BRPI0621539A2

BRPI0621539A2 - uso de tensoativos de fluorocarbono para melhoria da produtividade de poços de gás e de condensado de gás

Info

Publication number: BRPI0621539A2
Application number: BRPI0621539-4A
Authority: BR
Inventors: Gary A Pope; Mukul M Sharma; Viren Kumar; Jr Jimmie R Baran
Original assignee: Univ Texas; 3M Innovative Properties Co
Priority date: 2006-03-27
Filing date: 2006-12-21
Publication date: 2011-12-13
Also published as: US20070225176A1; WO2007126431A1; EP1999339A1; CN101449026A

Abstract

USO DE TENSOATIVOS DE FLUOROCARBONO PARA MELHORIA DA PRODUTIVIDADE DE POçOS DE GáS E DE CONDENSADO DE GáS. A presente invenção inclui uma composição que tem um tensoativo polimérico fluorado não iónico água e solvente. As modalidades de composições de acordo com a presente invenção são úteis, por exemplo, para a recuperação de hidrocarbonetos a partir de formações clásticas subterrâneas.

Description

USO DE TENSOATIVOS DE FLUOROCARBONO PARA MELHORIA DA PRODUTIVIDADE DE POÇOS DE GÁS E DE CONDENSADO DE GÁS

TÉCNICA ANTECEDENTE

É conhecido na técnica de perfuração de poço subterrâneo que, em alguns poços de gás, hidrocarbonetos líquidos (condensados) podem se formar e acumular nas vizinhanças do poço. Nesses reservatórios (às vezes referidos como reservatórios de condensado retrógrados), a presença de condensado pode causar uma grande diminuição nas permeabilidades relativas de gás e condensado e, assim, a produtividade do poço diminui. Em alguns casos, o líquido bloqueando o fluxo de gás pode ser condensado e água. A água pode ser a partir da formação subterrânea ou a partir de operações conduzidas no poço.

Uma solução conhecida na técnica para se dirigir ã formação do condensado é realizar uma operação de fratura de formação e escoramento (por exemplo, antes de ou simultaneamente com a operação de enchimento com cascalho), para aumento da permeabilidade da zona de produção adjacente ao furo de poço. Por exemplo, um fluido de fratura, tal como água, óleo, emulsão de óleo / água, água geleifiçada ou óleo geleifiçado, é bombeado para baixo pela coluna de trabalho com volume e pressão suficientes para a abertura de uma ou mais fraturas na zona de produção da formação. Opcionalmente, o fluido de fratura pode portar um propante nas fraturas, para manter as fraturas abertas, seguindo-se à operação de fraturação. Os propantes provêem um conduto eficiente para a produção de fluido a partir do reservatório para o furo de poço, e podem ser grãos de areia de ocorrência natural, manufaturados ou especialmente projetados (por exemplo, areia revestida com resina), ou materiais cerâmicos de alta resistência (por exemplo, bauxita sinterizada).

O fluido de fratura é forçado na formação a uma vazão grande o bastante para fraturar a formação, permitindo que o propante entranhado entre nas fraturas e escore as estruturas da formação separadas, produzindo canais que criem percursos altamente condutivos atingindo a zona de produção e, desse modo, aumentando a permeabilidade do reservatório na região de fratura. Embora não desejando ser limitado pela teoria, acredita-se que a efetividade da operação de fratura seja dependente da capacidade de injeção de grandes volumes de fluido de fratura hidráulico ao longo do comprimento inteiro da formação a uma pressão alta e a uma vazão alta.

A injeção de metanol em poços bloqueados com condensado foi usada para a remoção de água e condensado, e restauração da produtividade de gás por um período de tempo que pode durar até vários meses. De novo, não desejando ser limitado pela teoria, acredita-se que o metanol proveja um período de fluxo melhorado pelo atraso da formação de banco de condensado e, em alguns casos, pela remoção da água a partir da região próxima do poço.

Apesar dos avanços na abordagem da formação de condensado, há um desejo continuado por técnicas alternativas e/ou melhoradas para abordagem da questão de bloqueio por condensado e/ou água.

EXPOSIÇÃO DA INVENÇÃO

Em um aspecto, a presente invenção provê uma composição que inclui um tensoativo polimérico fluorado não iônico, água e pelo menos 50 por cento em peso de solvente, com base no peso total da composição, onde o tensoativo polimérico fluorado não iônico compreende:

(a) pelo menos uma unidade divalente representada pela fórmula:

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(b) pelo menos uma unidade divalente representada pela fórmula selecionada a partir do grupo que consiste em:

<formula>formula see original document page 4</formula>

onde

Rf representa um grupo perfluoroalquila tendo de 1 a 8 átomos de carbono;

R, R1, e R2 são, cada um, independentemente, hidrogênio ou alquila de 1 a 4 átomos de carbono; η é um inteiro de 2 a 10;

EO representa -CH2CH2O-;

PO representa -CH (CH3) CH2O-;

cada ρ é independentemente um inteiro de 1 a em torno de 128; e

cada q é independentemente um inteiro de 0 a em torno de 55 .

Em algumas modalidades, Rf tem de 4 a 6 átomos de carbono selecionados a partir do grupo que consiste em perfluorobutila, perf luoropentila e perfluorohexila. Em algumas modalidades, Rf é perfluorobutila. Em algumas modalidades, o tensoativo polimérico fluorado não iônico é livre de (isto é, não tem) grupos de silano hidrolisáveis.

A presente invenção também provê uma composição incluindo o tensoativo polimérico fluorado não iônico, um veiculo liquido incluindo pelo menos 50 por cento em peso de solvente miscível em água, com base no peso total da composição, e água, onde o tensoativo polimérico fluorado não iônico tem uma solubilidade suficiente no veiculo liquido que diminui com um aumento na temperatura.

