na tecnologia de transporte com fibras como auxiliares, na fraturamento hidráulico para a colocação do agente de escoramento na fratura, e as Fibras de PVOH são removidas rapidamente do empanque do agente de escoramento desde que fiquem solúveis com fluidos aquosos de baixa salinidade sob as temperaturas habituais nas formações. Esta tecnologia é ainda aplicada no empacotamento de cascalho para criar enchimentos mais apertados e limpos.

0 termo "partículas" aqui usado refere-se ao PVOH ou a outros polióis nas sua diferentes formas físicas insolúveis, quer cristalinas quer amorfas, incluindo na forma polvorenta, granular, em bolas, pastosa, fibrosa, ou equivalente.

Grosso modo, numa configuração, esta invenção fornece um processo para tratamento de poços que inclui:

(1) Injetar no poço, um fluído de tratamento que inclui partículas insolúveis dum poliol aí dispersas; (2) Manter as condições a que as partículas do poliol se mantém insolúveis enquanto durar a sua colocação; e

(3) Uma operação selecionada entre aquecimento, dessalinização ou suas combinações, para

subseqüentemente se dissolverem grande parte das partículas de poliol.

-O poliol é solubilizado quando submetido a aquecimento, dessalinização (de notar que dessalinização não implica necessariamente a completa remoção do sal mas sim um suficiente abaixamento na salinidade) ou suas combinações, e consiste essencialmente em átomos de carbono substituídos por hidroxilo, numa cadeia polimérica, em que os grupos substituídos por hidroxilo estão espaçados, saltando pelo menos um átomo na cadeia polimérica, usualmente um átomo de carbono'. Numa configuração, o poliol compreende um polímero com repetição de algumas unidades em conformidade com a fórmula abaixo:

<formula>formula see original document page 24</formula>

onde R1 e R1' podem ser iguais ou diferentes, saturados ou insaturados, lineares ou ramificados com cadeias alquilo com 1 a 5 átomos de carbono, e η e n' podem ser inteiros iguais ou diferentes entre 1 e 5, e R2 é hidrogênio, ou uma cadeia alquilo com pelo menos 12 átomos de carbono, saturado ou insaturado, alifático ou aromático, linear ou ramificada. O termo "dessalinização" é aqui utilizado para indicar qualquer redução na concentração de sal nas proximidades do poliol suficiente para efetivamente solubilizar o poliol, usualmente por diluição ou jacto de polióis mais ou. menos imobilizados com menos água salgada, ainda que a percentagem total de sal no sistema possa não diminuir.

Noutra configuração, o poliol é um álcool polivinilico preparado a partir da hidrólise, pelo menos parcial dum polímero de vinil precursor com substituintes ésteres. Quando o poliol abrange o álcool polivinilico (PVOH) preparado a partir da hidrólise, pelo menos parcial de acetato polivinilico, o fluído de tratamento do poço é injetado sob condições, e.g., de temperatura e salinidade, a que o PVOH não esteja substancialmente dissolvido. Numa configuração, o poliol tinha um peso molecular médio superior a 5000. Se desejado, o poliol pode ser modificado hidrofobicamente

O fluído de tratamento do poço pode ser uma solução de controlo da fuga de fluidos, de controlo de água, um inibidor de incrustações, um fluído de fraturamento, um fluido de enchimento de cascalho, um fluido de perfuração e um fluido de simulação, ou equivalente. Numa configuração, a salinidade do fluido de tratamento era eficaz na inibição da dissolução do poliol à temperatura da formação, sendo o poliol dessalinizado no passo da dissolução. No caso de determinados polióis, a salinidade do fluido de tratamento é pelo menos de 2% em peso para inibir a dissolução, havendo polióis para os quais deve ser pelo menos 5, 6 ou 10% em peso. No caso de determinados polióis, o passo de dessalinização reduz a salinidade abaixo de mais ou menos 5% em peso para possibilitar a dissolução do poliol, havendo outras configurações em que deve ser menos que 5 % em peso.

Quando desejado, o posicionamento interior das partículas do poliol na superfície duma formações permeável é para inibição da fuga de fluidos da formação. 0 passo da dissolução do poliol pode usar-se para restauração, pelo menos parcial, da permeabilidade da superfície da formação.

Noutra configuração, o dissolução do poliol num fluído viscosifiçado em quantidade suficiente pode interromper a ação do agente de viscosidade no fluído. 0 fluído viscosifiçado pode ser o fluído de tratamento do poço onde se injetou o poliol, ou pode ser outro fluído injetado, misturado ou de qualquer outro modo, colocado em posição adjacente ao poliol antes ou depois do posicionamento interior do poliol. 0 agente de viscosidade pode ser um polímero reticulado como por exemplo a polissacarídeo, e o reticulador pode ser borato, zirconato, titanato, aluminato ou equivalente, ou suas combinações. Noutra configuração, o agente de viscosidade abrange um sistema tenso ativo visco elástico, e.g. betaínas, óxidos de amido amina, ou equivalente.

Noutra configuração do método de tratamento de poços, as partículas do poliol são, quando a temperatura é superior à temperatura estímulo, pelo menos em parte, fibras cristalinas solúveis em água doce. O comprimento das fibras pode ser de mais ou menos 2 a meia ou menos 25 mm, e/ou ter um denier de mais ou menos 0.1 a cerca de 20. Numa configuração, o fluído de tratamento durante a injeção tinha a temperatura abaixo da temperatura estímulo e o posicionamento interior é feito numa formação com a temperatura acima da temperatura estímulo. A salinidade do fluído de tratamento pode ser capaz de inibir a dissolução do poliol à temperatura da formação, e o passo da dissolução pode incluir a dessalinização

Numa configuração em que se usam fibras de poliol, o fluído de tratamento é uma pasta fluida de fibras e agente de escoramento suportadas num fluído viscoso. O processo pode incluir um agente de escoramento de suporte com fibras auxiliares. O fluído de transporte pode incluir um agente de viscosidade sendo que numa das configurações o poliol dissolvido funciona como redutor do agente de viscosidade. O fluido de transporte deve ter a adequada salinidade para atuar como inibidor de solubilidade do poliol a temperaturas acima da temperatura estimulo, podendo o processo ainda ser favorecido pela manutenção das condições de salinidade de modo a retardar a dissolução do poliol durante o fecho da fratura.

Noutra configuração, o poliol injetado pode ter partículas amorfas finamente divididas, podendo as condições de insolubilidade incluir a existência de salinidade, e.g. pode haver várias configurações em que essa salinidade seja inferior a 2, 5, 6, ou 10 % em peso, podendo o passo da dissolução incluir dessalinização, e.g. baixando para um valor inferior a mais ou menos 5 ou mesmo 2 % em peso consoante a configuração. O poliol amorfo pode estar presente no fluído de tratamento do poço injetado, como uma fase super viscosa.

Numa configuração, a injeção pode incluir um fluído de tratamento contendo partículas de poliol amorfo numa formação adjacente ao poço com a suficiente pressão para criar uma fratura na formação, tendo a dita fratura faces opostas, e formando um bolo de filtração que inclua as partículas do poliol num dos lados da fratura. A injeção do fluído de tratamento pode ser seguida pela injeção dum agente de escoramento que contenha um fluído de salinidade reduzida, ou pode ser seguida pela injeção de um fluido de elevada salinidade, um fluído com um agente de escoramento e subseqüentemente por um fluido sem agente de escoramento com salinidade reduzida. Em alternativa, o fluído de tratamento injetado contém um agente de escoramento, e a injeção do fluído contendo o agente de escoramento é seguida pela injeção dum fluído sem agente de escoramento com salinidade reduzida. Noutra configuração, faz-se ou favorece-se a dessalinização, iniciando o fluxo do fluído da formação através do enchimento do agente de escoramento na fratura. É desejável que a fratura tenha faces opostas, que o agente de viscosidade esteja concentrado no bolo de filtração, e que a espessura do bolo de filtração e do agente de viscosidade concentrado em cada lado da fratura seja inferior a metade da largura da fratura.

Noutra configuração do processo empregando partículas de poliol arnorfo na perfuração, o processo de tratamento do poço inclui:

(4) a circulação de fluído de tratamento no poço durante a perfuração;

(5) a formação dum bolo de filtração que inclua partículas de poliol na superfície interna do poço;

(6) o contacto do bolo de filtração na zona de produção com um fluído de baixa salinidade para restauração da permeabilidade; e

(7) a produção de fluidos da formação na zona de produção.

Neste processo, o fluido de tratamento do poço pode ser um fluido de perfuração, por exemplo, um outro fluido de perfuração quase completamente livre de partículas (além das partículas do poliol) que pode incluir um sistema tenso ativo visco elástico para aumentar a viscosidade do fluído.

Por outro lado, a invenção providencia a composição de substâncias como fluidos de tratamento do poço. O fluido pode incluir um fluído de base aquosa, ura sistema de agentes de viscosidade pára o fluído base, e (1) um agente de controlo da fuga de fluidos compreendendo partículas finamente divididas dum poliol amorfo dispersas no fluído base, onde o poliol é solúvel em água doce e insolúvel em água salgada, e a salinidade inibe a dissolução das partículas de poliol, ou (2) fibras dum poliol pelo menos parcialmente cristalino, solúvel em água doce a temperaturas acima da temperatura estímulo, e com um comprimento de mais ou menos 2 a mais ou menos 25 mm e denier de mais ou menos 0.1 a mais ou menos 20.

O agente de viscosidade na composição pode ser um polímero reticulado como por exemplo um polissacarídeo, e o reticulador pode ser borato, zirconato, titanato, aluminato ou equivalente, ou suas combinações. Noutra configuração, o agente de viscosidade da composição compreende um sistema tenso ativo visco elástico, e.g. betaínas, óxidos amido arainados, ou equivalentes.

Quer seja cristalino quer seja amorfo, o poliol da composição pode consistir principalmente numa cadeia polimérica com átomos de carbono substituídos por grupos hidroxilo que devem ser espaçados de outros átomos de carbono substituídos por grupos hidroxilo em pelo menos um átomo da cadeia polimérica, e.g. pelo menos um átomo de carbono. Numa configuração, o poliol consiste num polímero com unidades de repetição de acordo com a seguinte fórmula:

<formula>formula see original document page 31</formula>

onde R1 e Ri' podem ser cadeias alquilo iguais ou diferentes, saturadas ou insaturadas, lineares ou ramificados com 1 a 5 átomos de carbono, e η a n' podem ser inteiros iguais ou diferentes de 1 a 5, e R2 é hidrogênio, ou cadeias alquilo, saturados ou insaturados, alifáticos ou aromáticos, lineares ou ramificados com 1 a 12 átomos de carbono.

Noutra configuração, o poliol é um álcool polivinilico preparado por hidrólise, pelo menos parcial, de um polímero de vinil precursor com ésteres substituídos. Quando o poliol consiste em álcool polivinilico (PVOH) preparado por hidrólise, pelo menos parcial, de acetato polivinilico, o fluído de tratamento do poço quando injetado está submetido a determinadas condições, e.g., a uma temperatura e salinidade, a que o PVOH não seja substancialmente dissolvido. Numa configuração, o poliol tinha o peso molecular médio superior a 5000. Se desejado, a poliol pode ser modificado hidrofobicamente.

O fluído de tratamento do composição pode ser uma pastilha de controlo da fuga de fluidos, um fluído de tratamento de controlo de água, um fluído de tratamento inibidor de incrustações, um fluído de fraturamento, um fluído de enchimento de cascalho, um fluído de perfuração e um fluído de simulação, ou equivalente. A composição pode ter a salinidade adequada para inibir a dissolução do poliol à temperatura ambiente, e.g. pelo menos mais ou menos 2, pelo menos mais ou menos 5, pelo menos mais ou menos 6, ou pelo menos mais ou menos 10 % em peso salinidade. A composição pode ainda ter misturado um agente de escoramento. O poliol pode também possibilitar a ruptura do sistema de agentes de viscosidade, ainda que a insolubilidade do poliol possa estabilizar esse sistema.

Numa configuração da composição que inclui fibras de poliol, o poliol é insolúvel em água salgada e o fluido de tratamento do poço terá a salinidade adequada para inibir a dissolução do poliol à temperatura estimulo, e.g. com os níveis de salinidade acima mencionados. Noutra configuração da composição que inclui fibras de poliol, a viscosidade do agente de suporte na ausência de fibras é insuficiente para evitara deposição do agente de escoramento durante o transporte, e nestes casos a função das fibras no agente de suporte é a inibição da sedimentação do agente de escoramento durante o transporte.

Numa vertente posterior, a presente invenção evita a dissolução das Fibras de PVOH pelo menos parcialmente cristalinas, pela salinidade do meio aquoso em que as fibras são estabilizadas.

Breve Descrição dos Desenhos

Na Figura 1 mostra-se um gráfico de fuga de fluidos em que se segue o controlo da fuga de fluidos em diferentes concentrações de sal recorrendo ao álcool polivinílico (PVOH) com um núcleo de 3.5 mD em conformidade com uma configuração da invenção.

Na Figura 2 mostra-se um gráfico de fuga de fluidos em que se segue o controlo da fuga de fluidos em diferentes concentrações de sal recorrendo ao álcool polivinílico (PVOH) com um núcleo de 38.55 mD core, em conformidade com uma configuração da invenção. A Figura 3 é um gráfico da permeabilidade retida em que se compara a condutividade dum gel linear numa simulação de enchimento do agente de escoramento em que se dá a ruptura dum fluido reticulado por ação do PVOH, em conformidade com uma configuração da invenção.

