BRPI0708625A2 - composições de desvio, tampões de controle de perda de fluido e seccionadores desses - Google Patents
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Abstract
COMPOSIçõES DE DESVIO, TAMPõES DE CONTROLE DE PERDA DE FLUIDO E SECCIONADORES DESSES. é revelado um método de tratamento de um poço que inclui a colocação seletiva de um tampão de perda de tluido no poço, em que o tampão de perda de fluido inclui pelo menos um de dietileno glicol, trietileno glicol, e tetraetileno glicol, e em que pelo menos um de dietileno glicol, trietileno glicol, e tetraetileno glicol reage com a salmoura de cálcio presente no poço para formar um plugue.
Description
COMPOSIÇÕES DE DESVIO, TAMPÕES DE CONTROLE DE PERDA DEFLUIDO E SECCIONADORES DESSES
Fundamento da invenção
Campo da Invenção
A presente invenção relaciona-se de modo geral aocontrole de perda de fluido para a formação e tratamentosde desvio para estimular, estimular seletivamente oudesestimular seletivamente um poço.
Técnica de fundamento
Quando da perfuração ou do acabamento de poços emformações terrosas, vários fluidos são tipicamente usadosno poço por várias razões. Para os objetivos nessa, essesfluidos serão genericamente referidos como "fluidos depoço". Usos comuns para fluidos de poço incluem:lubrificação e resfriamento de broca de perfuração quecorta as superfícies enquanto perfura geralmente ou escava(ou seja, perfuração em uma formação petrolífera),transporte de "cascalho" (pedaços da formação deslocadospela ação do dente em uma broca de perfuratriz) para asuperfície, controle da formação de pressão de fluido paraevitar explosões, mantendo a boa estabilidade, suspensão desólidos o poço, minimização da perda de fluido eestabilização da formação através da qual o poço está sendoperfurado, minimização de perda de fluido na formação apóso poço ter sido perfurado e durante as operações definalização como, por exemplo, perfuração do poço,substituição de uma ferramenta, anexação de uma tela àextremidade dos tubos de produção, enchimento do poço comcascalho, ou quebra da formação na vizinhança do poço,substituição do fluido no poço com um outro fluido, limpezado poço, teste do poço, colocação de um obturador e fluidode finalização, abandono do poço ou preparação do poço paraabandono e tratamento do poço ou da formação.
Salmouras (como, por exemplo, CaBr2 aquoso) sãocomumente usados como fluidos de poços por causa de suaampla faixa de densidade e pelo fato de que salmouras sãotipicamente substancialmente livres de sólidos emsuspensão. Além disso, salmouras são freqüentemente usadaspara atingir uma densidade adequada para uso em operaçõesde perfuração de poços, salmouras compreendem sais dehaleto de cátions mono ou divalentes, como sódio, potássio,cálcio e zinco. Salmouras com base em cloreto desse tipotêm sido usadas na industria petrolífera por mais de 50anos; salmouras com base em brometo, por pelo menos 25anos; e salmouras com base em formato, nos últimos dezanos. Uma vantagem adicional do uso de salmouras é quesalmouras tipicamente não danificam certos tipos deformações de fundo de poço; e para formações que interagemadversamente com um tipo de salmoura, freqüentemente há umoutro tipo de salmoura disponível com a qual aquelaformação não irá interagir de forma adversa.
Vários compostos são tipicamente adicionados aosfluidos de cavidade a base salmoura. Por exemplo, um fluidode cavidade a base salmoura também pode incluir agentes deviscosidade, inibidores de corrosão, lubrificantes,aditivos de controle de pH, tensoativos, solventes, e/ouagentes de pesagem, entre outros aditivos. Alguns aditivosde viscosidade de fluido de cavidade com base em salmouratípicos incluem polímeros naturais e derivados desses comogoma xantana e hidroxietil celulose (HEC). Além disso, umaampla variedade de polissacarídeos e derivados depolissacarídeos pode ser usada, como é conhecidos natécnica.