Em algumas modalidades, o tensoativo polimérico fluorado não iônico pode ser preparado, por exemplo, por copolimerização de:

(a) pelo menos um composto representado pela fórmula:

<formula>formula see original document page 5</formula>

(b) pelo menos um composto representado por uma

fórmula selecionada a partir do grupo que consiste em:

<formula>formula see original document page 5</formula> <formula>formula see original document page 6</formula>

(a) pelo menos um composto representado pela fórmula:

<formula>formula see original document page 6</formula>

(b) pelo menos um composto representado por uma fórmula selecionada a partir do grupo que consiste em:

<formula>formula see original document page 6</formula>

Geralmente, a quantidade do tensoativo polimérico fluorado não iônico, da água e do solvente (e o tipo de solvente) é dependente da aplicação em particular. Em algumas modalidades, as composições descritas aqui incluem pelo menos 0,01 (0,015, 0,02, 0,025, 0,03, 0,035, 0,04, 0,045, 0,05, 0,055, 0,06, 0,065, 0,07, 0,075, 0,08, 0,085, 0,09, 0,095, 0,1, 0,15, 0,2, 0,25, 0,5, 1, 1,5, 2, 3, 4, 5, ou mesmo pelo menos 10; em algumas modalidades, na faixa de 0,01 a 10; 0,1 a 10, 0,1 a 5, 1 a 10, ou mesmo em uma faixa de 1 a 5) por cento em peso do tensoativo polimérico fluorado não iônico, com base no peso total da composição.

Em algumas modalidades, as composições descritas aqui incluem pelo menos 0,1 (em algumas modalidades, pelo menos 0,2, 0,25, 0,3, 0,4, 0,5, 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 15, 20, 25, 30, 35, 40, 45, ou mesmo pelo menos 49,99; em algumas modalidades, em uma faixa de 0,1 a 4 9,99, de 1 a 40, de 1 a 25, de 1 a 10, de 1 a 4, ou mesmo em uma faixa de 4 a 25) por cento em peso de água, com base no peso total da composição. Em algumas modalidades, as composições descritas aqui incluem pelo menos 51, 52, 53, 54, 55, 60, 65, 70, 75, 80, 85, 90, 95, ou mesmo pelo menos 99,89 (em algumas modalidades, em uma faixa de 50 a 99, 60 a 99, 70 a 99, 80 a 99, ou mesmo em uma faixa de 90 a 99) por cento em peso de solvente, com base no peso total da composição. Em algumas modalidades, as composições descritas aqui incluem pelo menos 2 por cento em peso do tensoativo polimérico fluorado não iônico, em torno de 4 por cento em peso de água, e em torno de 94 por cento em peso de solvente (por exemplo, metanol), com base no peso total da composição.

As modalidades de composições descritas aqui são úteis, por exemplo, para a recuperação de hidrocarbonetos (por exemplo, pelo menos um dentre metano, etano, propano, butano, hexano, pentano ou octano) a partir de formações clásticas subterrâneas portando hidrocarboneto (em algumas modalidades, predominantemente arenito). Em algumas modalidades, as composições descritas aqui são interativas com uma formação clástica subterrânea sob condições de poço abaixo (por exemplo, condições incluindo uma pressão em uma faixa de 1 bar (0,1 MPa) a 1000 bar (100 MPa) (em algumas modalidades, em uma faixa de em torno de 10 bar (1 MPa) a em torno de 1000 bar (100 MPa) , ou mesmo de em torno de 100 a em torno de 100 0 bar (de 10 a 100 MPa)) e uma temperatura em uma faixa de em torno de 100 °F (37,8 °C) a 400 °F (204,4 °C) (em algumas modalidades, em uma faixa de em torno de 200 °F (93,3 °C) a em torno de 300 °F (148,9 °C); ou mesmo de em torno de 200 °F (93,3 °C) a em torno de 250 °F (121,1 °C)). Em algumas modalidades, as composições descritas aqui são interativas com formações clásticas geológicas portando hidrocarboneto (em algumas modalidades, predominantemente arenito (isto é, pelo menos 50 por cento em peso de arenito)).

Em uma modalidade, a presente invenção provê um método de tratamento de uma formação clástica subterrânea portando hidrocarboneto (em algumas modalidades, predominantemente arenito) , onde o método inclui a injeção de uma composição descrita aqui na formação clástica subterrânea portando hidrocarboneto. Em algumas modalidades, a formação clástica subterrânea é poço abaixo.

Em uma modalidade, a presente invenção provê um método de estimulação de fluxo de produtividade de poço de hidrocarboneto a partir de uma formação clástica subterrânea portando hidrocarboneto (em algumas modalidades, predominantemente arenito), onde o método inclui a injeção de uma composição descrita aqui na formação clástica subterrânea. Em algumas modalidades, a formação clástica subterrânea é poço abaixo.

Em uma modalidade, a presente invenção provê um método de estimulação do fluxo de hidrocarboneto a partir de uma formação elástica subterrânea portando hidrocarboneto (em algumas modalidades, predominantemente arenito), onde o método inclui a injeção de uma composição descrita aqui na formação elástica subterrânea e a obtenção de hidrocarbonetos a partir dali. Em algumas modalidades, a formação elástica subterrânea é poço abaixo.

Em uma modalidade, a presente invenção prove um método para a recuperação de hidrocarbonetos a partir de uma formação clástica subterrânea portando hidrocarboneto (em algumas modalidades, predominantemente arenito), onde o método inclui a injeção de uma composição descrita aqui na formação clástica subterrânea e a obtenção de hidrocarbonetos a partir dali. Em algumas modalidades, a formação clástica subterrânea é poço abaixo.

Tipicamente, os métodos descritos aqui incluem contatar a superfície da formação clástica com uma composição descrita aqui.

Uma vantagem de modalidades da presente invenção ê que as formulações de composição descritas aqui podem ser personalizadas para uma aplicação em particular. Por exemplo, a presente invenção provê um método de feitura de uma composição descrita aqui, onde o método inclui: a seleção de uma formação clástica subterrânea portando hidrocarboneto (em algumas modalidades, predominantemente arenito), a formação clástica tendo uma temperatura, um teor de água e resistência iônica; a determinação da temperatura, do teor de água e da resistência iônica da formação clástica subterrânea portando hidrocarboneto; a geração de uma formulação incluindo um tensoativo polimérico fluorado não iônico (tal como descrito acima) e pelo menos um dentre um solvente ou água, de modo que o tensoativo polimérico fluorado não iônico como na composição com base pelo menos em parte na temperatura, no teor de água e na resistência iônica da formação clástica subterrânea portando hidrocarboneto, onde o tensoativo polimérico fluorado não iônico tem um ponto de névoa, quando colocado na formação clástica subterrânea portando hidrocarboneto, que está acima da temperatura da formação clástica subterrânea portando hidrocarboneto; e a feitura de uma composição tendo a formulação.