A . Figura 4 é um gráfico de retenção de permeabilidade, com a condutividade versus a temperatura, numa simulação de enchimento do agente de escoramento que contém Fibras de PVOH, em conformidade com uma configuração da invenção.

A Figura 5 é um gráfico reológico em que se mostra o efeito da ruptura das Fibras de PVOH nos fluidos de tratamento do poço, em conformidade com configurações da invenção.

A Figura 6 é um gráfico reológico em que se mostra o efeito da ruptura versus a temperatura, de fibras de PVOH num fluido de tratamento do poço, em conformidade com uma configuração da invenção.

A Figura 7 é um gráfico reológico em que se mostra o efeito da ruptura em diferentes graus de PVOH noutros fluidos de tratamento do poço, em conformidade com configurações da invenção.

A Figura 8 é um gráfico reológico em que se mostra o efeito da ruptura nos grânulos e no pó de PVOH num fluido de tratamento do poço, em conformidade com uma configuração da invenção.

A Figura 9 é um gráfico reológico em que se mostra o efeito da temperatura na ruptura do PVOH num fluido de tratamento do poço base VES, em conformidade com uma configuração da invenção.

A Figura 10 é um gráfico reológico em que se mostra a compatibilidade dum agente tenso ativo visco elástico em água doce e soluções de água salgada, em conformidade com uma configuração da invenção.

A Figura 11 é um gráfico reológico em que se mostra o perfil da tensão de cisalhamento dum agente tenso ativo visco elástico baseado em betaina (VES), em conformidade com uma configuração da invenção.

A Figura 12 é um gráfico reológico em que se mostra o perfil de adelgaçamento de cisalhamento do VES da Figura 11, em conformidade com uma configuração da invenção.

A Figura 13 é um gráfico reológico em que se mostra o efeito de 5%de diesel na viscosidade dum agente tenso ativo visco elástico baseado ou não em betaina, em conformidade com uma configuração da invenção. Descrição Detalhada das Configurações da Invenção Polióis

Um poliol é um álcool "poli hídrico, i.e.., que contem três ou mais grupos hidroxilo. Uma configuração de polióis úteis na presente invenção é um polimérico solubilizável por aquecimento, dessalinização ou suas combinações, e que consiste essencialmente em átomos de carbono substituídos por grupos hidroxilo, numa cadeia polimérica, que devem ser espaçados de outros átomos de carbono substituídos por grupos hidroxilo em pelo menos um átomo da cadeia polimérica. Por outras palavras, os polióis utilizáveis estão de preferência genericamente livres de grupos de substituição hidroxilo adjacentes. Numa configuração, o poliol tinha peso molecular médio entre 5,000 e 500,000 ou superior, e de 10,000 a 200,000 noutra configuração. Se desejado, o poliol pode ser modificado hidrofobicamente para que posteriormente possa inibir ou atrasar a solubilização, e.g. incluindo grupos de substituição tais como alquilo, arilo, e segmentos moleculares de alquilo ou arilo e/ou cadeias laterais tendo 2 a 30 átomos de carbono. O poliol também pode ser modificado por inclusão de ácido carboxílico, tiol, parafina, silano, ácido sulfúrico, aceto-acetato, óxido de polietileno, ou uma amina quaternária ou quaisquer outros monômeros catiônicos. Tais modificações afetam de diferentes formas as propriedades do poliol; tem efeito na solubilidade, na sensibilidade à. salinidade, no pH, e nas funcionalidades de reticulação (e.g. grupos hidroxilo e grupos silanol que são quelatos que podem ser reticulados com reticuladores vulgares) e tem o maior interesse para a presente invenção. Os produtos . disponibilizados comercialmente têm as ditas modificações.

Numa configuração, o poliol álcool polivinilico substituído ou não pode ser preparado por hidrólise, pelo menos parcial, de um composto polivinilico como precursor tendo ésteres como substituintes, tal como, por exemplo, acetato polivinilico, (poli) propanoato de vinilo, (poli) butanoato de vinilo, (poli) pentanoato de vinilo, (poli) hexanoato de vinilo, (poli) 2-metilbutanoato de vinilo., (poli) 3-etilpentanoato de vinilo, (poli) 3-etilhexanoato de vinilo, e equivalentes, e suas combinações. Quando o poliol abrange o álcool polivinilico preparado por hidrólise, pelo menos parcial, de acetato polivinilico (PVOH), geralmente o poliol não é solúvel em água salgada, o que é detalhado mais abaixo, e posteriormente; o poliol está comercialmente disponível na forma de fibras parcialmente cristalinas com uma relativamente severa temperatura estímulo, abaixo da qual as fibras não são solúveis em água e acima da qual s.e dissolvem rapidamente, o que também é discutido mais em detalhe, mais abaixo. As adequadas unidades de repetição nos polióis podem ter a seguinte formula:

<formula>formula see original document page 38</formula>

Os polímeros podem incluir as unidades 1 e 2 era proporções variadas, onde R1 e R1' podem ser iguais ou diferentes mas em geral são iguais. Nas estruturas, R1 ou R1' é uma cadeia alquilo que pode ser saturada ou insaturada,, linear ou ramificada, contendo 1 a 5 átomos de carbono, em que η e n' = 1 a 5, e onde η e n' podem ser iguais ou diferentes mas de preferência são iguais. R2 é uma cadeia alquilo que pode ser saturada ou insaturada,, alifática ou aromática, linear ou ramificada, de 0 átomos de carbono (i.e. hidrogênio) a 12 átomos de carbono. Na fórmula acima, m = 0 a 5,000 e m' = 100 a 10,000. As unidades 1 e 2 podem alternar na configuração, ou aleatoriamente ou em bloco.

A partir da descrição genérica feita acima, os polímeros podem ser definidos por parâmetros alternativos. Por exemplo, num álcool polivinílico hidrolisado a 99.99% e peso molecular de mais ou menos 5000 seria: m = 0, Rl' = CH2, n' =1, m' =100. Num álcool polivinílico hidrolisado a 90% e peso molecular de mais ou menos 5000 e derivado de acetato polivinílico seria: m = -10, η = η' = 1, Rl = Rl' = CH2, R2 = CH3, m' = ~ 90.

Exemplo de Poliol - PVOH

Só para fins ilustrativos, a invenção é aqui descrita com a referência ao álcool polivinílico (PVOH) como exemplo de um poliol adequado. Os entendidos neste ofício deverão estar conscientes de que a presente invenção não deve ser limitada ao PVOH e é também aplicável a polióis que tenham os requisitos acima especificados de solubilidade alterável no contexto dos fluidos de tratamento do poços e sua metodologia.

Uma particular vantagem do PVOH é que não é tóxico e é biodegradável. Por exemplo, o PVOH é geralmente usado em medicina e na forma de fibras é geralmente usado em tecidos ou quaisquer outros produtos em que se pretenda que estes sejam dissolvidos quando lavados em água quente ou tépida.

0 PVOH é um material sólido que pode ser fabricado com diferentes formas, tais como, por exemplo, fibras, lâminas, grânulos, bolas, pó, e equivalentes. 0 PVOH é um polímero sinóptico solúvel em água e não é em geral afetado pelos hidrocarbonetos de petróleo. A estrutura da cadeia de carbono do polímero inclui grupos hidroxilo e acetato. Em conformidade com Kirk et al., Encyclopedia of Chemical Tecnologia, 3rd Edition, Vol. 23, John Wiley and Sons, pp. 848 - 865 (1983), ο PVOH pode ser produzido por hidrólise do acetato polivinílico em metanol, reação catalisada por uma base em conformidade com o seguinte equação:

<formula>formula see original document page 40</formula>

O PVOH pode em geral existir em três diferentes estados de agregação, que são controlados pelas condições da solução. No estado sólido o PVOH é semicristalino. 0 grau de cristalinidade varia com o processo de fabrico, com o grau de hidrólise e com a qualidade do PVOH. Em solução aquosa, o PVOH pode perder cristalinidade e inchar adquirindo uma estrutura amorfa, que é flexível e maleável, mas ainda não está solubilizada. Dependendo das condições da solução, o PVOH pode solubilizar completamente e existir como polímero em solução.

Na presente invenção pode usar-se PVOH na sua forma insoluvel de modo a criar ura bolo de filtração ou a colocar o PVOH no interior do furo ou da formação. Alterando as condições de salinidade e/ou temperatura adjacentes aos depósitos de PVOH, o PVOH pode ser solubilizado para remoção dos depósitos de PVOH e/ou para ativar o PVOH para o usar como redutor ou com outra função interna. Qualquer bolo de filtração de PVOH pode assim ser destruído se desejado. As fibras de PVOH usadas no transporte assistido por fibras, por exemplo, são removidas para aumentar a permeabilidade. O PVOH solubilizado pode ser usado como promotor do atraso da ruptura dum polímero reticulado ou dum agente tenso ativo visco elástico (Sistema de fluidos VES) , por exemplo.

A vantagem da invenção é gue a solubilidade do PVOH e polióis similares em meio aguoso pode ser controlada pela percentagem de sal. Numa salmoura com a concentração de sal suficientemente elevada, o PVOH é insolúvel mas torna-se um material espesso e flexível gue rapidamente se liga a si próprio e a superfícies sólidas. Fazendo a concentração da salmoura baixar até um nível crítico de salinidade, no entanto, os sólidos do espesso PVOH podem tornar-se solúveis e dissolver-se rapidamente na solução.

A dissolução do PVOH é controlada pelo nível de hidrólise, peso molecular, cristalinidade, tamanho das partículas, e outras características eguivalentes do PVOH. O nível da hidrólise é definido pela percentagem molar dos grupos hidroxilo na cadeia polimérica relativamente aos grupos acetato não hidrolisados. Por exemplo, o PVOH com um nível da hidrólise de 88 terá 88 % mole de grupos hidroxilo e 12 % mole de grupos acetato, ao longo da estrutura molecular do polímero. Os grupos hidroxilo e/ou acetato podem ser distribuídos aleatoriamente ou em blocos.

A maior parte dos tipos de PVOH dissolvem-se à volta de 80°C (176°F) . Um nível da hidrólise de mais ou menos 88% é ótimo para a solubilidade, i.e. a solubilidade do PVOH diminui quando o nivel da hidrólise é de mais ou menos 88%. Se o nível da hidrólise aumenta acima de 88%, a solubilidade diminui devido a um apertado alinhamento dos segmentos moleculares do hidroxilo o que se pensa resultar do tipo das ligações de hidrogênio. Abaixo de 88% de hidrólise, a solubilidade diminui devido a um maior número de grupos acetato; o acetato polivinílico é em geral, insolúvel em água. Outros fatores que afetam a solubilidade do PVOH podem incluir a concentração do polímero e do sal; a quantidade de PVOH que não é solubilizado, e.g. PVOH amorfo, pode aumentar quando aumentam as concentrações de sal ou de polímero. Também se pode usar a cristalinidade do PVOH para controlar a temperatura a que se dissolve o PVOH. Por exemplo, os PVOH que são parcialmente cristalinos, em extensão variável,, podem ser solúveis em água a temperaturas entre 20°C e 90°C. No processo de solubilização o PVOH varia entre um estado "semelhante a cola" e o estado amorfo. A solubilidade e o estado gomoso do polímero de PVOH também podem ser controlados pela concentração de sal. Por exemplo, uma fibra de PVOH que se dissolva completamente numa salmoura de 2 % em peso de KCl a 80°C (176°F), pode não se dissolver completamente abaixo de 93°C (200°F) numa salmoura de 6 em peso de KCl, pode só deformar-se e fundir-se a 93°C (200°F) numa salmoura de 10 em peso de KCl, e pode não ser de todo afetada a 93 0C (200°F) numa salmoura de 12 em peso de KCl.

As condições e a velocidade de dissolução do PVOH, com um particular aspecto químico e físico, incluindo cristalinidade, nível da hidrólise, peso molecular e distribuição, e a capa de proteção se for caso disso, a uma determinada temperatura e em contacto com um fluído ou fluidos com uma determinada salinidade, determina-se rapidamente com um teste simples, expondo o PVOH a um fluído ou fluidos nas condições de tratamento e monitorizando a solubilização.

O PVOH pode ser fabricado e utilizado com vários formatos sólidos, incluindo, mas não se limitando a fibras, pós, grânulos, e equivalentes. 0 sistema que inclui um fluído de tratamento do poço e PVOH (e quaisquer outros aditivos) pode ser misturado em descontínuo ou em "on-the- fly" usando quer equipamento de mistura quer técnicas de mistura convencionais nos fluído de tratamento.

Se o PVOH está na forma duma fibra cristalina que é principalmente usada para colocação abaixo da sua temperatura estímulo e não incha nem fica amorfa antes que ocorra solubilização interna, na maior parte das vezes, usam-se fibras retilíneas; no entanto, podem ser úteis fibras encurvadas, frisadas, em espiral e outras fibras de geometria tridimensional. Além disso, as fibras podem ser enfeixadas juntas, ou presas numa ou em ambas as extremidades. Numa configuração, o comprimento da fibra é pelo menos de mais ou menos 2 mm, e o diâmetro da fibra é de mais ou menos 3 a 200 microns. Do ponto de vista de utilização parece não haver limite superior no comprimento das fibras usadas. 0 equipamento de manuseamento, mistura, e bombeamento determina na prática o limite superior do comprimento das fibras. 0 comprimento adequado das fibras de PVOH numa configuração tem o comprimento de mais ou menos 2 - 25 mm, preferentemente mais ou menos 3-18 mm, mais preferentemente mais ou menos 6 mm; tem um denier de mais ou menos 0.1-20, preferentemente mais ou menos 0.15-6. Tais fibras estão otimizadas para o transporte de partículas.