Alguns aditivos de polímero e oligômero sintético comopoli(etileno glicol) [PEG], poli(dialil amina),poli(acrilamida), poli(aminometilpropilsulfonato) [polímeroAMPS] , poli(acrilonitrila), poli(vinil acetato) [PVA] ,poli(vinil álcool) [PVOH], poli(vinil amina), poli(vinilsulfonato), poli(stiril sulfonato), poli(acrilato),poli(metil acrilato), poli(metacrilato), poli(metilmetacrilato), poli(vinilpirrolidona), poli(vinil lactama),e co-, ter-, e quater-polímeros dos seguintes co-monômeros:etileno, butadieno, isopreno, etireno, divinilbenzeno,divinil amina, 1,4-pentadieno-3-ona (divinil cetona), 1,6-heptadieno-4-ona (dialil cetona), dialil amina, etilenoglicol, acrilamida, AMPS, acrilonitrila, vinil acetato,vinil álcool, vinil amina, vinil sulfonato, stirilsulfonato, acrilato, metil acrilato, metacrilato, metilmetacrilato, vinilpirrolidona, e vinil lactama são tambémusados como agentes de viscosidade.
Um exemplo de como um fluido de poço com base emsalmoura pode ser usado em combinação com os polímerosacima listados e oligômeros é apresentado abaixo. Quando aperfuração progride à profundidade de penetração de umaformação que suporta hidrocarboneto, pode ser necessáriaatenção especial para manter a estabilidade do poço depetróleo. Exemplos de formações em que surgem problemas deestabilidade freqüentemente incluem formações altamentepermeáveis e/ou pouco consolidadas. Nesses tipos deformações, uma técnica de perfuração conhecida como "sub-escareação" pode ser usada. Em sub-escareação, o poço depetróleo é escavado para penetrar a zona de suporte dehidrocarboneto com o uso de técnicas convencionais. Um tubode revestimento geralmente é colocado no poço de petróleo aum ponto logo acima da zona de suporte de hidrocarboneto. Azona de suporte de hidrocarboneto então pode ser re-perfurada, por exemplo, com o uso de um sub-escareaçãoexpansivel que aumente o diâmetro do poço de petróleo jáperfurado abaixo do revestimento.
Sub-escareação é comumente realizada com o uso defluidos de perfuração especiais "limpos". Fluidos deperfuração típicos usados em sub-escareação são salmourasdensas, caras, aquosas, que são viscosifiçadas com umpolímero de gelação e/ou de entrecruzamento para ajudar naremoção dos cascalhos da formação. A alta permeabilidade daformação de alvo, no entanto, pode permitir que grandesquantidades do fluido de perfuração sejam perdidas naformação. Uma vez que o fluido de perfuração é perdido naformação, sua remoção torna-se difícil. Salmouras debrometo de cálcio e zinco podem formar compostos altamenteestáveis, insolúveis em ácido quando em reação com aformação ou substâncias contidas nela. Essa reação podereduzir a permeabilidade da formação a qualquer subseqüentefluxo externo de hidrocarbonetos de alvo. Uma das vias maiseficazes para evitar tal dano à formação é limitar a perdade fluido na formação.
Para que um fluido de perfuração realize essas funçõese permita que a perfuração continue, o fluido de perfuraçãodeve permanecer no furo da sonda. Freqüentemente, sãoencontradas condições indesejáveis da formação em quequantidades substanciais ou, em alguns casos, praticamentetodo o fluido de perfuração pode ser perdido à formação. 0fluido de perfuração pode deixar o furo da sonda através degrandes ou pequenas fissuras ou fraturas na formação ouatravés de matriz rochosa altamente porosa que circunda ofuro da sonda.
A maioria dos poços é perfurada com a intenção deformar um bolo de filtro de espessura variável nas lateraisdo furo da sonda. 0 objetivo primário do bolo de filtro ode reduzir as grandes perdas de fluido de perfuração para aformação circundante. Infelizmente, são encontradascondições da formação que podem resultar em perdasinaceitáveis de fluido de perfuração para a formaçãocircundante a despeito do tipo de fluido de perfuraçãoempregado e bolo de filtro criado.