Os métodos de uso das composições descritas aqui são úteis, por exemplo, em poços existentes e novos. Tipicamente, acredita-se que seja desejável permitir um tempo de parada após as composições descritas aqui serem contatadas com as formações clásticas subterrâneas. Os tempos de regulagem de exemplo incluem umas poucas horas (por exemplo, de 1 a 12 horas) , em torno de 24 horas, ou mesmo uns poucos dias (por exemplo, de 2 a 10).

Em uma modalidade, a presente invenção provê uma composição gasosa incluindo metano e um produto de decomposição térmica incluindo um composto orgânico fluorado. A presente invenção também provê uma composição gasosa incluindo metano e um produto resultante da hidrõlise de um tensoativo polimérico fluorado não iônico, onde o produto de decomposição inclui um composto orgânico fluorado. A presente invenção também provê uma composição gasosa incluindo metano e um poli(óxido de alquileno) ou um derivado do mesmo. As composições gasosas podem incluir água e/ou um solvente (por exemplo, metanol). As composições e os métodos de acordo com a presente invenção são úteis, por exemplo, para aumento da produção de metano e/ou condensado de gás (tipicamente contendo pelo menos um dentre metano, etano, propano, butano, hexano, heptano ou octano) a partir de formações clásticas portando hidrocarboneto (em algumas modalidades, predominantemente arenito).

0 técnico versado, após revisar a presente exposição, reconhecerá que vários fatores podem ser levados em consideração para uso da presente invenção, incluindo, por exemplo, a resistência iônica da composição, o pH (por exemplo, uma faixa de um pH de em torno de 4 a em torno de 10), e a tensão radial no furo de poço (por exemplo, de em torno de 1 bar (0,1 MPa) a 1000 bar (100 MPa)). Em algumas circunstâncias, um ou mais solventes podem incluir, por exemplo, um ou mais álcoois de alquila inferiores. Em algumas modalidades, os métodos de acordo com a presente invenção, a permeabilidade relativa a gás medida da formação clástica aumenta pelo menos 2, 3, 4, 5, 10, 25, 50, 75, 100, 150, 200, 250, ou mesmo pelo menos 300 por cento e/ou a permeabilidade relativa de condensado aumenta pelo menos 2, 3, 4, 5, 10, 25, 50, 75, 100, 150, 200, 250, ou mesmo pelo menos 300 por cento, se comparado com o fluxo de hidrocarboneto antes da injeção da composição (isto é, o fluxo de produção de hidrocarboneto imediatamente antes de quando a composição foi usada). Em alguns casos, o aumento na recuperação de hidrocarboneto a partir da formação clástica pode ser de pelo menos 10, 25, 50, 75, 100, 200, 300, 500, 1000 ou mesmo 2000 por cento. A recuperação aumentada pode ser na forma de um gás, um líquido (por exemplo, um condensado), ou uma combinação dos mesmos. As composições e os métodos da presente invenção tipicamente encontrarão uso em particular no ou em torno do ponto crítico no espaço de fase para liberação, redução ou modificação de um bloqueio de condensado. Um método para medição do efeito da composição sobre uma formação clãstica é medir o aumento na produção de hidrocarboneto, como resultado de uma saturação de líquido diminuída ou mudança na capacidade de umedecimento. A presente invenção pode ser usada mesmo em formações clásticas durante o processo de fraturação ou em formações que já tenham sido fraturadas e que podem ser pelo menos parcialmente umedecidas com óleo, umedecidas com água ou umedecidas mistas.

DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

Para um entendimento mais completo dos recursos e vantagens da presente invenção, uma referência é feita, agora, à descrição detalhada da invenção, juntamente com as figuras associadas, e nas quais:

a Figura 1 é uma ilustração esquemática de uma modalidade de exemplo de uma plataforma de óleo e gás em alto-mar, operando um aparelho para o tratamento progressivo de uma zona de um furo de poço de acordo com a presente invenção;

a Figura 2 é uma vista em seção transversal de uma modalidade de exemplo de uma zona de produção no furo de poço próxima de um gráfico que descreve o problema associado à produtividade de poços de condensado de gás;

a Figura 3 é um gráfico que descreve uma saturação de condensado próxima de furo de poço calculada;

a Figura 4 é um esquema de configuração de invasão de testemunho usada para os Exemplos;

a Figura 5 é um gráfico que ilustra dados de perda de pressão observada através de seções diferentes e do comprimento total do testemunho, conforme o processo de acumulação de condensado ocorreu no Exemplo 4;

a Figura 6 é um gráfico que descreve a perda de pressão no testemunho para o Exemplo 4, durante uma acumulação de condensado dinâmica a 1500 psig (10,342 MPa) e 250 0F (121,1 °C) em vazões diferentes variando de 330 cm3/h a 2637 cm3/h;

a Figura 7 é um gráfico que descreve a perda de pressão através do testemunho de reservatório A, para uma acumulação de condensado dinâmica a 1500 psig (10,342 MPa) e 275 0F (135 °C) a vazões que variam de 1389 cm3/h a 2832 cm3/h para o Exemplo 10;

a Figura 8 é um gráfico que descreve a perda de pressão em um testemunho de arenito de Berea durante acumulação de condensado dinâmica a 1500 psig (10,342 MPa) e 250 0F (121,1 °C), antes e depois do tratamento do

Exemplo 4;

a Figura 9 é um gráfico que descreve o efeito de concentração de água nas várias composições (isto é, os Exemplos 1 a 9 e os Exemplos Comparativos A a C) na permeabilidade relativa a gás após o tratamento;

a Figura 10 é um gráfico que descreve o efeito de vazão de tratamento sobre a permeabilidade relativa após o tratamento com as composições em diferentes temperaturas; e a Figura 11 é um gráfico que descreve a durabilidade na composição do Exemplo 9.

DESCRIÇÃO DA INVENÇÃO Para facilitação do entendimento desta invenção, vários termos são definidos abaixo. Os termos aqui têm significados conforme comumente entendidos por uma pessoa de conhecimento comum nas áreas relevantes para a presente invenção. Os termos tais como "um", "uma" e "o (a)" não são pretendidos para se referirem apenas a uma entidade singular, mas incluem a classe geral da qual um exemplo específico pode ser usado para ilustração. A terminologia aqui é usada para a descrição de modalidades específicas da invenção, mas seu uso não delimita a invenção, exceto conforme destacado nas reivindicações.

Conforme usado aqui, o termo "condições de poço abaixo" se refere à temperatura, pressão, umidade e outras condições que são comumente encontradas em uma formação clástica subterrânea.