Se o PVOH tem a forma amorfa ou muda de cristalina a amorfa no fluído de tratamento do poço, a forma física é menos critica desde que o PVOH forme uma fase gomosa que se disperse em pequenas partículas no fluído de tratamento. Se o PVOH é para ser usado como aditivo para evitar a fuga de fluidos, a escolha do tamanho das partículas do PVOH é baseada principalmente nas propriedades desejadas para a fuga de fluidos (e.g. coeficiente de esforço). 0 tamanho típico das partículas das bolas ou dos pós é da ordem dos microns., por exemplo mais ou menos 0.2 microns a mais ou menos 200 microns, por exemplo de mais ou menos 10 a mais ou menos 50 microns, dependendo no entanto o tamanho a usar, das propriedades da formação e de outros fatores que são do conhecimento dos entendidos neste oficio. São também adequados os tamanhos indicados se as fibras de PVOH forem amorfas ou parcialmente cristalinas.

Se o PVOH é para ser usado como redutor, as partículas podem ter uma gama mais ampla de tamanhos, por exemplo desde nano partículas (para romper um VES matricial) até à dimensão do agente de escoramentos para ruptura de fluído de transporte. O PVOH e as suas propriedades, tais como peso molecular e cristalinidade, são escolhidas em primeiro lugar, com base nas velocidades de dissolução desejadas, no fluído de transporte a ser usado e à temperatura e salinidade a que serão utilizados. Estas opções também podem ser influenciadas pelo tempo que se deseja que decorra até à ruptura retardada, podendo esta depender da dimensão do trabalho, quer este seja fraturamento hidráulico ou empacotamento de cascalho, e de outros fatores que são do conhecimento dos entendidos neste ofício, incluindo as concentrações e a natureza do VES ou do polímero reticulado e quaisquer outros aditivos, e temperatura.

Além disso, pode haver alterações nos parâmetros durante o tratamento que foi tido em conta na escolha de um determinado PVOH sólido, incluindo a sua química e cristalinidade, a sua forma e tamanho, e a sua concentração, entre outros fatores, dependendo da forma como irão ser usados. Todos estes parâmetros podem ser afetados pela. natureza do trabalho, por exemplo, quer se necessite ou não de controlar a fuga de fluidos, a temperatura, a natureza da formação, e o tempo desejado anterior à ocorrência da ruptura e/ou o tempo desejado a partir do qual ocorrerá a ruptura. Por exemplo, pode não ser necessário controlar a fuga de fluidos quando o empacotamento de cascalho é numa formação de baixa permeabilidade e as escolhas podem ser feitas com base nas propriedades de ruptura. As escolhas adequadas podem ser feitas recorrendo a um simples teste como foi descrito acima, ou nos exemplos abaixo, opcionalmente, com o auxilio de software de simulação.

Quando se empregam fibras de PVOH, por exemplo, estas podem ter a temperatura estimulo de solubilidade em água, por exemplo, acima dos 90°C. A temperatura estimulo deve estar acima da temperatura de injeção, mas abaixo da temperatura da formação. Deste modo as fibras de PVOH são injetadas no fluido de tratamento no estado sólido, mas tornam-se capazes de ser solubilizadas no interior quando a temperatura aumenta acima da temperatura estimulo. A solubilização pode ser atrasada usando fibras de PVOH com a temperatura estimulo exatamente abaixo da temperatura da formação e/ou injeção continuada de fluidos a baixa temperatura para manter as fibras abaixo da temperatura estimulo até que se pretenda que se dê a dissolução. Quando a solubilidade das fibras é controlada pela manutenção da temperatura abaixo da temperatura estimulo, podem usar-se fluidos aquosos com baixa salinidade. A solubilização das fibras pode ainda ser controlada ou atrasada usando um fluido de elevada salinidade de tal modo que, se a temperatura estimulo for excedida, a solubilização só ocorre depois de reduzida a salinidade. Deve ter-se cuidado para evitar a diminuição do fluxo do fluido nas condições em que as fibras não são completamente solúveis mas se tornam "espessas" podendo amontoar-se e bloquear os espaços intersticiais.

AS fibras podem ser usadas com diversas finalidades nas operações de tratamento em campos petrolíferos. A tecnologia das fibras auxiliares de transporte tem sido usada para melhoramentos no transporte de partículas, em operações de fraturamento e limpeza de furos, uma vez que reduzem a quantidade necessária de outro agente de viscosidade. A presente invenção utiliza as fibras de PVOH pelo menos parcialmente cristalinas para grosso modo estender o uso desta técnica, uma vez que as fibras podem dissolver-se depois do tratamento, o que implica que não fique permanentemente no furo ou na fratura o resíduo destas. Esta invenção também pode trazer melhoramentos ao empacotamento de cascalho criando enchimentos mais apertados e limpos. Há fibras de PVOH com temperatura impulso com valores de temperaturas pré-selecionadas que estão comercialmente disponíveis sob a marca KURALON K-II (Kuraray America, Incorporated), por exemplo. As fibras de PVOH têm vantagens significativas sobre o poliéster e sobre outros materiais fibrosos usados correntemente. Estas Fibras de PVOH dissolvem-se completamente em água quando atingem temperaturas acima da sua temperatura estímulo, mas são virtualmente insolúveis a temperatura mais baixa em diferentes gamas de pH e condições químicas. Estas fibras de PVOH são fabricadas com pontos de temperatura impulso definidos para dissolução em água, em que as temperaturas desejadas caiem entre 20°C e 90°C, com incrementos de 10°C. Quando as fibras de PVOH se dissolvem em fluidos de tratamento ou de reservatório aquosos, libertam álcool polivinílico na solução, o que pode romper eficazmente os fluidos VES. As fibras dissolvidas também podem romper algumas reticulações de goma guar ou de outros polímeros com ação na viscosidade uma vez que o álcool polivinílico adicionado atua eficazmente retirando o borato, titanato, zirconato e outros íons semelhantes das moléculas de base guar, reduzindo ainda a viscosidade do polímero reticulado até à do gel linear.

Tanto as fibras como qualquer outro formato de partículas estão também disponíveis na forma não cristalina ou semicristalina/amorfa. Quando se usa PVOH amorfo, a dissolução do PVOH pode ser controlada só com a salinidade. O fluído de tratamento do poço onde são introduzidas as partículas de PVOH deve ter elevada salinidade para evitar a dissolução prematura. Quando se quer dissolver sólidos de PVOH, as condições de salinidade são reduzidas pela introdução do subseqüente fluído de tratamento de baixa salinidade, e.g. água doce ou 2% KCl, ou quando a água da formação tiver uma baixa salinidade, permitindo que a água singenética escoe para o ambiente de sólidos de PVOH.

Opcionalmente os sólidos de PVOH podem ser revestidos para abrandar a dissolução. São revestimentos adequados, entre outros, o (poli) caprilato (um copolímero de glicósido e epsilon-caprolactona) , e o estearato de cálcio, ambos hidrofóbicos. 0 (poli) caprilato por sis ó, já hidrolisa lentamente. Provocando uma camada hidrofóbica à superfície dos sólidos de PVOH atrasa a dissolução. Note- se que quando aqui se fala de revestimento se refere a encapsulação ou simplesmente à alteração da superfície por reação química ou pela formação ou adição dum filme fino no outro material. Outro processo adequado no retardamento da dissolução dos sólidos de PVOH é a suspensão do sólido, opcionalmente com um revestimento hidrofóbico, num óleo ou na fase oleosa duma emulsão. A dissolução só se dá após contacto da água de baixa salinidade com o sólido PVOH à temperatura estímulo de solubilidade.

Polímeros Reticulados O PVOH pode ser usado para controlar a fuga de fluidos e/ou como desagregador dos fluidos de tratamento do poços incluindo agentes de viscosidades de polímeros, especialmente polímeros reticulados com metal. Os polímeros adequados para fazer dos polímeros reticulados com metal agentes de viscosidades, incluem, por exemplo, polissacáridos tal como galactomananas substituídas como as gomas de guar, polissacáridos de elevado peso molecular polissacáridos com manose e galactose, ou derivados da goma de guar tal como o hidroxipropil de guar (HPG) , o carboximetil-hidroxipropil-guar (CMHPG) e o carboximetil de guar (CMG), goma guar modificada hidrofobicamente, goma guar com outros compostos e ainda polímeros sinópticos. Normalmente usam-se agentes reticuladores baseados em complexos de boro, titânio, zircônio ou de alumínio para aumentar o peso molecular do polímero tornando-o mais adequado às elevadas temperaturas dum poço.

Outras classes adequadas de polímeros solúveis em água eficazes como agentes de viscosidades (desde que se assegure que os exemplares específicos escolhidos são compatíveis com o PVOH insolúvel ou outro poliol) incluem polímeros de polivinil, (poli) metacrilamidas, éteres de celulose, lignosulfonatos, e amônio, metais alcalinos, e seus sais alcalino terrosos. Exemplos mais específicos de outro tipo de polímeros solúveis em água são os copolímeros ácidos de acrilamida acrílica, as poli acrilamidas, as poli acrilamidas parcialmente hidrolisadas, o álcool polivinílico, óxidos de poli alquenos, outras galactomananas, heteropolissacáridos obtidos por fermentação de açúcar obtido de amido e amônio e misturas de sais de metais alcalinos.

Em menor escala são usados derivados de celulose, tal como hidroxietilcelulose (HEC), ou hidroxipropilcelulose (HPC), ou carboximetil- hidroxietilcelulose (CMHEC) e carboximetilcelulose (CMC), com ou sem reticuladores. A xantana, a diutana, e a escleroglucana, três biopolímeros, tem mostrado excelentes capacidades como agentes de escoramento - suspensão ainda que sejam mais caros que os derivados de goma de guar, o que faz com que sejam usados mais raramente, a menos que possam ser utilizados em concentrações mais baixas.

Podem usar-se sistemas de polímeros lineares (não reticulados), ainda que desta forma não se aproveitem cabalmente os benefícios desta invenção, uma vez que podem requerer maior quantidade de polímero e podem requerer um desagregador adicionalmente a qualquer efeito desagregador do próprio PVOH. Pode usar-se qualquer sistema de polímeros reticulados, incluindo por exemplo os retardados, os que são optimizados por temperaturas elevadas, os que são optimizados pela água do mar, os que são tamponados com diferentes valores de pH, e os que são optimizados com baixas temperaturas. Pode usar-se um qualquer reticulador, por exemplo boro, titânio, zircônio, alumínio e equivalentes. Os sistemas de polímeros reticulados com boro incluem mas não com efeito limitativo, goma de guar e gomas de guar substituídas, reticuladas com ácido bórico, tetraborato de sódio, e boratos encapsulados; podem usar-se reticuladores de borato com tampões e com agentes controladores de pH, tal como hidróxido de sódio, óxido de magnésio, sesquicarbonato de sódio, carbonato de sódio, aminas (tal como aminas hidroxialquiladas, anilinas, piridinas, pirimidinas, quinolinas, e pirrolidinas, e ainda carboxilatos tais como acetatos e oxalatos) e com agentes retardadores tais como sorbitol, aldeídos, e gluconato de sódio. Os adequados sistemas de polímero reticulado de zircônio incluem mas não com efeito limitativo, os que são reticulados por lactatos de zircônio (por exemplo lactatos de zircônio de sódio), trietanolaminas, 2,2'-iminodietanol, e com misturas destes ligandos, incluindo quando são ajustados com bicarbonato. Os titanatos adequados incluem mas não com efeito limitativo, lactatos, trietanolaminas e suas misturas, por exemplo retardadas com ácido hidroxiacético. Podem usar-se ou incluir-se quaisquer aditivos químicos desde que a sua compatibilidade seja testada com as fibras ou partículas de PVOH (o PVOH ou os químicos existentes nos fluidos não devem interferir com a eficácia uns dos outros ou com os outros fluidos utilizados no mesmo trabalho, como por exemplo água singenética ou niveladores). Por exemplo, geralmente alguns dos reticuladores standard ou dos polímeros usados como concentrados contém materiais como isopropanol, n-propanol, metanol ou diesel. Tenso ativos Visco elásticos

Um sistema de fluidos tenso ativos viscoelásticos (VES) é um fluido em que atua na viscosidade como um agente tenso ativo visco elástico e com qualquer outro material adicional, tal como mas não se limitando a sais, co-agentes tenso ativos, intensificadores da reologia, estabilizantes e intensificadores de recuperação de cisalhamento que melhorem ou alterem a performance do agente tenso ativo visco elástico. O PVOH pode utilizar-se como controlador da fuga de fluidos e/ou como desagregador em Sistema VES. Quando não é necessário controlar a fuga de fluidos, o PVOH ou as suas fibras podem também ser usados como desagregadores, de preferência com partículas mais pequenas que rompam o fluído em qualquer parte, mesmo no interior da matriz da formação.