O fornecimento de controle eficaz de perda de fluidosem danificar a permeabilidade da formação em operações definalização tem sido um requisito principal para um tampãode controle de perda de fluido ideal. Tampões de controlede perda de fluido convencionais incluem resinas solúveisem óleo, carbonato de cálcio, e aditivos de perda de fluidode grau salino, que tem sido usado com graus variáveis decontrole de perda de fluido. Esses tampões atingem seucontrole de perda de fluido a partir da presença de sólidosespecíficos de solvente que dependem da construção do bolode filtro na face da formação para inibir o fluxo para ointerior e através da formação. No entanto, Esses materiaisaditivos podem causar dano severo às áreas próximas ao poçode petróleo após sua aplicação. Esse dano pode reduzirsignificativamente os níveis de produção se apermeabilidade da formação não for restaurada a seu níveloriginal. Além disso, em um ponto adequado na operação deacabamento, o bolo de filtro deve ser removido pararestaurar a permeabilidade da formação, preferivelmente aseu nível original.
Uma desvantagem principal do uso desses aditivos deperda de o convencionais são os longos períodos de limpezanecessários após seu uso. A circulação de fluido, que emalguns casos pode não ser atingida, é freqüentementenecessária para fornecer uma alta força de condução, quepermite que ocorra a difusão para ajudar a dissolver oacúmulo de materiais concentrados. Partículas de grausalino podem ser removidas por circulação de salmoura desal insaturada para dissolver as partículas. No caso de umaoperação de "acúmulo de cascalho", se isso ocorre antes do"acúmulo de cascalho", um fluido de circulaçãofreqüentemente causa atolamento da formação no poço depetróleo e também perda de fluidos para a formação.
Se a remoção é tentada após o "acúmulo de cascalho", omaterial de "acúmulo de cascalho" freqüentemente aprisionaas partículas contra a formação e torna a remoção muitomais difícil. Outras partículas, como os carbonatos podemser removidas com a circulação de ácido, no entanto, osmesmos problemas podem surgir. Resinas solúveis em óleo,carbonato, e partículas de grau salino permanecerãoisoladas nos poros da formação até que elas estejam emcontato com solvente. Nos casos em que os materiais sólidossobrem uma longa seção do poço de petróleo, a rápidadissolução por solvente causa remoção localizada.
Conseqüentemente, uma zona "thief" se forma e a maioria dosolvente vaza através da zona "thief" em vez de sedisseminar por todo o comprimento do poço de petróleo.
Adicionalmente, em tratamentos de estímulo, comoacidificação, fratura hidráulica etc., é freqüentementedesejável tampar uma área mais permeável da formação paradesviar fluidos de tratamento a áreas menos permeáveis querecebem tratamento inadequado. Os tratamentos de poços,como tratamentos de ácido e fratura de formaçõessubterrâneas são rotineiramente usados para melhorar ouestimular a recuperação de hidrocarbonetos. Em várioscasos, uma formação subterrânea pode incluir dois ou maisintervalos que têm permeabilidade e/ou injetividadevariáveis. Alguns intervalos podem possuir injetividaderelativamente baixa, ou capacidade de aceitar fluidosinjetados, devido a permeabilidade relativamente baixa,alto estresse in-si tu, e/ou dano da formação. Taisintervalos podem ser completados através de perfurações emum poço de petróleo revestido e/ou podem ser buraco abertocompletado. Em alguns casos, tais intervalos de formaçãopodem estar presentes em uma seção horizontal altamentedesviada de um poço de petróleo, por exemplo, uma seção deburaco aberto lateral. Em qualquer caso, quando otratamento de múltiplos intervalos que têm injetividadevariável é freqüentemente o caso de que a maioria, se nãotodo o fluido de tratamento de poço introduzido serádeslocado em um, ou apenas alguns, dos intervalos que têm amais alta injetividade.
Em um esforço para distribuir mais uniformementefluidos de tratamento de poço deslocados em cada um dosmúltiplos intervalos sendo tratados, métodos e materiaispara fluidos de tratamento de desvio em intervalos de menorpermeabilidade e/ou injetividade foram desenvolvidos. Noentanto, técnicas convencionais de desvio podem serdispendiosas e/ou podem atingir um sucesso apenas limitado.
Com relação a isso, técnicas de desvio mecânico sãotipicamente complicadas e dispendiosas. Além disso, métodosde desvio mecânico são tipicamente limitados a ambientes deburaco revestidos e dependem de isolação de ferramenta e decimento adequada para atingir um desvio.