Conforme usado aqui, o termo "grupo silano hidrolisável" se refere a um grupo que tem pelo menos uma porção Si-O-Z que sofre hidrólise com água a um pH entre em torno de 2 e em torno de 12, onde Z é H ou alquila ou arila substituído ou não substituído.

Conforme usado aqui, o termo "interativo" se refere à interação entre o tensoativo polimérico fluorado não iônico, o solvente e outros componentes com uma formação clástica sob condições de poço abaixo, conforme medido por uma mudança na permeabilidade de gás e condensado em uma zona de produção. Interativo é uma definição funcional que se refere a mudanças na capacidade de umedecimento de uma superfície de rocha e/ou formação clástica, e pode incluir alguma outra interação (por exemplo, adsorção). Outros métodos de determinação da interação das composições de acordo com a presente invenção incluem um aumento nas permeabilidades relativas para recuperação de gás e condensado. Um outro método de determinação da interação das composições inclui a quantidade ou percentagem de saturação de óleo residual no espaço de poro. Por exemplo, a presente invenção pode ser usada para redução da saturação do óleo residual (isto é, condensado ou outro hidrocarboneto líquido) de uma formação clástica, por exemplo, de 3 0 por cento para 15 por cento.

Conforme usado aqui, o termo "não iônico" se refere a livre de grupos iônicos (por exemplo, sais) ou grupos (por exemplo, -CO2H, -SO3H, -OSO3H, -P(=O) (OH)2) que são prontamente ionizados de forma substancial em água.

Conforme usado aqui, o termo "polímero" se refere a uma molécula de peso molecular de pelo menos 1000 gramas/mole, cuja estrutura essencialmente inclui a repetição múltipla de unidades derivadas, realmente ou conceitualmente, de moléculas de massa molecular relativamente baixa.

Conforme usado aqui, o termo "polimérico" se refere a incluindo um polímero.

Conforme usado aqui, o termo "solvente" se refere a um material líquido (exclusivo de qualquer água com a qual ele possa ser combinado) que seja capaz de pelo menos parcialmente dissolver o tensoativo polimérico fluorado não iônico com o qual é combinado à temperatura ambiente (25 °C).

Conforme usado aqui o termo "tensoativo" se refere a um material de superfície ativa.

Conforme usado aqui, o termo "miscível em água" se refere a moléculas solúveis em água em todas as proporções.

Conforme usado aqui, o termo "produtividade de poço" se refere à capacidade de um poço de produzir hidrocarbonetos. Isto é, é a relação da vazão de hidrocarboneto para a perda de pressão, onde a perda de pressão é a diferença entre a pressão de resistência média e a pressão de fundo de poço fluindo (isto é, fluxo por unidade de força de acionamento).

Os solventes adequados incluem, por exemplo, solventes miscíveis em água. Os exemplos de solventes para uso com a presente invenção incluem solventes polares tais como, por exemplo, álcoois (por exemplo, metanol, etanol, isopropanol, propanol ou butanol), glicóis (por exemplo, etileno glicol ou propileno glicol), ou éteres glicóis (por exemplo, éter monobutílico de etileno glicol e aqueles éteres glicólicos disponíveis sob a designação comercial "DOWANOL" da Dow Chemical Co., Midland, MI); fluidos facilmente gaseificados tais como, por exemplo, amônia, hidrocarbonetos de peso molecular baixo ou hidrocarbonetos substituídos incluindo condensado ou dióxido de carbono supercrítico ou líquido; e misturas dos mesmos. O grau de ramificação, peso molecular e configuração estéreo do solvente também podem ser considerados juntamente com os constituintes químicos (por exemplo, grupos hidrofílicos e natureza iônica) para a determinação da solubilidade, atração, repulsão, suspensão, adsorção e outras propriedades que determinam a resistência de afixação à formação clástica ou suspensão em um fluido, bem como as propriedades de fluido incluindo adsorção, hidratação e resistência a ou promoção de fluxo de fluido para fluidos aquosos ou orgânicos.

Os tensoativos poliméricos fluorados não iônicos incluem poliéteres não iônicos, tensoativos fluorados poliméricos como aqueles incluindo éster polimérico fluoroalifático.

Os tensoativos poliméricos fluorados não iônicos incluem aqueles nos quais uma pluralidade de grupos nonafluorobutanossulfonamido são ligados a porções de poli(alquilenoóxi) através de uma cadeia polimérica. As porções de poli(alquilenoóxi) tipicamente são solúveis por uma ampla faixa de polaridade e pela alteração da relação de carbono - oxigênio.

Em algumas modalidades, o tensoativo polimérico fluorado não iônico inclui um éster polimérico fluoroalifático com um peso molecular médio em número na faixa de 1.000 a 30.000 (em algumas modalidades, em uma faixa de 1.000 a 20.000 g/mole, ou mesmo de 1.000 a 10.000 g/mole).

Também está no escopo da presente invenção usar misturas de tensoativos poliméricos fluorados não iônicos.

Os tensoativos poliméricos fluorados não iônicos podem ser preparados, por exemplo, por técnicas conhecidas na arte, incluindo, por exemplo, por copolimerização iniciada por radical livre de um acrilato contendo um grupo nonafluorobutanossulfonamido com um acrilato de poli(alquilenoóxi) (por exemplo, monoacrilato ou diacrilato) ou misturas dos mesmos. Ajustando-se a concentração e da atividade do iniciador, a concentração de monômeros, a temperatura e os agentes de transferência de cadeia, pode-se controlar o peso molecular do copolimero de poliacrilato. A descrição da preparação desses poliacrilatos é feita, por exemplo, na Patente U.S. N° 3.787.351 (Olson), cuja exposição é incorporada aqui como referência. A preparação de monômeros de acrilato de nonafluorobutanossulfonamido é descrita, por exemplo, na Patente U.S. N0 2.803.615 (Ahlbrecht et al. ) , cuja exposição é incorporada aqui como referência. Os exemplos de ésteres poliméricos polialifáticos e sua preparação são descritos, por exemplo, na Patente U.S. N° 6.664.354 (Savu et al.), cuja exposição é incorporada aqui como referência.

As estruturas contendo nonafluorobutanossulfonamido descritas acima podem ser feitas com grupos heptafluoroproprilsulfonamido ao se começar com fluoreto de heptaf luoropropilsulf onila, o que pode ser feito, por exemplo, pelos métodos descritos nos Exemplos 2 e 3 da Patente U.S. N0 2.732.398 (Brice et al.), cuja exposição é incorporada aqui como referência.