Os VES utilizáveis incluem tenso ativos catiônicos, aniónicos, não iónicos, mistos, zwitteriónicos e anfotéricos, especialmente sistemas de fluidos de agentes tenso ativos viscoelásticos de betaína zwitteriónica, ou sistemas de fluidos de agentes tenso.ativos viscoelásticos de óxidos amido aminados. Exemplos de Sistemas VES adequados incluem os que estão descritos nas Patentes norte americanas 5,551,516; 5,964,295; 5,979,555; 5,979,557; 6,140,277; 6,258,859 e 6,509,301. 0 PVOH desta invenção também é útil se usado com diferentes tipos de agentes tenso ativos zwitteriónicos. Em geral, os agentes tenso ativos zwitteriónicos adequados têm a fórmula:

RCONH- (CH2) a (CH2CH2O) m (CH2) b-N+ (CH3) 2- (CH2) a' (CH2CH2O) m' (CH2)b-COO'

Em que R é um grupo alquilo com mais ou menos 14 a mais ou menos 23 átomos de carbono de cadeia ramificada ou linear e que podem ser saturados ou insaturados; a, b, a', e b' podem variar entre 0 e 10 e m e m' entre 0 e 13; a e b podem tomar o valor 1 ou 2 se m não for igual a 0, e (a + b) varia entre 2 a mais ou menos 10 se m for igual a 0; a' e b' podem tomar o valor 1 ou 2 se m' não for igual a 0, e (a' + b' ) varia entre 1 a mais ou menos 5 se m for 0; (m + m') varia entre 0 a mais ou menos 14; e o 0 num ou em ambos os grupos ou cadeias CH2CH2O, quando presentes, pode estar localizado na extremidade em direção ou a afastar-se do azoto quaternário. Os melhores agentes tenso ativos são as betainas.

O BET-0-30 e o BET-E-40 são dois exemplos de concentrados de betaina comercialmente disponíveis. 0 agente tenso ativo VES no BET-0-30 é cocamido propil betaina. É aqui designado por BET-0-30 porque é disponibilizado pelo fornecedor (Rhodia, Inc. Cranbury, New Jersey, U.S. A.) como Mirataine BET-0-30; contém um grupo amida de ácido oléico (incluindo um grupo alqueno C17H33) e é fornecido como contendo 30% de agentes tenso ativos ativos; o restante é principalmente água, cloreto de sódio, glicerol e propano-1,2-diol. Um material análogo conveniente, BET-E-40, é usado na experiência descrita abaixo; contém um grupo erúcico amido propil (incluindo um grupo alqueno C21.H41) e tem cerca de 4 0% de ingrediente ativo, em que o restante é principalmente água, cloreto de sódio, e isopropanol. Antes de usar, é adicionado ao agente tenso ativo de betaina BET-E-40, cerca de 1% de DAXAD 17, sulfonato poli naftalénico de sódio de baixo peso molecular disponibilizado por Hampshire Chemical Corporation, Nashua, NH, USA). Este sistema de fluidos VES pode ser feito com 6% do BET-E-40. Os agentes tenso ativos BET, e outros que também podem ser utilizados, estão descritos na Patente norte americana No. 6,258,859. Alguns co-agentes tenso ativos podem ser úteis para aumentar a tolerância da salmoura, para aumentar a força do gel, e para reduzir a sensibilidade do cisalhamento dos fluidos VES, em particular dos agentes tenso ativos do tipo BET-O. É dado como exemplo na Patente norte americana No. 6,258,859, o sulfonato dodecil-benzénico de sódio (SDBS). 0 sistema VES pode ser usado com ou sem este tipo de co-agente tenso ativo , por exemplo os que tem urna estrutura como o SDBS com cadeias saturadas ou insaturadas, ramificadas ou lineares de C6 a C16; posteriores exemplos deste tipo de co- agente tenso ativo são os que têm uma cadeia saturada ou insaturada, ramificada ou linear de Ce a Ci6- Outros exemplos adequados deste tipo de co-agente tenso ativo , especialmente do BET-0-30, são certos agentes quelantes tal como o triacetato de hidroxietiletilenodiamina trissódico.

O uso de fibras ou de sólidos amorfos de PVOH num processo de tratamento de poços, que mantenha a estabilidade dum sistema VES, e a dissolução de PVOH para quebrar o VES, pode ser usado com qualquer sistema VES sem ser necessário estar atento à estabilidade do pH, i.e. tanto com pH baixo como elevado, desde que o Sistema de fluidos VES seja compatível com a formação, com os fluidos da formação, e com quaisquer outros fluidos com que possa estar em contacto, por exemplo um amortecedor de fluidos, e seus componentes e aditivos.

Ainda que a invenção tenha sido descrita usando o termo "VES", ou "agente tenso ativo visco elástico" para descrever os fluidos de tratamento do poço não poliméricos viscosos, também se podem usar outros materiais para aumentar a viscosidade do fluído desde que se cumpram os requisitos aqui descritos, por exemplo a viscosidade, estabilidade, compatibilidade, e ausência de fugas do furo, da formação ou da fratura. Exemplos disso, seja o que for que se forme, ou sendo descritos como formando bolhas ou fluidos viscoelásticos, incluem, mas não são limitados pelos, descritos nas Patentes norte americanas Nos. 6,035,93 6 e 6.509,301. Os sistemas de fluidos VES são geralmente usados em tratamentos em que se deseja a formação de bolos de filtração durante o tratamento mas não depois do tratamento, especialmente na fraturamento hidráulico e no empacotamento de cascalho. Os sistemas de fluidos VES também podem ser usados quando só se pretende romper os fluidos viscosos, quer se forme ou não um bolo de filtração; nalguns casos o fluido pode invadir a formação. Estes fluido viscosos podem ser, não sendo o exemplo limitativo, fluidos de fraturamento hidráulico e empacotamento de cascalho nos enchimentos ou nas formações, fluidos de perfuração, fluidos de controlo da fuga de fluidos, fluidos de neutralização, espacejadores, niveladores, impulsores, e agentes de suportes para materiais como esquírolas, parafinas, e inibidores de asfalteno.

O VES pode autodestruir-se in situ, isto é, no local em que é utilizado. Aquela localização pode fazer parte da suspensão num fluido de tratamento no furo, nas perfurações, num enchimento de cascalho, ou numa fratura; ou como componente dum bolo de filtração nas paredes do furo ou da fratura; ou nos poros da própria formação. O Sistema de fluidos VES pode ser usado em formações de qualquer petrografia ainda que seja mais vulgarmente usado em carbonatos ou arenitos. Tal como com os sistemas de polímeros reticulados de metal, pode usar-se qualquer sistemas de fluidos tenso ativos viscoelásticos (VES) desde que testada a compatibilidade com as fibras de PVOH. Exemplos não limitativos adequados incluem os que foram divulgados nas Patentes norte americanas 5,551,516; 5,964,295; 5,979,555; 5,979,557; 6,140,277; 6,258,859 e 6,509,301.

Controle de pH

Verificamos que o PVOH insolúvel (à temperatura de tratamento e/ou salinidade), sendo os exemplos tanto fibras cristalinas como partículas amorfas, pode ser usado como aditivo, e.g. como aditivo para evitar a fuga de fluidos ou qualquer outra finalidade, que produz um desagregador dum sistema de fluidos baseado num polímero reticulado ou num agente tenso ativo visco elástico. Uma vez que o PVOH não afeta o pH e se evita que rompa prematuramente mantendo as devidas condições de salinidade e/ou temperatura, não é obrigatória a presença dum agente de controlo de pH para assegurar a adequada função do PVOH, ainda que possa ser necessário com outra finalidade, por exemplo, para assegurar que o polímero reticulado ou o Sistema de fluidos VES mantém a viscosidade antes de romper.

As miscelas de fluidos VES são geralmente desagregadas pelo natural afluxo dos hidrocarbonetos e da água ou da salmoura, ainda que por vezes se usem desagregadores tal como alguns sais ou álcoois. Sabe-se que alguns agentes tenso ativos viscoelásticos formam miscelas/estruturas vesiculares gue podem ser danificadas ou mesmo destruídas pelas alterações de pH, sendo em alguns casos, os próprios agentes tenso ativos que são danificados ou destruídos. Alguns sistemas VES, por exemplo alguns sistemas catiônicos, não são muito sensíveis ao pH, e alguns sistemas VES, por exemplo alguns sistemas aniónicos, são usualmente utilizados tamponados para um pH superior a 12, e os sólidos de PVOH desta invenção podem ser usados vantajosamente em tais sistemas. No entanto, uma vez que a dissolução do PVOH para funcionar como desagregador não é muito sensível ao pH, i.e. pode ser dissolvido com o pH típico dum fluído VES reduzindo a salinidade, é possível usar um fluído VES com o pH desejado mesmo que com tampões, tais como, por exemplo, pH acídico entre 2-6, pH neutro entre 6-8, ou pH básico entre 8 e 12. Por outro lado, o PVOH pode usar-se com ou adicionalmente a, outros desagregadores como ácidos ou bases, e/ou auxiliares de ruptura tal como atiradores, agentes retardadores ou estabilizantes.

São agentes de controlo de pH adequados, se usados com os fluidos de tratamento do poço, não sendo no entanto a lista limitativa, sesquicarbonato de sódio, potássio e amônio, oxalatos, carbonatos, hidróxidos, bicarbonatos, e carboxilatos orgânicos tal como acetatos e poli acetatos. São disso exemplo o sesquicarbonato de sódio, o carbonato de sódio, e o hidróxido de sódio. Também se podem usar óxidos solúveis, incluindo os óxidos lentamente solúveis tal como o MgO, ou as aminas e as aminas oligoméricas, tal como aminas alquiladas, aminas hidroxialquiladas, anilinas, piridinas, pirimidinas, quinolinas, e pirrolidinas por exemplo tetraetil.enopentamina de trietanolamina. A escolha do agente de controlo de pH depende em parte do sistema VES e/ou de polímero usado. Por exemplo, o MgO usualmente precipita o VES aniônico mas é adequado para VES catiônico e para VES zwitteriónico. Alguns agentes de controlo de pH que são baseados em sais inorgânicos, tal como os carbonatos, podem afetar negativamente a reologia de alguns VES sensíveis à concentração do eletrólito, sendo então preferível escolher agentes de controlo de pH que são baseados em compostos orgânicos tal como aminas.

Outros Aditivos

Quando o PVOH é usado nos fluidos de tratamentos em perfuração, simulação, acabamento, estimulação (por exemplo, fraturamento hidráulico ou dissolução matricial) , controlo de areias (por exemplo empacotamento de cascalho, frac-packing, e consolidação), diversão, entre outros, o PVOH insolúvel é em geral inerte a outros componentes dos fluidos, e assim podem ser preparados e usados da forma usual, tendo cuidado para evitar condições com tendência a solubilizar prematuramente as partículas de PVOH. Normalmente, esses fluidos incluirão um aditivo para evitar a fuga de fluidos e a formação do bolo de filtração, logo o PVOH substitui o aditivo para evitar a fuga de fluidos e a formação do bolo de filtração que de outra forma teriam de ser usados. Em muitos casos, se o fluido contiver um componente que possa afetar ou ser afetado pelo PVOH., qualquer que seja a quantidade ou a natureza do PVOH ou a quantidade ou a natureza do componente interferente ou interferido pode ser ajustado para compensar essa interação. Com uma simples experiência laboratorial pode determinar-se isso rapidamente.

Podem incluir-se quaisquer aditivos que sejam habituais em tais tratamentos, não esquecendo mais uma vez a necessidade de assegurar a compatibilidade com os outros componentes e com os resultados pretendidos com o tratamento. Tais aditivos podem incluir, não sendo limitativos, antioxidantes, reticuladores, inibidores de corrosão, agentes retardadores, biocidas, tampões, aditivos para a fuga de fluidos, etc. Os furos tratados podem ser verticais, oblíquos ou horizontais. Devem ser acompanhados de revestimento e perfurações ou a céu aberto.

Controle de Perda de Fluidos

Ao usar os fluidos de tratamento do poço para fornecer um ambiente com salinidade elevada, o PVOH pode ser usado no seu estado gomoso para controlo da fuga de fluidos, por exemplo. A concentração de sal no fluido que contem o PVOH pode ser 2 % em peso ou superior, preferentemente 5 % em peso ou superior, mais preferentemente 6 % em peso ou superior, ainda mais preferentemente 10 % em peso ou superior, e ainda mais preferentemente pelo menos 12 % em peso ou superior. A escolha do sal não é particularmente critica podendo o sal ser qualquer um que iniba a solubilização do PVOH devendo ao mesmo tempo ser adequado ao uso num fluido de tratamento do poço. 0 PVOH pode ser usado no fluido de tratamento do poço com a concentração ou carga entre 0.6 e 24 g/L (entre 5 e 200 ppt), preferentemente entre 1.2 e 18 g/L (entre 10 e 150 ppt), e especialmente entre 2.4 e 9.6 g/L (entre 20 e 8 0 ppt) . A concentração de sal do ambiente pode baixar-se para dissolver o PVOH e para limpeza da superfície de formação ou do bolo de filtração, e com a concentração de sal a que o PVOH é solúvel, preferentemente uma concentração de sal inferior a 5 % em peso, mais preferentemente 2 % em peso ou inferior, ou mesmo em água doce.