Alternativamente, agentes de desvio como polímeros,materiais sólidos em suspensão e/ou espuma foram empregadosquando do tratamento simultâneo de múltiplos intervalos deinjetividade variável. Tais agentes de desvio sãotipicamente bombeados em uma formação subterrânea antes deum fluido de tratamento de poço para selar intervalos demaior permeabilidade e desviar o fluido de tratamento depoço para intervalo de menor permeabilidade. No entanto, aação de desvio de tais agentes de desvio é freqüentementedifícil de prever e monitorar, e pode não ser bem sucedidano desvio do fluido de tratamento em todos os intervalosdesejados. Adicionalmente, embora seja desejável que essesgéis viscosos sejam estáveis na temperatura do fundo doburaco, é também desejável que eles sejam removíveis daformação rapidamente depois do tratamento para eliminarqualquer dano potencial aos intervalos de altapermeabilidade.
Resinas solúveis em óleo foram previamente usadas comoum tratamento de desvio. Essas resinas, entretanto, apenasdissolvem quando em contato com óleo. Se usadas em umambiente úmido por água, as resinas solúveis em óleogeralmente apresentam dificuldades em quebrar o plugue deresina para permitir a remoção da formação.
0 uso de polímeros hidrossolúveis ligados comconcentração adequada de agente de entrecruzamento comoagentes de desvio tem se tornado uma prática comum nos anosrecentes para aplicações de recuperação de petróleo. Em talprática uma solução que contém o polímero e agente deentrecruzamento, referido como gelante, é injetada em zonasdesejadas e deixada por tempo suficiente para se ajustarcomo um gel sólido ou semi-sólido. Esses géis são usados empoços de injeção para desviar o fluxo de água ou gás (CO2)injetado para zonas "un-swept" em que petróleo adicionalpode ser recuperado. Gel de polímeroentrecruzado pode termais uso em uma aplicação mais permanente uma vez quesistemas seccionadores práticos não são sempre eficazes naremoção do plugue em gel. Tipicamente, agentes de oxidaçãoem baixo pH têm o maior sucesso na quebra o gel de polímeroentrecruzado; entretanto, esses sistemas seccionadores sãodifíceis na metalurgia uma vês que eles tendem a sercorrosivos.
Portanto, existe uma necessidade por um tratamento deperda de fluido estável que possa ser facilmente colocadono poço e removido com facilidade sem causar dano aoburaco.
Sumário da invenção
Em um aspecto, modalidades aqui reveladas relacionam-se a método de tratamento de um poço, que inclui acolocação seletiva de um tampão de perda de fluido no poço,em que o tampão de perda de fluido inclui pelo menos um dedietileno glicol, trietileno glicol e tetraetileno glicol,e em que pelo menos um de dietileno glicol, trietilenoglicol, e tetraetileno glicol reage com uma salmoura decálcio presente no poço para formar um plugue.
Em um outro aspecto, modalidades aqui reveladasrelacionam-se a método de tratamento de um poço, que incluia colocação seletiva de um tampão de perda de fluido nopoço, em que o tampão de perda de fluido inclui pelo menosum de dietileno glicol, trietileno glicol e tetraetilenoglicol, e em que pelo menos um de dietileno glicol,trietileno glicol, e tetraetileno glicol reage com umasalmoura de cálcio presente no poço para formar um plugue,em que a salmoura de cálcio inclui pelo menos um de CaCl2 eCaBr2.
Ainda em um outro aspecto, modalidades aqui reveladasrelacionam-se a uma composição obtida por mistura desalmoura de cálcio e pelo menos um de dietileno glicol,trietileno glicol, e tetraetileno glicol, em que a salmourade cálcio inclui pelo menos um de CaBr2 e CaCl2.
Outros aspectos e vantagens da invenção serãoaparentes a partir da descrição a seguir e dasreivindicações em apêndice.
Breve descrição dos desenhos
FIG. 1 é um espectro de dif ração de raios X de umsólido formado de acordo com uma modalidade de aquirevelada.