Os tensoativos poliméricos fluorados não iônicos geralmente se dissolvem à temperatura ambiente em uma mistura de solvente - água, mas também permanecem interativos ou funcionais sob condições de poço abaixo (por exemplo, em temperaturas e pressões típicas de poço abaixo). Embora não desejando ser limitado pela teoria, acredita-se que os tensoativos poliméricos fluorados não iônicos geralmente se adsorvem a formações clásticas sob condições de poço abaixo e, tipicamente, permanecem no local alvo pela duração de uma extração (por exemplo, 1 semana, 2 semanas, 1 mês ou mais tempo).

Os ingredientes para as composições descritas aqui incluindo tensoativos poliméricos fluorados não iônicos, água e solvente podem ser combinados usando-se técnicas conhecidas na arte para a combinação destes tipos de materiais, incluindo o uso de barras de agitação magnéticas convencionais ou um misturador mecânico (por exemplo, um misturador estático em linha e uma bomba de recirculação).

Com referência à Figura 1, uma plataforma de óleo e gás em alto-mar de exemplo é ilustrada esquematicamente e geralmente designada 10. Uma plataforma semi-submersível 12 é centralizada sobre a formação de óleo e/ou gás (clástica) submersa 14 localizada abaixo do fundo do mar 16. O conduto submarino 18 se estende a partir do convés 20 da plataforma 12 para uma instalação de cabeça de poço 22 incluindo, por exemplo, equipamentos de prevenção de erupção 24. A plataforma 12 é mostrada com um aparelho de içamento 2 6 e uma torre 2 8 para elevação e abaixamento de colunas de tubo, tal como a coluna de trabalho 30.

O furo de poço 32 se estende através dos vários estratos do terreno incluindo a formação clástica subterrânea portando hidrocarboneto 14. O revestimento 34 é cimentado com o furo de poço 32 pelo cimento 36. A coluna de trabalho 30 pode incluir várias ferramentas, incluindo, por exemplo, um conjunto de tela de controle de areia 38, a qual é posicionada dentro do furo de poço 32 adjacente à formação clástica 14. Também está se estendendo a partir da plataforma 12 através do furo de poço 32 um tubo de envio de fluido 40 que tem uma seção de descarga de fluido ou gás 42 posicionada adjacente à formação clástica 14, mostrada com a zona de produção 48 entre os obturadores 44, 46. Quando é desejado tratar a zona 48, a coluna de trabalho 30 e o tubo de envio de fluido 4 0 são abaixados através do revestimento 34 até o conjunto de tela de controle de areia 38 e a seção de descarga de fluido 42 estarem posicionados adjacentes à formação clástica 14 incluindo as perfurações 50. Após isso, uma composição descrita aqui é bombeada tubo de envio 40 abaixo para progressivamente tratar a zona 48.

Embora a Figura 1 descreva uma operação em alto-mar, o técnico versado reconhecerá que as composições e os métodos para tratamento de uma zona de produção de um furo de poço são igualmente bem adequados para uso em operações em terra. Também, embora a Figura 1 descreva uma parede vertical, o técnico versado também reconhecerá que as composições e os métodos para tratamento de furo de poço da presente invenção são igualmente bem adequados para uso em poços com desvio, poços inclinados ou poços horizontais.

A Figura 2 é uma vista em seção transversal de uma zona de produção de exemplo no furo de poço 32 próxima de um gráfico que descreve os problemas associados à produtividade de poços de condensado de gás, quando a pressão de furo de poço próximo cai abaixo de uma pressão de ponto de orvalho, freqüentemente referido como o problema de formação de banco de condensado. Uma vista em seção transversal do furo de poço 32 é mostrada próxima das características de fluxo básicas de um óleo e um gás em uma zona de produção. Brevemente, a região de furo de poço próximo e a região de gás monofásico adjacente são descritas com o fluxo de gás - óleo indicado pelas setas. Conforme a pressão média, Pav, diminui em direção à pressão de orvalho, Pdew, um aumento em óleo - gás é observado pelo gás apenas. Conforme a pressão de formação atinge Pdew, o óleo bloqueia o fluxo de gás, desse modo reduzindo a eficiência de fluxo de gás e a recuperação de gás. A produtividade de poços de condensado de gás é reduzida substancialmente (por um fator de 2 a 3) , quando a pressão de furo de poço próximo cai abaixo da pressão de ponto de orvalho. Este problema é comumente encontrado em poços de gás produzindo a partir de campos de condensado de gás.

A Figura 3 descreve uma saturação de condensado de gás de furo de poço próximo. A presente invenção inclui composições e métodos para a injeção de tensoativos poliméricos fluorados não iônicos que modificam as propriedades de umedecimento da rocha na região de furo de poço próximo para se permitir que água e o condensado de gás fluam mais facilmente para o furo de poço. As composições e os métodos ensinados aqui causam um aumento nas permeabilidades relativas de gás e condensado no local de tratamento, especificamente na região de furo de poço próximo.

Uma fraturação hidráulica é comumente usada para aumento da produtividade de poços bloqueados por condensado de gás, isto é, poços tendo um banco de condensado de gás próximo do furo de poço. Contudo, o método de fraturação hidráulica é relativamente dispendioso e pode não ser aplicável em casos em que uma formação clástica portando água existe próximo da formação clástica portando gás (para consideração de fraturação em areia portando água).

Contudo, em alguns casos, pode ser desejável utilizar técnicas de fraturação e/ou propantes, conforme conhecido na técnica, em conjunto com a presente invenção para aumento da produção de extração de hidrocarboneto a partir de formações clásticas subterrâneas. Também pode ser desejável tratar o propante com uma composição descrita aqui, antes da injeção no poço. Os propantes de areia estão disponíveis, por exemplo, a partir de Badger Mining Corp., Berlin, WI; Borden Chemical, Columbus, OH; Fairmont Minerais, Chardon, OH. Os propantes termoplásticos estão disponíveis, por exemplo, a partir da Dow Chemical Company, Midland, MI; e BJ Services, Houston, TX. Os propantes à base de argila estão disponíveis, por exemplo, a partir de CarboCeramics, Irving, TX; e Saint-Gobain, Courbevoie, França. Propantes cerâmicos de bauxita sinterizada estão disponíveis, por exemplo, a partir de Borovichi Refractories, Borovichi, Rússia; 3M Company, St. Paul, MN; CarboCeramics; e Saint Gobain. Propantes de bolha e conta de vidro estão disponíveis, por exemplo, a partir de Diversified Industries, Sidney, British Columbia, Canadá; e 3M Company.