Na presente invenção, o PVOH pode ser usado como agente de controlo da fuga de fluidos noutro fluido convencional de perfuração ou numa pastilha de controlo da fuga de fluidos, por exemplo. Como foi já referido, a solubilidade do PVOH em solução aquosa é função da temperatura e da salinidade, entre outras variáveis. 0 controlo destes parâmetros possibilita o uso de PVOH como agente de controlo da fuga de fluidos e/ou como tampão temporário da formação. Se a concentração de PVOH for suficiente forma-se uma pasta espessa e altamente viscosa se a salinidade for elevada; enquanto com baixa salinidade aquele se pode dissolver completamente. Assim, a colocação dum fluido com elevada salinidade origina partículas de fuga de fluidos com PVOH de consistência amorfa para selar a formação e controlar temporariamente a perda de fluidos por ação do depósito formado à superfície na forma de filme. 0 filme à superfície da formação forma um bolo de filtração externo, e a pasta, sendo capaz de se introduzir no meio poroso, forma um bolo de filtração interno. De qualquer modo, com o bolo de formação controla-se eficazmente a fuga de fluidos. 0 mecanismo de limpeza do tampão da formação é baseado na solubilização do PVOH num ambiente de baixa salinidade, como por exemplo por permute do fluído de tratamento do poço com água, 2% KCl, ou equivalente.

Ainda que não haja um acordo universal quanto à relação precisa do tamanho das partículas, dimensões dos poros, e da ligação, aqui seguem-se as seguintes orientações. Espera-se que as partículas com diâmetros superiores a mais ou menos um terço (ainda que algumas pesquisas se orientem para metade) do diâmetro de estreitamento do poro se liguem à superfície da formação ou perto dela. Partículas inferiores às anteriores mas maiores que um sétimo do diâmetro de estreitamento do poro espera- se que entrem na formação e sejam coletadas formando um bolo de filtração interno. Quanto às partículas menores que um sétimo do diâmetro de estreitamento do poro deverão passar através da formação sem afetar visivelmente o fluxo. Entenda-se que há outros fatores importantes tal como a distribuição das partículas e o tamanho dos poros, a velocidade do fluxo, a concentração das partículas, e a forma das partículas.

Quando uma das funções do sistema de fluidos de PVOH é o controlo de fugas, as concentrações ótimas do PVOH num determinado sistema de fluidos são determinadas pela escolha dos valores e parâmetros desejados para a fuga de fluidos a partir de amostras dos fluidos pretendidos e da formação ou de rochas semelhantes à formação. As fugas são definidas por três termos: "arranque", que é a rápida perda inicial antes da barreira formada pelo bolo de filtração na superfície da fratura e é medida em L/m2 (ou galões/100 ft2) , e, para a perda subseqüente que ocorre mesmo depois da formação do bolo de filtração e que é gerida pela viscosidade e pela predisposição da parede formada: Cw, o coeficiente de fuga de fluidos na parede., e Cv, o coeficiente de viscosidade da fuga de fluidos controlada. Cw não se aplica se não houver presença de material de construção da parede. Cv não se aplica se quando Cw tem um valor finito e pequeno. Cw e Cv são medidos em mm/min1/2 (ft/min1/2). Os valores preferido, melhor e ótimo de arranque, Cw e Cv são os seguintes: <table>table see original document page 67</column></row><table> <table>table see original document page 68</column></row><table>

Os valores destes parâmetros (e o comportamento que representam) podem variar de forma significativa, desde que o bolo de filtração adequado se produza no espaço de tempo mais apropriado. Em Navarrete et al., "Dynamic Fluid Loss in Hydraulic Fracturing Under Realistic Shear Conditions in High-Permeability Rocks," SPE Production and Facilities, pp 138-143 (Agosto, 1996) é apresentado um método para determinação destes valores.

Desagregador de Viseosidade

O PVOH pode ser usado como um desagregador de viscosidade retardada num polímero reticulado e num sistema VES. Depois da dissolução, as fibras ou partículas de PVOH podem atuar como desagregador de viscosidade. Dá-se assim tempo para a ocorrência da ruptura ao atrasar a dissolução do PVOH. O álcool é um conhecido desagregador para o sistema VES, e verificamos que o PVOH dissolvido rompe o sistema VES.

O PVOH dissolvido também rompe a goma de guar reticulada ou outro fluído de polímero com viscosidade uma vez que se crê que a adição do álcool polivinílico dissolvido, atua eficazmente para retirar o borato, titanato, zirconato e outros íons semelhantes das moléculas com base em goma de guar, reduzindo assim a viscosidade do polímero reticulado à do gel linear. Ainda que não se queira ficar amarrado à teoria, crê-se que o PVOH pode despojar o polímero de íons reticuladores.

Quando se usa um polímero reticulado, há tendência para a concentração do polímero aumentar na interface da formação do local em que está depositado o bolo de filtração de PVOH. Isto possibilita que o PVOH solubiliza onde a concentração do polímero reticulador é mais elevada logo onde o PVOH é mais necessário para romper o polímero.

Fluido de Perfuração

O PVOH também pode ser usado para controlar a perda de filtrado e/ou como desagregador num fluído de perfuração que não esteja danificado, com a composição baseada em agentes tenso ativos, o que dá facilidade e flexibilidade aos subseqüentes processos de acabamento. Com a composição ultrapassam-se as limitações que existem com alguns dos anteriores sistemas de fluidos. Os fluidos VES baseados era agentes tenso ativos são já conhecidos pelo seu uso nos tratamentos de enchimento de cascalho para controlo de areias, sendo tais fluidos propostos para utilização em fluidos de perfuração. A presente invenção conserva as propriedades não prejudiciais, resistência à água do mar e tolerância a salmouras pesadas, mas ao mesmo tempo, introduz melhor compatibilidade com o petróleo, e a possibilidade de remover mais tarde o PVOH, agente de controlo da fuga de fluidos, via simplesmente a alteração de salinidade, por exemplo.

O fluido de perfuração pode incluir um sistema de fluidos baseados em agentes tenso ativos, compatíveis com salmouras de alta densidade, incluindo salmouras monovalentes, bivalentes e polivalentes, para uso em sistemas de perfuração ou simulação em reservatórios, a qualquer densidade adequada, e.g. para usar com um fluído com uma densidade acima de 2.2 g/ml (18 ppg) . Os sistemas de fluidos baseados em agentes tenso ativos têm elevado ponto limite de resistência ao transporte na perfuração e baixa viscosidade plástica para redução da resistência. 0 fluído de perfuração tinha propriedades reológicas semelhantes a um sistema VES usado comercialmente para fraturamento e empacotamento de cascalho. Os sistemas de fluidos baseados em agentes tenso ativos da invenção têm tolerância aceitável aos contaminantes comummente encontrados em perfuração, tais como, por exemplo, cimentos, argila xistosa reativa, petróleo, entre outros.

Em tratamentos de formações subterrâneas, em particular em tratamentos de fraturamento hidráulico e empacotamento de cascalho, o volume total do fluído bombeado para completar o tratamento é muito influenciado pela quantidade da perda de fluído para a matriz envolvente. Em fluidos convencionais que tenham polímeros ou polímeros reticulados como agentes de viscosidade, durante a fase inicial do tratamento, os polímeros ou polímeros reticulados são filtrados para a superfície rochosa formando um bolo de filtração de polímero que subseqüentemente iniba futuras perdas. No entanto, os fluidos tipo VES são polímeros livres - o que por si só, já é muito vantajoso, uma vez que os polímeros, permanecendo na matriz (ou no enchimento do agente de escoramento ou no enchimento de cascalho) uma vez finalizado o tratamento, são prejudiciais - e consequentemente o processo de fuga de fluidos não é determinado pelo agente de viscosidade de formação do bolo de filtração.

Fraturamento

Na fraturamento, a viscosidade do amortecedor e do fluído de fraturamento é aumentada porque daí resulta a formação duma fratura mais larga na formação, logo um percurso mais largo, sendo então mínima a viscosidade necessária para transporte das quantidades adequadas de agente de escoramento; a viscosidade real necessária depende em primeiro lugar da velocidade do fluxo do fluído e da densidade do agente de escoramento. Num processo de fraturamento típico, tal como a fraturamento hidráulico com fluidos aquosos, a fratura é iniciada pelo bombeamento para a formação, dum fluído aquoso de viscosidade elevada com boas ou moderadas propriedades de fuga, normalmente sem agente de escoramento. Geralmente, este amortecedor é seguido por um fluído de transporte com viscosidade semelhante, iniciando-se com baixa concentração que é incrementada gradualmente passo a passo, aumentando a concentração do agente de escoramento nas fraturas alargadas. O amortecedor inicia e propaga a fratura mas não é necessário que transporte o agente de escoramento. Todos os fluidos tendem a escapar-se da formação pela fratura criada. Normalmente, na finalização do trabalho todo volume do amortecedor terá deixado a formação. Esta fuga é determinada e controlada pelas propriedades do fluído (e pelos aditivos que possa conter) e pelas propriedades da rocha. Pode ser desejável que a perda seja superior ao mínimo possível, por exemplo a) se a intenção é colocar algum fluído na rocha para alterar as suas propriedades da rocha ou para haver retorno na fratura durante o fecho, ou b) se a intenção for provocar deliberadamente o que se designa por "ponteira de obstrução", ou vvTSO", condições em que o agente de escoramento forma uma ponte com a extremidade da fratura, interrompendo a extensão da fratura e subseqüentemente alargando a fratura. Por outro lado, é indesejável que a fuga seja excessiva porque assim pode haver desperdício de fluído e resultando assim numa reduzida eficiência do trabalho. O controlo adequado das fugas no processo é assim critico.

Na fraturamento hidráulico, frac-packing, e configurações de empacotamento de cascalho, pode adicionar- se ao amortecedor, VES ou polímero reticulado, durante todo o tratamento ou somente nas fases de agente de escoramento e de cascalho. Em todas estas utilizações, o PVOH pode ser uma fibra e deve retardar o retorno e a sedimentação do agente de escoramento ou da cascalho, e/ou das partículas finas, se presentes, até que o PVOH se dissolva. Um aditivo de fuga de fluidos que se auto destrua e o bolo de filtração são particularmente úteis, na fraturamento hidráulico, em frac-packing, e em empacotamento de cascalho uma vez que não é possível usar processos mecânicos de remoção e os processos que envolvem contacto com o aditivo para evitar a fuga de fluidos e o bolo de filtração, usando um fluído adicional para reagir com o bolo de filtração e/ou aditivo para evitar a fuga de fluído, não são práticos. Por exemplo, sabe-se que a calcite é um excelente aditivo para evitar a fuga de fluidos, só que a calcite não é solúvel em água, mesmo a 150 °C. A calcite foi durante anos usada em fluidos de perfuração, na formação de bolos de filtração que depois são removidos com ácido. Além disso, os sólidos de PVOH amorfo amaciam e deformam além de que têm propriedades adesivas em condições de temperatura- salinidade elevadas, enquanto que as partículas de grande parte dos outros materiais convencionalmente usados como aditivos para a fuga de fluidos, tem dureza elevada. A deformação e a viscosidade do PVOH faz dele um aditivo ainda melhor para evitar a fuga de fluidos e na formação do bolo de filtração.

O uso de sistemas de fluidos PVOH sólido-VES é particularmente adequado nas formações com elevada permeabilidade. As formações de elevada permeabilidade são aqui definidas como tendo permeabilidades superiores a mais ou menos 2 mD, especialmente superiores a mais ou menos 10 mD, e ainda mais especialmente superiores a mais ou menos 2 0 mD. Por exemplo, além do empacotamento de cascalho, a fraturamento hidráulico seguida por empacotamento de cascalho numa única operação, e por vezes designada por frac-pac (ou frac-pack, fracpac, frac pac, frac and pac, ou StimPac, etc.), muitas vezes com ponteira de obstrução de modo a provocar uma fratura curta e larga (em que o agente de escoramento forma uma ponte com a extremidade da fratura mais longe do furo, interrompendo o prolongamento da fratura e resultando numa fratura mais larga) é geralmente realizada em formações de permeabilidade relativamente elevada com a finalidade de se fazer controlo de areias. No entanto, tais operações são muitas vezes realizadas por outras razões, por exemplo para evitar estragos na permeabilidade nas proximidades do furo devidas a escamação ou para melhorar as comunicações entre o furo e a formação ou uma fratura anterior, ou nas formações em que a perfuração origina partículas finas prejudiciais, ou por outras razões. Estes trabalhos, usados para fazer fraturas curtas e largas, também se podem realizar sem o subseqüente empacotamento de cascalho se o controlo de areias não for necessário. Os processos da presente invenção podem ser utilizados em qualquer destes casos (empacotamento de cascalho, fraturamento seguida de empacotamento de cascalho, e fraturamento de fraturas curtas e largas).

A concentração do PVOH pode ser de mais ou menos 0.6 g/L (mais ou menos 5 ppt) a mais ou menos 9.6 g/L (mais ou menos 80 ppt), preferenteménte de cerca de 2.4 g/L (mais ou menos 20 ppt) a mais ou menos 7.2 g/L (mais ou menos 60 ppt) , mas se a concentração for demasiado baixa para o tratamento a ser realizado, então a perda de fluidos pode ser demasiado elevada. Se a concentração for superior a mais ou menos 4.8 g/L (mais ou menos 40 ppt), na maior parte das formações a fuga de fluidos é baixa ou nem sequer existe. Uma formulação típica de PVOH-Sistema VES adequada na fraturamento hidráulico, acima de uma ampla gama de temperaturas e condições de permeabilidade da formação, contém mais ou menos 4.8 g/L (mais ou menos 40 ppt) a mais ou menos 6 g/L (mais ou menos 50 ppt) de PVOH. Esta composição terá a salinidade adequada à densidade desejada, devendo no entanto ser superior a 6 % em peso em sal, preferentemente pelo menos 8 % em peso, mais preferentemente pelo menos 12 % em peso, até a densidade do fluido ser de 2.2 g/ml (18 lb/gal). Com salinidades inferiores a 6 % em peso, parte do PVOH pode dissolver-se. Com salinidades de 2 % em peso ou em água doce, parte do PVOH pode dissolver-se muito rapidamente. Um sistema de fluidos tenso ativos viscoelásticos preferido, por exemplo para fraturamento e empacotamento de cascalho, contém mais ou menos 1 alO (por exemplo mais ou menos 5 a 6) % em volume de BET-E-40 (ver acima) (que recebido em forma concentrada, pode ter mais ou menos 1% sulfonato poli naftalénico de sódio) . Para pastilhas de controlo da fuga de fluidos, a concentração de VES pode ser muito maior, pode por exemplo ser superior a 50%, para evitar que os fluidos do furo invadam o reservatório. No entanto, pode usar-se qualquer sistema de agentes tenso ativos viscoelásticos desde que quimicamente compatível com os outros componentes do fluido e com outros fluidos que possam entrar em contacto com a formação, e pode usar-se em qualquer concentração desde que providencie a reologia adequada à utilização pretendida.