Vantagens e modalidades desta invenção são adicionalmente ilustradas pelos exemplos a seguir, mas os materiais em particular e as quantidades dos mesmos recitadas nestes exemplos, bem como outras condições e detalhes, não devem ser construídos para limitarem indevidamente esta invenção. Todas as partes e percentagens são em peso, a menos que indicado de outra forma.

Exemplo 1. Configuração de Invasão de Testemunho. Um diagrama esquemático de um aparelho de invasão de testemunho 100 usado para a determinação da permeabilidade relativa da amostra de substrato é mostrado na Figura 4. O aparelho de invasão de testemunho 100 incluía bombas de deslocamento positivo (Modelo N0 1458; obtido a partir da General Electric Sensing, Billerica, MA) 102 para injeção de fluido 103 a uma vazão constante em acumuladores de fluido 116. Múltiplas janelas de pressão 112 no suporte de testemunho 108 foram usadas para a medição da perda de pressão através de quatro seções (de 2 polegadas (5,08 cm) cada de comprimento) de testemunho 109. Uma célula de pressão - volume - temperatura (PVT) (Modelo N0 BPR-50; obtida a partir da Temco, Tulsa, OK) 104, 106 foi usada para controle da pressão fluindo a montante 106 e a jusante 104 de testemunho 109. A célula de pressão - volume - temperatura (PVT) (Modelo N0 310; obtida a partir da Temco, Tulsa, OK) foi usada para se medir visualmente o gotejamento de liquido. 0 fluxo de fluido foi através de um testemunho vertical para se evitar uma segregação por gravidade do gás. 0 suporte de testemunho de alta pressão (tipo de Hassler Modelo UTPT-lx8-3K-13 obtido a partir de Phoenix, Houston TX) 108, reguladores de contrapressão 106, acumuladores de fluido 116, e a tubulação foram colocados dentro de um forno de pressão e temperatura controladas (Modelo DC 1406F; classe nominal de temperatura máxima de 650 0F (343,3 °C), obtido a partir da SPX Corporation, Williamsport, PA) nas temperaturas testadas. A vazão máxima de fluido foi de 7.000 cm3/h.

Três fluidos de condensado de gás foram preparados tendo as composições listadas na Tabela 1, abaixo.

Tabela 1

<table>table see original document page 23</column></row><table> <table>table see original document page 24</column></row><table>

Várias propriedades de Fluidos I, II e III foram determinadas, conforme descrito abaixo, e são listadas na Tabela 2, abaixo.

Tabela 2

<table>table see original document page 24</column></row><table> <table>table see original document page 25</column></row><table>

O ponto de orvalho e o gotejamento de líquido foram medidos usando-se a célula de pressão - volume temperatura descrita acima. Os valores de viscosidade de gás e viscosidade de óleo foram determinados usando-se o viscosímetro capilar 114. O viscosímetro capilar consiste em um tubo capilar de aço inoxidável (SS-316) com um diâmetro externo de 1/16 polegadas (1,5875 mm) comprado a partir de Swagelok. A tensão interfacial foi medida usando- se um tensiômetro de gota com giro (disponível a partir da The University of Texas at Austin, Austin, TX) .

Substratos. Os substratos para avaliação de invasão de testemunho foram amostras de testemunho de arenito de Berea a partir de um poço de condensado de gás no Mar do Norte (houve 12 testemunhos de arenito de Berea similares usados para os Exemplos 1 a 9 e os Exemplos Comparativos AaC (isto é, um para cada exemplo) ). O Exemplo 10 usou um testemunho de arenito de reservatório. Várias propriedades destas amostras de testemunho são listadas na Tabela 3, abaixo. Os valores de volume de poro e de porosidade foram determinados conforme descrito abaixo. A porosidade foi medida usando-se um método de expansão de gás ou pela diferença de peso entre uma amostra de núcleo seca e uma plenamente saturada. O volume de poro é o produto do volume aparente e da porosidade.

Tabela 3

<table>table see original document page 25</column></row><table> <table>table see original document page 26</column></row><table>

Os testemunhos foram secos por 72 horas em um forno de laboratório padrão a 95 °C, e então foram envolvidos em uma folha de alumínio e uma tubulação de retração com calor (obtida sob a designação comercial wTEFLON HEAT SHRINK TUBING" a partir de Zeus, Inc., Orangeburg, SC). O testemunho envolvido foi colocado em um suporte de testemunho 108 dentro do forno 100 a 145 0F (62,8 °C) . Após quatro horas, uma pressão axial foi aplicada pelo aparafusamento das peças de extremidade do suporte de testemunho. Uma pressão de sobrecarga de 3.400 psig (23,442 MPa) foi aplicada. Furos foram perfurados através das derivações de pressão (1/8" - 3,175 mm) . A permeabilidade a gás inicial foi medida usando-se metano a uma pressão de fluxo de 3.000 psig (20,684 MPa).

Procedimento de Saturação de Água. Água foi introduzida no testemunho 109 usando-se uma técnica de tração - compressão com vácuo. 0 suporte de testemunho 108 foi levado para fora do forno para resfriamento à temperatura ambiente. A extremidade de saída do suporte de testemunho foi conectada a uma bomba de vácuo e um vácuo pleno foi aplicado por 5 horas. A extremidade de entrada foi fechada. O suporte de testemunho 108 foi colocado dentro do forno 100 a 145 0F (62,8 °C) e aberto para a pressão atmosférica. Então, uma série de ciclos de tração - compressão foi aplicada, usando-se uma bomba manual (N° de Catálogo 1458/59 WI, obtida a partir de Ruska Instrument Corporation, Houston, TX) através da saída do suporte de testemunho 108. Entre cada ciclo de tração e compressão, um intervalo de 15 minutos foi tirado, para se permitir que o vapor de água se distribuísse através do testemunho 109. O procedimento de saturação de água foi completado após 3 2 ciclos de tração e compressão.

Composição. A composição do Exemplo 1 foi de 2 por cento em peso de tensoativo polimérico fluorado não iônico (obtido a partir da 3M Company, St. Paul, MN, sob as designações comerciais "NOVEC FLUOROSURFACTANT FC-4430"), 0 por cento em peso de água e 98 por cento em peso de metanol e foi preparada pela mistura dos ingredientes em conjunto usando-se um agitador magnético e uma barra de agitação magnética. Uma saturação inicial de água de 0,4 estava presente no testemunho.