Em empacotamento de cascalho, ou combinações de fraturamento e empacotamento de cascalho, cai no âmbito da invenção a aplicação de fluidos e processos to tratamentos feita com ou sem crivo. Ainda que a invenção tenha sido descrita em termos de produção de hidrocarbonetos, cai no âmbito da invenção o seu uso em fluidos e processos em poços em que se pretenda a produção de outros fluidos tal como dióxido de carbono, água ou salmoura, ou em injeção em poços. Ainda que a invenção tenha sido descrita em in termos de fluidos sem espuma, pode ser usada com fluidos com espuma ou estimulados (por exemplo com azoto ou dióxido de carbono ou misturas destes gases). Devem fazer-se os ajustamentos necessários às concentrações uma vez que pode haver alterações nas propriedades do fluido ou na concentração do agente de escoramento em conseqüência da existência de espuma.

Pode ser usado qualquer agente de escoramento (cascalho), desde que compatível com o PVOH, a formação, o fluído, e com os resultados pretendidos com o tratamento. Estes agentes de escoramento (cascalhos) podem ser naturais ou sintéticos (incluindo mas não se limitando a bolas de vidro, bolas de porcelana, areia, e bauxita), revestidos, ou incluindo químicos; alguns deles podem ser usados seqüencialmente ou em misturas de diferentes tamanhos ou de diferentes materiais. 0 agente de escoramento pode ser revestido a resina, desde que a resina e quaisquer outros químicos do revestimento sejam compatíveis com os outros químicos da invenção, em particular dos componentes do sistema de fluidos tenso ativos viscoelásticos. Os agentes de escoramentos e as cascalhos no mesmo ou diferentes poços ou tratamentos podem ser do mesmo material e/ou do mesmo tamanho uns dos outros, e pretende-se com o termo "agente de escoramento" a inclusão nesta exposição, de cascalho. Em geral o agente de escoramento usado deve ter um tamanho médio de partículas de cerca de 0.15 mm a mais ou menos 2.39 mm (mais ou menos 8 a mais ou menos 100 U.S. mesh) , mais particularmente, mas não se limitando a, materiais com tamanhos de 0.25 a 0.43 mm (40/60 mesh), 0.43 a 0.84 mm (20/40 mesh), 0.84 a 1.19 mm (16/20), 0.84 a 1.68 mm (12/20 mesh) e 0.84 a 2.39 mm (8/20 mesh). Habitualmente o agente de escoramento está presentes nas lamas em concentrações de cerca de 0.12 a mais ou menos 3 kg/L, preferentemente mais ou menos 0.12 a mais ou menos 1.44 kg/L (mais ou menos 1 PPA a mais ou menos 25 PPA, preferentemente de cerca de 1 a mais ou menos 12 PPA; PPA significa "libras de agente de escoramento adicionadas" por galão de liquido).

Ainda opcionalmente, o fluído de fraturamento pode incluir materiais com a finalidade de limitar o retorno do agente de escoramento depois de finalizada a operação de fraturamento, atuando pela formação dum enchimento poroso na zona de fratura. Esses materiais podem ser quaisquer uns dos conhecidos no meio, tal como os que são disponibilizados por Schlumberger sob a marca PropNET™ (ver por exemplo a Patente norte americana No. 5,501,275). Os inibidores de retorno de agente de escoramento incluem fibras ou plaquetas de polímeros novoloide ou tipo novoloide (Patente norte americana No. 5,782,300).

Como já foi mencionado, o PVOH dissolvido é também um desagregador natural de agente de viscosidades, especialmente de polímeros reticulados com boro, zirconato e titanato e de Sistemas VES, o que pode ser especialmente importante com cargas mais elevadas de polímero. Atribuído

Fibras Auxiliares de Transporte

Fibras adequadas de PVOH podem facilitar o transporte, suspensão e colocação do agente de escoramento na fraturamento hidráulico e empacotamento de cascalho, por exemplo, podendo então ser dissolvidas para minimizar ou eliminar a presença das fibras no empanque do agente de escoramento sem libertar produtos de degradação que impeçam o fluxo do fluído, ou que diminuam prematuramente a capacidade quer dos adequados polímeros reticulados de metal quer dos sistemas VES para aumentar a viscosidade do fluído de transporte. Um sistema em que as fibras adequadas de PVOH são usadas para criar lamas e transportar agente de escoramento é aqui usado e referido como "transporte com fibras auxiliares". Quando o sistema inclui ainda, um fluído em que se atuou sobre a viscosidade com um adequado polímero reticulado de metal ou do sistema VES, será aqui referido como um sistema "fibra/polímero ou de agente de viscosidade tenso ativo visco elástico" num sistema "FPV". Esses sistemas têm vindo a ser descritos em Patente norte americana Application Serial No. 11/156,966 e é atribuído ao beneficiário do presente requerimento. O sistema FPV é aqui descrito principalmente em termos de fraturamento hidráulico, ainda que também seja adequado para empacotamento de cascalho, ou para fraturamento e empacotamento de cascalho numa só operação (o que é designado por tratamentos frac and pack, frac-n- pack, frac-pack, StimPac entre outro nomes), sendo estes também usados para estimular a produção de hidrocarbonetos, água e outros fluidos de formações subterrâneas. Estas operações envolvem o bombeamento duma pasta fluida de agente de escoramento (materiais naturais ou sintéticos que abram corretamente a fratura uma vez criada) na fraturamento hidráulico, ou da cascalho em empacotamento de cascalho. Em formações de baixa permeabilidade, o trunfo da fraturamento hidráulico é em geral, a formação de fraturas longas, com grandes superfícies que aumentem significativamente a magnitude do percurso do fluxo do fluído desde a formação até ao furo. Em formações com elevada permeabilidade, o trunfo do tratamento da fraturamento hidráulico é em geral, a formação de uma fratura pequena, larga, e altamente condutora, de modo a evitar danos nas proximidades do furo durante a perfuração e/ou acabamento, para assegurar boa comunicação de fluidos entre a rocha e o furo e ainda para aumentar a área para os fluidos escoarem para o furo.

O sistema FPV é particularmente adequado na fraturamento dos estreitos poços de . gás, que tem tipicamente ura ambiente de baixa permeabilidade com tempos prolongados para encerramento das fraturas; nestes a fratura tem que ficar aberta durante horas após cessar a injeção, e o fluido de transporte pode romper deixando de suportar o agente de escoramento. O sistema FPV permite o uso de polímeros ou cargas VES inferiores, reduzida expansão da altura da fratura (uma vez que se podem usar viscosidades inferiores), reduzida sedimentação do agente de escoramento, e maior retenção de permeabilidade retida (melhor condutividade das fraturas sem dimensão), resultando isto tudo em melhores taxas de produção. O sistema FPV é também particularmente adequado para empacotamento de cascalho quando se usam salmouras densas com elevadas concentrações de cálcio ou de outros íons que precipitariam com os produtos da degradação de algumas fibras degradáveis (por exemplo acima de 12,000 ppm de cálcio). A salinidade destes sistemas pode ajudar a atrasar a dissolução das fibras de PVOH, uma vez que o PVOH é insolúvel sob condições de elevada salinidade. Os sistemas FPV com fibras de PVOH dão ainda particularmente adequados nas situações em que a água singenética que flui para a fratura depois do tratamento tenha baixa salinidade, ajudando assim a solubilizar e remover o PVOH do agente de escoramento ou do enchimento de cascalho.

Algumas fibras previamente usadas em transporte, suspensão, e colocação de agente de escoramento, tal como tereftalato de polietileno, podem degradar-se formando subprodutos que podem formar sais de precipitação em presença de quantidades excessivas de cálcio ou de magnésio na água singenética. Até agora podem ter sido tomadas outras medidas preventivas com outras fibras, tais como, não se limitando a, bombeamento dum pré-amortecedor e/ou bombeamento dum ácido ou dum dissolvente quilifero, adsorção ou absorção de um agente quelante adequado de ou para a fibra, ou à incorporação de inibidores de precipitação ou à captação de ions metálicos no fluido para evitar a precipitação. Com as fibras de PVOH ou do sistema FPV, não é necessário fazer o rastreio destes cátions na água singenética nem a aplicação destas medidas preventivas ou corretivas.

Os tratamentos de PVOH com transporte assistido por fibras também podem incluir tratamentos da maré negra (também designada por waterfrac) (com o mínimo de agente de escoramento e um fluído de viscosidade, por exemplo, com mais ou menos 3 cP) , em oposição aos tratamentos convencionais com fluidos de transporte de polímero reticulado que têm por norma, viscosidades de pelo menos 100 cP, ou até muito superiores. Os tratamentos com fibras de PVOH no fluído podem ser melhorados usando fluidos de transporte com baixa concentração de polímero reticulado ou fluidos VES, com por exemplo com a viscosidade de pelo menos cerca de 50 cP, preferentemente pelo menos cerca de 75 cP, (a 100 sec"1) à temperatura de utilização do fluido, especialmente nas rochas mais duras que são habitualmente encontradas nos estreitos reservatórios de gás, em que viscosidades mais elevadas originam fratura mais largas. 0 sistema FPV com fibras de PVOH desliga as características de transporte do agente de escoramento da viscosidade do fluído. Permite a utilização de um polímero ou carga VES muito mais baixos, na colocação do agente de escoramento sem ter de sacrificar o apoio do agente de escoramento; o que significa menor probabilidade de ter um indesejado crescimento da altura da fratura e menor risco da ter fraturas danificadas por causa do polímero ou do polímero reticulado. A viscosidade necessária depende de fatores tal como a dureza do rocha; a quantidade, a identidade, o tamanho e a dureza das fibras; a velocidade e a duração do bombeamento; e ainda que só em parte, do tamanho, concentração e densidade do agente de escoramento. A viscosidade necessária pode ser determinada por modelo matemático ou por experimentação, já usados na indústria e conhecidos como experiências de fluxo em entalhe. As companhias de serviços e as companhias contratadas para testes nos campos petrolíferos podem fazer essas determinações.

SE desejado,, o sistema FPV pode incluir opcionalmente, adicionalmente ao PVOH, outras fibras que se degradam quando sujeitas às condições internas, tais como, por exemplo, lactídeos substituídos ou não, glicólico, ácido poliláctico, ácido poliglicólico, um copolímero de ácido poliláctico e ácido poliglicólico, um copolímero de ácido glicólico com outro hidróxido, ácido carboxílico, ou ácido hidroxicarboxílico com segmentos moleculares, um copolímero de ácido láctico com outro hidróxido, ácido carboxílico ou ácido hidroxicarboxílico com segmentos moleculares, e fibras descrito nas Patentes norte americanas Application Serial Nos. 10/707,022 e 11/159,023, ambas atribuídas ao beneficiário do presente requerimento; polímeros de ácido hidroxiacético (ácido glicólico) com o mesmo ou outro hidróxido, ácido carboxílico, ou ácido hidroxicarboxílico com segmentos moleculares descrito nas Patentes norte americanas Nos. 4,848,467; 4,957,165; e 4,986,355; fibras descritas nas Patentes norte americanas Application Publication Nos. 2003/0134751 e 2004/0152601, ambas atribuídas ao beneficiário do presente requerimento.

A concentração preferida de fibras de PVOH na configuração FPV é 2.40 g/L (20 ppt) para cargas de agente de escoramento de 0.12 a 0.36 kg/L (1 a 3 PPA) ; 3.59 g/L (30 ppt) para cargas de agente de escoramento de 0.36 a 0.6 kg/L (3 a 5 PPA); e 4.80 g/L (40 ppt) para cargas de agente de escoramento de 0.6 kg/L (5 PPA). As concentrações da fibra são em geral suportadas pelas concentrações de agente de escoramento. Com estes agentes de escoramento, polímeros, e concentrações da fibra, a estabilidade do fluido é suficientemente elevada e a deposição do agente de escoramento é suficientemente lenta para originar uma fratura com excelente condutividade.

Mais vulgarmente as fibras de PVOH ou qualquer outra fibra são misturadas com a pasta fluida do agente de escoramento, em fluidos de polímero reticulado, da mesma forma e com o mesmo equipamento que é usado quando as fibras são utilizadas para controlo de areias e para prevenção de retorno do agente de escoramento, por exemplo, não se limitando a, o processo descrito na Patente norte americana No. 5,667,012. Na fraturamento, para transporte, suspensão, e deposição do de agente de escoramento, as fibras são habitualmente usadas com fluidos carregados de agente de escoramento ou cascalho, e também, ainda que seja menos vulgar, com amortecedores, niveladores ou equivalente.

Exemplos

Nos exemplos abaixo, são usadas as seguintes formulações de fluído, de PVOH e outro materiais:

Formulações de Fluído

AP#1 - Agente tenso ativo concentrado:

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ΑΡ#2 - Fluido de fraturamento tolerante à salinidade:

Um fluido de fraturamento tolerante à salinidade modificado especialmente para ser utilizado com água doce, com baixas concentrações de goma guar e com baixas concentrações de reticulador. Contém 3 g/L (25 ppt) de goma guar, 20 g/L (167 ppt) de cloreto de potássio, e 2.5 ml/L (2.5 gpt) dum reticulador de borato. O reticulador de borato é uma mistura 85:15 com 85% duma solução de glicerol 20-30%, 10-20% tetraborato de sódio decahidrato, e 60-70% água, e 15% duma solução aquosa de hidróxido de sódio a 30% .

AP#3 - Concentrado de agente tenso ativo :

<table>table see original document page 86</column></row><table> <table>table see original document page 87</column></row><table> AP#4 - Concentrado de agente tenso ativo :

<table>table see original document page 88</column></row><table>

AP#5 - Concentrado de agente tenso ativo :

<table>table see original document page 88</column></row><table> <table>table see original document page 89</column></row><table> ΑΡ#6 - Concentrado de agente tenso ativo :

<table>table see original document page 90</column></row><table>

AP#7 - Fluído de fraturamento baseado em Goma de Guar reticulado com Borato

Um fluido de fraturamento aquoso baseado em Goma de Guar reticulado com Borato composto de 2.4 gramas por litro de goma guar, 20 gramas por litro de cloreto de potássio, 0.5 ml por litro de uma solução de hidróxido de sódio a 30 % em peso, e 1.25 ml/L de uma mistura de reticuladores preparada com 15 a 25% de tetraborato de sódio, 5 a 10% de polímero de etilbenzeno com 2-metil, 1,3 butadieno, e 70 a 80% de destilados leves de petróleo hidrogenados.

AP#8 - Fluído de fraturamento baseado em Goma de Guar reticulado com Borato:

Um fluído de fraturamento aquoso baseado em Goma de Guar reticulado com Borato composto de 4.2 gramas por litro de goma guar, 20 g por litro de cloreto de potássio, e 1.25 ml/L de uma mistura de reticuladores preparada com 15 to 25% de tetraborato de sódio, 5 to 10% de polímero de etilbenzeno com 2-metil, 1,3 butadieno, e 70 a 80% de destilados leves de petróleo hidrogenados.

AP#9 - Fluído de fraturamento baseado em Goma de Guar linear:

Um fluído baseado em Goma de Guar contendo 20 gramas de cloreto de potássio por litro de água com polímero de goma de guar. Para o exemplo mostrado na Figura 3, a concentração de polímero de goma de guar veria entre 0.6 g/L a 4.2 g/L (5 ppt a 35 ppt) .

AP#10 - Fluído de fraturamento tolerante à salinidade:

Um fluído de fraturamento tolerante à salinidade desenvolvido especialmente para ser utilizado com água doce e com baixas concentrações de goma guar e com baixas concentrações de reticulador. Contém 3 g/L (25 ppt) de goma guar, 20 g/L (167 ppt) de cloreto de potássio, e 2.5 ml/L (2.5 gpt) de um reticulador de borato. 0 reticulador de borato contém 20-30% de uma solução de glicerol, 10-20% de tetraborato de sódio decahidratado, e 60-70% de água

PVOH's

Obtiveram-se fibras de PVOH com a temperatura estímulo de dissolução sob a marca KURALON K-II (Kuraray) e sólidos amorfos de PVOH sólidos sob a marca CELVOL da Celanese Chemicals.

PVOH #1 - fibras KURARAY WN5 (2.2 dTex ou denier, 1.5 mm), Temperatura de dissolução 50°C (122°F)

PVOH#2 - fibras KURARAY WN8 (2.2 dTex ou denier, 1.5 mm), Temperatura de dissolução 80°C (176°F)

PVOH#3 - fibras KURARAY WN4 (2.2 dTex ou denier, 1.5 mm), Temperatura de dissolução 40°C (104°F)

PVOH#4 - fibras KURARAY WQ9 (2.2 dTex ou denier, 1.5 mm), Temperatura de dissolução 95°C (203°F)

PV0H#5 - CELVOL 523S (87-89% hidrolisado, peso molecular médio)

PVOH # 6 - CELVOL 502 (87-8 9% hidrolisado, baixo peso molecular, grânulos)

PVOH#7 - CELVOL 205S (87-89% hidrolisado, peso molecular baixo a médio, grânulos)

PVOH # 8 - CELVOL 513 (87-89% hidrolisado, peso molecular baixo a médio, grânulos)

PV0H# 9 - CELVOL 523 (87-89% hidrolisado, peso molecular médio, grânulos)

PVOHilO - CELVOL 418 (91-93% hidrolisado, peso molecular baixo a médio, grânulos)

PVOH#11 - CELVOL 165 (99-100% hidrolisado, peso molecular elevado, grânulos)

PVOH#12 - CELVOL 203 (87-89% hidrolisado, peso molecular baixo a médio, grânulos)

Controle da fuga de fluidos (Fluido VES) - Num ambiente PVOH com salinidade elevada o PVOH está num estado gomoso e pode ser usado para controlar a fuga de fluidos. Então, pode baixar-se a concentração de sal do ambiente para dissolver o PVOH e limpar a superfície da formação ou o bolo de filtração. Na Figura 1 mostram-se dados da fuga de fluidos obtidos usando um Baroid HPHT como célula da Fuga de fluidos, com pressão à cabeça de 3.45 MPa (500 psi) , e com baixa permeabilidade (3.5 mD no núcleo), para 6 g/L de PVOH#5 (50 Ib PVOH/lOOO gal (ppt)) em 1 % em peso de AP#1 com 6 % em peso de KCl7 seguida por permita de fluidos com 2 % em peso KCl em água desionizada. 0 teste resulta numa baixa fuga de fluidos na presença de KCl 6%. Baixando a concentração de sal e o PVOH dissolvido, é restaurado o fluxo através do núcleo, e aumenta a fuga de fluidos. Usando o mesmo fluído só que sem PVOH não há virtualmente nenhum controlo da fuga de fluidos.

Controle da fuga de fluidos (Fluído VES) - Na Figura 2 mostra-se dados duma fuga de fluidos conduzida com 3% de AP#6 contendo 10% KCl e 5 g/L (0.5% ou 41.5 lbs/1000 gal) de PVOH#9 a 79°C (175°F) . A permeabilidade do núcleo era 38 mD. A Temperatura de dissolução do PV0H#9 em água é de 8 00C (17 6°F). No entanto, a elevada concentração de sal evita que o PVOH se dissolva completamente a 8O0C (176°F) . A fuga de fluidos era de 14.5 ml em 2.5 minutes com 6.9 MPa (1000 psi) de pressão à cabeça, após o que se deixou ficar o núcleo mergulhado durante mais 30 minutos de teste.

Condutividade (Condições de Simulação de Fratura, Fluido VES e Fibras de PVOH) - Fizeram-se testes de condutividade da Fratura para verificar qual a dissolução das Fibras de PVOH nas condições de simulação de Fratura. 0 teste fez-se com 3% de AP#4 contendo 5 g/L (0.5%) de PV0H#2 com a limpeza das fibras a 507 Darcy a 116°C '(240°F) com CarboHSP 20/40 mesh como agente de escoramento. Comparou-se com um teste em branco "branco de areia" nas mesmas condições, com a permeabilidade medida de 539 Darcy. A permeabilidade retida do fluido com fibras dissolvidas era maior que 90%.

Condutividade (Condições de Simulação de Fratura, Fluido VES e Fibras de PVOH) - Fizeram-se testes de condutividade da Fratura com goma guar que demonstraram uma performance de limpeza semelhantes à dos fluido reticulados com PVOH e gel linear. Na Figura 3 temos dados de cinco fluidos baseados em goma guar linear (marcado com um "χ") , que variam na concentração do polímero de goma (ver a formulação para AP#9), e dois fluidos reticulados com borato (AP#7 e AP#8) contendo 9.6 g/L (80 Ib por 1000 galão) de PVOH#2. Estes testes foram conduzidos a 93°C (200°F), que é superior aos 80°C (176°F) da Temperatura de dissolução das fibras de PVOH#2 em água. A permeabilidade retida para 2.4 gramas de polímero de goma guar por litro de gel linear foi de 61%, comparada com 58% para o fluído reticulado (AP#7) contendo PVOH#2 com a mesma concentração polimérica. Com a concentração polimérica de 4.2 g/L, a permeabilidade retida para o sistema reticulado (AP#8) com PVOH#2 era de 36%, quase idêntica aos 37% de permeabilidade retida para o gel linear.

Condutividade (Condições de Simulação de Fratura, Fluído VES e Fibras de PVOH) - Na Figura 4 mostram-se dados de condutividade para o PV0H#2 em 1% de AP#1. A temperatura de dissolução das fibras de PV0H#2 em água é 80°C (176°F).

A condutividade foi reduzida aos 77°C (170°F) devido ao estado gomoso do PVOH a esta temperatura. No entanto, a condutividade melhorou noutros dois regimes de temperatura: acima de 82°C (180°F) em que as fibras de PVOH se dissolveram completamente, e abaixo de 71°C (160°F) em que as fibras não se dissolveram. Espera-se que a gama de temperatura de baixa condutividade entre 71 e 82°C (160 to 180°F) se desloque para valores mais elevados, com o aumento da salinidade do fluído. Com a introdução duma solução de baixa salinidade o PVOH dissolve-se rompendo simultânea mente o polímero reticulado ou o Fluído VES de transporte, aumentando desse modo a condutividade do empanque do agente de escoramento.

Reologia (PVOH como Desagregador de Fibras, Sistemas de Polímero reticulado) - O AP#1 por si só não produz bolo de filtração, mas os fluidos baseados em polímeros, produzem bolos de filtração. O PVOH é um excelente desagregador de fluidos reticulados com borato. Aparentemente os grupos hidroxilo do PVOH retiram os íons de boro do polímero reticulado, desfazendo desse modo a reticulação do polímero e reduzindo a viscosidade à das soluções de goma guar linear. Na Figura 5 mostram-se dados a partir de testes a diferentes fibras de PVOH e dos seus efeitos na desagregação do fluído de fraturamento reticulado de borato, AP#2. Na Figura 6 mostra-se o efeito das fibras de PV0H#1 na reologia dum fluído reticulador com goma guar (AP#10) . Neste caso o ponto de dissolução das fibras de PVOH foi 50°C (122°F). Abaixo desta temperatura crítica as fibras fizeram aumentar a viscosidade do fluído. Acima desta temperatura as fibras dissolvidas reduziram a viscosidade do fluído. O efeito do PVOH nos fluidos reticulados com zirconato e titanato é semelhante.

Reologia (Desagregador de PVOH pré-dissolvido, Fluidos VES) - O PVOH também pode desagregar alguns fluidos VES. A velocidade a que o PVOH rompe o fluído de transporte depende da temperatura de dissolução e do nível da hidrólise. Foram avaliados vários graus de grânulos de PVOH no que confere ao efeito desagregador no AP#1 e AP#4. Nestes testes, o PVOH era dissolvido em água antes de ser gelifiçado com o aditivo VES. Na Figura 7 mostra-se que só um dos graus de PVOH é que não diminuía a viscosidade de AP#1 3% à temperatura ambiente e que qualquer um dos graus rompia o AP#1 quando o fluído era aquecido a 38°C (IOO0F). 0 efeito dos diferentes graus do PVOH pré-dissolvido no AP#4 mostra-se na Figura 8; a maior parte dos graus de PVOH evoluíam para fluído de viscosidade reduzida uma vez alcançados os 93°C (200°F).

Reologia (Desagregador de PVOH em Grânulos ou em Pó, Fluidos VES) - As experiências da Reologia foram realizadas com AP#6 3% como fluído de transporte em KCl 10%. A adição dos grânulos de PV0H#9 e do pó de PV0H#5 com concentrações de 5 g/L reduziram a viscosidade do AP#6 a todas as temperaturas testadas. No entanto, mantiveram a boa performance da suspensão. Com baixas concentrações de PVOH dá-se a ruptura do fluído VES independentemente do forma utilizada do PVOH, i.e. grânulos ou pó, a temperaturas ligeiramente acima de 38°C (IOO0F), como se vê na Figura 9. As observações visuais das concentrações mais elevadas de PVOH nos fluidos VES mostraram perda de viscosidade à temperatura ambiente.

Densidade do fluído (GEL tenso ativo tipo Betaína aquosa) - Gel aquoso baseado em agentes tenso ativos do tipo da betaína funciona bem com água a densidades acima de 2.16 g/ml (18 lb/gal) , podendo esta ser facilmente ajustada. Na Figura 10 está representado um gráfico com quatro medições Fann50 representativas da viscosidade, obtidas com várias concentrações de APffei água e salmoura de diferentes densidades.

Reologia do . Fluido (Cinzelagem e Fricção no transporte, GEL tenso ativo tipo Betaína) - Os fluidos baseados em betaína tem perfil de cisalhamento por adelgaçamento, viscosidade plástica baixa, elevado ponto limite de resistência, elevada viscosidade para baixo cisalhamento e não são sensíveis ao cisalhamento, como se demonstra nas Figuras 11 e 12 com AP#4 6% em água doce. Estas são as características reológicas benéficas para fluidos de perfuração.