Procedimento de Invasão de Testemunho. 0 procedimento a seguir foi usado para a determinação das permeabilidades de gás monofásico dos substratos listados na Tabela 3, acima. Com referência, novamente, à Figura 4, a permeabilidade de gás monofásico de cada testemunho foi medida antes do tratamento pelo fluxo de metano através do testemunho 109 a uma vazão de 85 cm3/h, usando-se uma bomba de deslocamento positivo 102, até um regime permanente ter sido atingido. A composição descrita acima então foi injetada no testemunho 109 a uma vazão de 85 cm3/h para se estudar o efeito do número capilar sobre as permeabilidades relativas a gás e condensado. O regulador de contrapressão a montante 106 foi regulado a 3.000 psig (20,684 MPa) , a pressão de ponto de orvalho do fluido e o regulador de contrapressão a jusante foi regulado a 1.200 psig (8,274 MPa) , a pressão de ponto de orvalho correspondente à pressão de poço de fluxo de fundo de poço. Os resultados são listados na Tabela 4, abaixo. Tabela 4

<table>table see original document page 29</column></row><table> <table>table see original document page 30</column></row><table>

* Conversao de temperatura: T(°F) = 9 * T(°C)/5 + 32

• Tamponado significa que apos o tratamento o testemunho era impermeavel.

• ** NA Nao houve melhoria, uma vez que o testemunho estava tamponado. Exemplo 2. O procedimento descrito acima para o Exemplo 1 foi seguido para o Exemplo 2, exceto pelo fato de o tensoativo "NOVEC FLUOROSURFACTANT FC-4430" ter sido substituído pelo tensoativo obtido a partir da 3M Company sob a designação comercial "NOVEC FLUOROSURFACTANT FC- 4432". Os resultados são listados na Tabela 4, acima.

Exemplo 3. 0 procedimento descrito acima para o Exemplo 1 foi seguido para o Exemplo 3. Os resultados são listados na Tabela 4, acima.

Exemplo 4. 0 procedimento descrito acima para o Exemplo 1 foi seguido para o Exemplo 4, exceto pelo fato de nenhum procedimento de saturação com água ter sido realizado, o teste ter sido conduzido a 250 °F (121,1 °C), a concentração de água tendo sido de 4%. Os resultados são listados na Tabela 4, acima.

A Figura 5 ilustra dados de perda de pressão observados através de seções diferentes e o comprimento total do testemunho, conforme o processo de acumulação de condensado ocorria para o Exemplo 4. A permeabilidade relativa do gás e do condensado então foi calculada a partir da perda de pressão de regime permanente.

A Figura 6 mostra a perda de pressão em testemunhos de arenito de Berea para o Exemplo 4, durante uma acumulação de condensado dinâmica a 1.500 psig (10,342 MPa) e a 250 °F (121,1 °C), em vazões diferentes variando de 330 cm3/h a 2637 cm3/h. A permeabilidade relativa a gás diminui em 90% do valor inicial durante uma acumulação de condensado correspondente a um banco de condensado. A Figura 5 mostra a perda de pressão geral e as perdas de pressão em seção através do testemunho de arenito de Berea do Exemplo 4, durante uma acumulação de condensado dinâmica a 1.500 psig (10,342 MPa) e a 250 0F (121,1°C) a uma vazão de 302 cm3/h.

A Figura 8 mostra a perda de pressão em um testemunho de arenito de Berea durante uma acumulação de condensado dinâmica a 1.500 psig (10,342 MPa) e a 250 0F (121,1 °C), antes e depois do tratamento do Exemplo 4 a 330 cm3/h.

Exemplo 5. O procedimento descrito acima para o Exemplo 4 foi seguido para o Exemplo 5, exceto pelo fato de a concentração do tensoativo polimérico fluorado não iônico ("NOVEC FLUOROSURFACTANT FC-4430") ter sido de 0,25%. Os resultados são listados na Tabela 4, acima.

Exemplo 6. O procedimento descrito acima para o Exemplo 4 foi seguido, exceto pelo fato de o tensoativo "NOVEC FLUOROSURFACTANT FC-4430" ter sido substituído pelo tensoativo "NOVEC FLUOROSURFACTANT FC-4432". Os resultados são listados na Tabela 4, acima.

Exemplo 7. O procedimento descrito acima para o Exemplo 4 foi seguido para o Exemplo 7, exceto pelo fato de a concentração de água ter sido de 25%. Os resultados são listados na Tabela 4, acima.

Exemplo 8. O procedimento descrito acima para o Exemplo 4 foi seguido para o Exemplo 8, exceto pelo fato de a concentração de água ter sido de 10%. Os resultados são listados na Tabela 4, acima.

Exemplo 9. O procedimento descrito acima para o Exemplo 4 foi seguido. Os resultados são listados na Tabela 4, acima.

A durabilidade da composição do Exemplo 9 foi avaliada pela injeção de quase 4.000 volumes de poros de mistura de gás a 300 cm3/h, seguindo-se ao tratamento do testemunho de arenito de Berea a 250 0F (121,1 °C). O fator de melhoramento não foi observado como mudando durante o tempo inteiro em que a mistura de gás foi injetada.

Exemplo 10. O procedimento descrito para o Exemplo 1 foi seguido, exceto pelo fato de a invasão de testemunho ter sido conduzida em um arenito de Testemunho de Reservatório A tratado às temperatura e pressão listadas na Tabela 5 abaixo. As propriedades variadas deste substrato são listadas na Tabela 6 abaixo. Os valores de volume de poro e porosidade foram determinados, conforme descrito acima no Exemplo 1 para as amostras de testemunho de arenito de Berea. Os resultados são listados na Tabela 5, abaixo.

Tabela 5

<table>table see original document page 33</column></row><table> Tabela 6

<table>table see original document page 34</column></row><table>

A tensão interfacial gás / óleo foi determinada conforme descrito acima no Exemplo 1 como sendo de em torno de 4 dina/cm (0,04 mN/cra),

A Figura 7 mostra a perda de pressão através do testemunho de reservatório A, para uma acumulação de condensado dinâmica a 1.500 psig (10,342 MPa) e a 250 0F (121,1 °C) , em vazões diferentes variando de 330 cm3/h a 3811 cm3/h.

Exemplo Comparativo A. O procedimento descrito acima para o Exemplo 4 foi seguido para o Exemplo Comparativo A, exceto pelo fato de o tensoativo "NOVEC FLUOROSURFACTANT FC 4430" ter sido substituído pelo tensoativo "obtido a partir da Solvay Solexis Thorofare", NJ, sob a designação comercial "FLU0R0LINK S10", e o teste foi conduzido a 145 0F (62, 8 °C) .

Exemplo Comparativo Β. 0 procedimento descrito acima para o Exemplo 4 foi seguido para o Exemplo Comparativo B, exceto pelo fato de o tensoativo "NOVEC FLUOROSURFACTANT FC-443 0" ter sido substituído pelo tensoativo "FLUOROLINK S10" .

Exemplo Comparativo C. O procedimento descrito acima para o Exemplo 4 foi seguido para o Exemplo Comparativo C, exceto pelo fato de o tensoativo "NOVEC FLUOROSURFACTANT FC-443 O" ter sido substituído pelo tensoativo obtido a partir de Cytonix, Beltsville, MD, sob a designação comercial "FLUOROSYL", e o teste ter sido conduzido a 145 0F (62,8 °C).

A Tabela 4 mostra o efeito da temperatura sobre a permeabilidade relativa a gás pelo uso de várias composições (isto é, os Exemplos 1 a 9 e os Exemplos Comparativos A a C).

A Figura 9 mostra o efeito de concentração de água em vários componentes (isto é, os Exemplos 1 a 9 e os Exemplos Comparativos A a C) sobre a permeabilidade relativa a gás após o tratamento com as composições a temperaturas diferentes. A concentração de água foi variada de 0% a 25%. Nas faixas de temperatura estudadas, nenhum melhoramento foi observado na permeabilidade relativa a gás sem a água presente na composição de tratamento e sem uma saturação inicial com água.

A Figura 10 mostra o efeito da vazão de tratamento sobre a permeabilidade relativa após o tratamento com as composições dos Exemplos 1 a 9 e dos Exemplos Comparativos A a C em temperaturas diferentes. A vazão de tratamento foi variada de 32 cm3/h a 1.200 cm3/h.

Seguindo-se às medições de permeabilidade relativa, metano foi injetado, usando-se uma bomba de deslocamento positivo, conforme descrito acima, para o deslocamento do condensado e medição da permeabilidade a gás final (monofásico) no final do estudo. A permeabilidade a gás final foi a mesma que a permeabilidade a gás (monofásico) original.

Será entendido que modalidades em particular descritas aqui foram mostradas a título de ilustração e não como limitações da invenção. Os recursos principais desta invenção podem ser empregados em várias modalidades, sem se desviar do escopo da invenção. Aqueles versados na técnica reconhecerão, ou serão capazes de avaliar usando não mais do que uma experimentação de rotina numerosos equivalentes para os procedimentos específicos descritos aqui. Esses equivalentes são considerados como estando no escopo desta invenção e são cobertos pelas reivindicações.

Embora as composições e os métodos desta invenção tenham sido descritos em termos de modalidades preferidas,, será evidente para aqueles de conhecimento na técnica que variações podem ser aplicadas às composições e/ou aos métodos e nas etapas ou na seqüência de etapas do método descrito aqui, sem se desviar do conceito, do espírito e do escopo da invenção.

Claims

1. Método de feitura de uma composição, o método caracterizado pelo fato de compreender: a seleção de uma formação clástica subterrânea portando hidrocarboneto, a formação tendo uma temperatura, um teor de água e uma intensidade iônica; a determinação da temperatura, do teor de água e da intensidade iônica da formação clástica subterrânea portando hidrocarboneto; a geração de uma formulação compreendendo um tensoativo polimérico fluorado não iônico e pelo menos um solvente ou água, a formulação com base, em pelo menos em parte, na temperatura determinada, no teor de água e na intensidade iônica da formação clástica subterrânea portando hidrocarboneto, onde o tensoativo polimérico fluorado não iônico tem um ponto de névoa quando colocado na formação clástica subterrânea portando hidrocarboneto que está acima da temperatura da formação clástica subterrânea portando hidrocarboneto; e a feitura de uma composição tendo a formulação.

2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a composição compreender água.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de a composição compreender um solvente, e o solvente compreender metanol.

4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de o tensoativo polimérico fluorado não iônico compreender: (a) pelo menos uma unidade divalente representada pela fórmula: <formula>formula see original document page 38</formula> (b) pelo menos uma unidade divalente representada por uma fórmula selecionada a partir do grupo que consiste em: <formula>formula see original document page 38</formula> onde Rf representa um grupo perfluoroalquila tendo de 1 a 8 átomos de carbono; R, R1 e R2 são, cada um, independentemente, hidrogênio ou alquila de 1 a 4 átomos de carbono; n é um inteiro de 2 a 10; EO representa. -CH2CH2O-; PO representa -CH (CH3) CH2O- ; cada ρ é independentemente um inteiro de 1 a em torno de 12 8; e cada q é independentemente um inteiro de 0 a em torno de 55.

5. Método de tratamento de uma formação elástica subterrânea portando hidrocarboneto, o método caracterizado pelo fato de compreender a injeção da composição da reivindicação 1 na formação clástica subterrânea portando hidrocarboneto.

6. Método de estimulação da produtividade de um poço de hidrocarboneto a partir de uma formação clástica subterrânea portando hidrocarboneto, o método caracterizado pelo fato de compreender a injeção da composição da reivindicação 1 na formação clástica subterrânea.

7. Método para recuperação de hidrocarbonetos a partir de uma formação clástica subterrânea portando hidrocarboneto, o método caracterizado pelo fato de compreender a injeção da composição da reivindicação 1 na formação clástica subterrânea e a obtenção de hidrocarbonetos a partir dali.

8. Método de recuperação de hidrocarbonetos a partir de uma formação clástica subterrânea portando hidrocarboneto, o método caracterizado pelo fato de compreender a injeção da composição da reivindicação 1 na formação clástica subterrânea e a obtenção de hidrocarbonetos a partir dali, os hidrocarbonetos compreendendo pelo menos um dentre metano, etano, propano, butano, hexano, heptano ou octano.

9. Método de estimulação de fluxo de hidrocarboneto a partir de uma formação clástica subterrânea portando hidrocarboneto, o método caracterizado pelo fato de compreender a injeção da composição da reivindicação 1 em uma formação clástica subterrânea.

10. Método para revestimento de uma formação elástica subterrânea e que tem uma superfície, o método caracterizado pelo fato de compreender o contato da superfície com a composição da reivindicação 1.