Tolerância ao Contaminante (GEL tenso ativo tipo Betaína) - Alguns géis aquosos baseados em agentes tenso ativos podem perder rapidamente a sua viscosidade quando contaminados com petróleo. Os fluidos baseados em betaína podem no entanto, exibir alguma compatibilidade com o petróleo. Por exemplo AP#4 7.5% e AP# 5 10% têm viscosidades semelhantes a 104°C (220°F). 0 teste reológico que é mostrado na Figura 13, no entanto, demonstra que com adições na ordem dos 5% de diesel, o AP#4 mantém aproximadamente 80% da sua viscosidade enquanto o típico fluido baseado em agentes tenso ativos AP#5 perde totalmente a sua viscosidade. As concentrações habituais de petróleo nos fluidos de simulação são de mais ou menos 2 a 3 % em peso.

Sistema FPV com Fibras de PVOH e Goma de goma guar reticulada com borato - Um exemplo dum sistema de polímero reticulado com metal em "agente de viscosidade f ibra/polimérico" ou Sistema FPV com fibras de PVOH é a goma guar reticulada com boro concebida para reticulações retardadas e é otimizada com baixas concentrações de goma guar. É por exemplo feita com goma guar ou com lamas de goma guar, ácido bórico, hidróxido de sódio sólido ou concentrado, e sorbitol como estabilizante/agente retardador; pode conter estabilizantes de terras tal como cloreto de potássio ou cloreto tetrametilamônio, estabilizantes adicionais tal como tiossulfato de sódio (obtido geralmente na sua forma pentahidratada) e trietanolamina, bactericidas, desagregadores, e auxiliares de ruptura. Um exemplo. deste fluído, usado por exemplo a temperaturas abaixo de mais ou menos IlO0C (mais ou menos 230°F) faz-se com mais ou menos 2.16 g/L (18 ppt ou libras por 1000 galões) de goma guar; 2 L/1000 L (2 gpt) duma solução aquosa de cloreto de tetrametilamônio a 50%; 1 L/1000 L (1 gpt) dum agente não emuLsionante contendo mais ou menos 30 a 50% duma mistura de polióis alcoxilados, resinas, e hidrocarbonetos solventes em metanol, Propano-2- ol e xileno; 2 L/1000 L (2 gpt) de ura agente tenso ativo contendo a mistura aquosa de cerca 15% de álcoois etoxilatos Cll to C15 lineares e ramificados, isopropanol e éter monobutilico de etilenoglicol; 0.74 g/L (6.21 ppt) de ácido bórico; 1.74 g/L (14.52 ppt) de soda cáustica; 2 L/1000 L (2 gpt) de uma solução em água de trietanolamina a 85%; e 2 L/1000 L (2 gpt) de uma solução aquosa de D- sorbitol a 48% (agente retardador). 0 fluido pode opcionalmente, conter ainda um desagregador convencional (adicionalmente ao PVOH) tal como, não se limitando a, persulfato de amônio ou bromato de sódio. Esta formulação é por exemplo usada com a concentração de goma guar de cerca 1.92 g/L (mais ou menos 16 ppt) a mais ou menos 3.6 g/L (mais ou menos 30 ppt), ou por exemplo com concentrações superiores a mais ou menos 2.88 g/L (mais ou menos 24 ppt) com 1 a 2 L/1000 L (1 a 2 gpt) de uma solução aquosa de cloreto de tetrametilamónio a 50%; 0-1 L/1000 L (0-1 gpt) do agente tenso ativo descrito acima; 1-2 L/1000 L (1-2 gpt) do agente não emulsionante descrito acima; 0.74 g/L (6.21 ppt) de ácido bórico; 1.74 g/L (14.52 ppt) de soda cáustica; 0-2 L/1000 L (0-2 gpt) de uma solução aquosa de trietanolamina a 85%; e 1-3 L/1000 L (1-3 gpt) de uma solução aquosa de D-sorbitol a 48%. Uma concentração típica de fibras de PVOH terá cerca de 2.4 g/L (mais ou menos 20 ppt) a mais ou menos 4.8 g/L (mais ou menos 4 0 ppt) de PVOH. Sistema FPV com Fibras de PVOH e Goma de goma guar reticulada com Zirconato - Outro exemplo de sistema de polimero reticulado com metal é a carboximetil hidroxipropil guar reticulada com zircônio com (CMHPG) que 5 é por exemplo adequada a temperaturas entre mais ou menos 79 °C (mais ou menos 175 °F) a mais ou menos 121 0C (mais ou menos 250 °F), em particular acima de mais ou menos 110 °C(mais ou menos 230 0F). Este fluido é por exemplo feito com mais ou menos 2.64 g/L (mais ou menos 22 ppt) de carboximetil hidroxipropil guar e mais ou menos 20 g/L (167 ppt) de KCl; 4 L/1000 L (4 gpt) solução aquosa de tiossulfato de sódio a 30% (estabilizante de gel); 0.1 L/1000 L (0.1 gpt) de ácido acético a 75% e uma solução aquosa de Propano-2-ol a 14%; e 0.52 L/1000 L (0.52 gpt) de lactato de zircônio a 23% (reticulador) numa solução de metanol (14%) e água. Esta formulação é usada por exemplo cora carboximetil hidroxipropil guar na concentração de cerca 2.64 g/L (mais ou menos 22 ppt) a mais ou menos 3.6 g/L (mais ou menos 30 ppt) com por exemplo mais ou menos 20 a 50 g/L (mais ou menos 167-417 ppt) de KCl; mais ou menos 2-7 L/1000 L (2-7 gpt) duma solução aquosa de tiossulfato de sódio_ a 30%; mais ou menos 0.1 a 0.12 L/1000 L (0.1 a 0.12 gpt) de ácido acético a 75% e uma solução aquosa de Propano-2-ol a 14%; e 0.45 a 0.65 L/1000 L (0.45 a 0.65 gpt) de lactato de zircônio a 23% numa solução de metanol (14%) e água; preferentemente a mais ou menos 3.00 g/L (mais ou menos 25 ppt) com 20 g/L (167 ppt) de KCl; 4 L/1000 L (4 gpt) duma solução aquosa de tiossulfato de sódio a 30%; 0.12 L/1000 L (0.12 gpt) de ácido acético a 75% e uma solução aquosa de Propano-2-ol a 14%; e 0.52 L/1000 L (0.52 gpt) de lactato de zircônio a 23% numa solução de metanol (14%) e água. Uma concentração típica de fibras de PVOH fibra será de cerca de 2.4 g/L (mais ou menos 20 ppt) a mais ou menos 4.8 g/L (mais ou menos 40 ppt) PVOH.

Sistema FPV com Fibras de PVOH e PVOH como Agente de viscosidade - Foram avaliadas soluções de 1 % em peso e 10 % em peso de PVOH em água desionizada para usar com um agente de suporte em que atua parcialmente na viscosidade, no Sistema FPV, o que pode incluir PVOH ou outras fibras. Estas soluções foram misturadas com soluções da CaCl a 25, 30 e 40 % em peso. O PVOH não precipita; no entanto, quando agitadas as soluções provocaram o aparecimento de bolhas e espuma. Formou-se no topo da mistura uma espuma espessa, como gel com 10% PVOH em 40 % em peso de CaC12 depois da fixação durante 5 dias num recipiente selado. Um fabricante de PVOH registrou que com 10 % em peso de PVOH notou turvação incipiente em 30% de MgCl, não foi observada a existência de precipitação com 30 % em peso CaCl2. Quer isto dizer que as soluções de PVOH soluções podem ser utilizadas como fluído de transporte viscoso num processo de tratamento dum a furo e a formação penetrada pelo furo abrange um passo cora injeção de lamas das fibras e agente de escoramento num fluido de transporte viscoso, onde a viscosidade do fluido de transporte na ausência de fibras é insuficiente para evitar a deposição do agente de escoramento durante o transporte, e onde as fibras se degradem depois do tratamento em produtos que não precipitam em presença de ions cálcio ou magnésios.

Claims

1.FLUÍDO DE TRATAMENTO DO POÇO, caracterizado por compreender: um fluido aquoso; um sistema de agentes de viscosidade para o fluído aquoso; e fibras de poliol pelo menos parcialmente cristalinas solúveis em água doce acima da temperatura estímulo, e com o comprimento de cerca 2 a mais ou menos 25 mm e um denier de cerca 0.1 a mais ou menos 20.

2.FLUÍDO DE TRATAMENTO DO POÇO, caracterizado por compreender: um fluído de base aquosa; um sistema de agentes de viscosidade do fluído base; um agente de controlo da fuga de fluidos compreendendo partículas finamente divididas do poliol amorfo dispersas no fluído base, onde o poliol é solúvel em água doce e insolúvel em água salgada; e salinidade para inibir a dissolução das partículas de poliol.

3.FLUÍDO DE TRATAMENTO DO POÇO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 e 2, caracterizado por o poliol consiste essencialmente em átomos de carbono substituídos por grupos hidroxilo numa cadeia polimérica em que os grupos substituídos por hidroxilo estão espaçados, saltando pelo menos um átomo na cadeia polimérica, em que de preferência o poliol compreende álcool polivinílico preparado por hidrólise, pelo menos parcial, de um composto polivinílico precursor com substituintes ésteres, mais preferentemente em que o poliol abrange um polímero com unidades de repetição em conformidade com as duas partes da seguinte fórmula: <formula>formula see original document page 105</formula> onde R1 e R1' podem ser iguais ou diferentes, saturados ou insaturados, lineares ou ramificados cadeia com cadeias alquilo com la5 átomos de carbono, e η e n' podem ser inteiros iguais ou diferentes entre 1 e 5, e R2 é hidrogênio, ou uma cadeia alquilo com pelo menos 12 átomos de carbono, saturado ou insaturado, alifático ou aromático, linear ou ramificada.

4. FLUÍDO DE TRATAMENTO DO POÇO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado por o poliol ter um peso molecular médio superior a 5000.

5.FLUÍDO DE TRATAMENTO DO POÇO, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado por o poliol ser modificado hidrofobicamente.

6.PROCESSO DE TRATAMENTO DE POÇOS, caracterizado por compreender: injetar no poço um fluido de tratamento que tem nele dispersas partículas insolúveis de um poliol, onde o poliol é solubilizado mediante aquecimento, dessalinização ou suas combinações, e que consiste essencialmente em átomos de carbono substituídos por grupos hidroxilo, numa cadeia polimérica em que os grupos substituídos por hidroxilo estão espaçados, saltando pelo menos um átomo na cadeia polimérica; manter as condições a que as partículas do poliol se mantém insolúveis enquanto durar a sua colocação; e uma operação selecionada entre aquecimento, dessalinização e suas combinações, para subseqüentemente a maior parte das partículas do poliol se dissolverem.

7. Processo, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado por o fluído de tratamento ter a salinidade adequada para inibir a dissolução do poliol à temperatura da formação, e onde o poliol é dessalinizado no passo da dissolução.

8.Processo, de acordo com a reivindicação 7, caracterizado por o dissolução do poliol ser feita num fluido em que se atuou na viscosidade, em quantidade suficiente para romper o agente de viscosidade no fluido.

9.Processo, de acordo com qualquer uma das reivindicações 6 a 8, caracterizado por as partículas do poliol abrangem fibras cristalinas pelo menos parcialmente solúveis em água doce acima da temperatura estímulo.

10. Processo, de acordo com qualquer uma das reivindicações 6 a 9, caracterizado por o fluído de tratamento durante a injeção ter a temperatura abaixo da temperatura estímulo e o posicionamento interior é feito numa formação com a temperatura acima da temperatura estímulo.

11. Processo, de acordo com qualquer uma das reivindicações 6 a 10, caracterizado por o fluído de tratamento incluir uma pasta de fibras e agente de escoramento num fluído de transporte viscoso.

12. Processo, de acordo com qualquer uma das reivindicações 6 a 10, caracterizado por o poliol do fluído de tratamento do poço incluir partículas amorfas finamente divididas, as condições de insolubilidade abrangem a salinidade, e o passo da dissolução inclui a dessalinização.

13. Processo, de acordo com qualquer uma das reivindicações 6 a 12, caracterizado por a injeção compreender a injeção do fluído de tratamento, opcionalmente contendo agente de escoramento, para a formação adjacente ao poço com a pressão suficiente para criar uma fratura na formação, tendo a dita fratura faces opostas, e a formação do bolo de filtração inclui as partículas do poliol à superfície da fratura.

14. Processo, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado por o fluído de transporte incluir água salgada em quantidade suficiente para inibir solubilidade do poliol acima da temperatura estímulo, e além disso inclui a manutenção das condições de salinidade para atrasar a dissolução do poliol durante o fecho da fratura.

15. Processo, de acordo com qualquer uma das reivindicações 13 e 14, caracterizado por a injeção do fluído de tratamento ser seguida por uma operação selecionada entre (1) injeção dum agente de escoramento contendo fluído com salinidade reduzida, (2) injeção dum agente de escoramento com salinidade elevada contendo fluído e subseqüentemente por um fluído sem agente de escoramento com salinidade reduzida, (3) injeção dum agente de escoramento com salinidade elevada contendo fluído e subseqüentemente por um agente de escoramento com baixa salinidade, contendo fluído.