Descrição detalhada
Em um aspecto, modalidades aqui reveladas sãogeralmente relacionadas a composições e processos paraaumentar o controle de perda de fluido em aplicações deperfuração. Além disso, as modalidades aqui reveladastambém se relacionam a tratamentos de desvio seletivo nopoço de petróleo. Como acima descrito, quando o fluido éperdido a uma formação ou quando é desejável desviarfluidos de tratamento de uma zona mais permeável a uma zonamenos permeável da formação, um plugue pode ser formado emzonas permeáveis da formação. Como aqui usado, um "plugue"significa um material sólido ou gel que pode bloquear oumais preferivelmente pode apenas bloquear temporariamentezonas permeáveis da formação para evitar ou reduzir perdade fluido para aquelas zonas.
Em uma modalidade, um plugue, como aqui revelado, podeser formado por reação de um tampão de perda de fluido quecompreende um glicol com salmoura de cálcio para formar umcomplexo cálcio-glicol. Após a reação de glicol e sais decálcio, o complexo cálcio-glicol precipita da solução demodo que ele pode ser usado como um plugue para reduzir apermeação dos fluidos do poço na formação. 0 complexocálcio-glicol que precipita da solução e forma o plugueaqui revelado é hidrossolúvel, embora seja lento em sedissolver em uma salmoura de alta densidade.
0 tampão de perda de fluido ou tratamento de desviopode incluir um glicol, especificamente pelo menos um dedietileno glicol e trietileno glicol, que pode reagir comsal de cálcio para formar um plugue. Em outras modalidades,o tampão de perda de fluido ou tratamento de desvio tambémpode incluir tetraetileno glicol. 0 tampão de perda defluido que contém glicol ou tratamento de desvio pode sersubstancialmente livre de polímero. Como aqui usado,"substancialmente livre de polímero" significa que ostampões de perda de fluido ou tratamentos de desviocompreendera não mais que 5% de polímeros em peso.
Aditivos que podem ser opcionalmente incluídos notampão de perda de fluido ou tratamento de desvio inclueminibidores de corrosão, aditivos de viscosidade, biocidas,solventes mútuos, tensoativos, agentes umectantes, aditivosde controle de pH, agentes de tamponamento, lubrificantes,agentes de controle de filtro, thinners, e agente de"weight up".
Alguns aditivos de viscosidade típicos incluempolímeros naturais e derivados como goma xantana ehidroxietil celulose (HEC) ou polímeros sintéticos eoligôraeros como poli(etileno glicol) [PEG], poli(dialilamina), poli(acrilamida), poli(aminometilpropilsulfonato)[polímero AMPS], poli(acrilonitrila), poli(vinil acetato),poli(vinil álcool), poli(vinil amina), poli(vinilsulfonato) , poli(stiril sulfonato), poli(acrilato) ,poli(raetil acrilato), poli(metacrilato), poli(metilmetacrilato), poli(vinilpyn-olidone), poli(vinil lactama) eco-, ter-, e quater-polímeros dos seguintes comonômeros:etileno, butadieno, isopreno, etireno, divinilbenzeno,divinil amina, 1,4-pentadieno-3-ona (divinil cetona), 1,6-heptadieno-4-ona (dialil cetona), dialil amina, etilenoglicol, acrilamida, AMPS, acrilonitrila, vinil acetato,vinil álcool, vinil amina, vinil sulfonato, stirilsulfonato, acrilato, metil acrilato, metacrilato, metilmetacrilato, vinilpirrolidona, e vinil lactama. Aindaoutros agentes de viscosidade incluem agentes deviscosidade com base em argila, especialmente laponita eoutras argilas pequenas fibrosas como as poligorsquitas(atapulgita e sepiolita). Quando o uso de agentes deviscosidade que contêm polímero, os agentes de viscosidadepodem ser usados em uma quantidade de até 5% em peso dotampão de perda de fluido de modo que o tampão sejasubstancialmente livre de polímero.
Salmouras adequadas para uso com o tampão de perda defluidos e tratamentos de desvio aqui revelados incluemqualquer solução útil em sistemas de perfuração de poço degás e petróleo e em aplicações similares, como soluçõesusadas em perfuração, produção e estocagem de petróleo egás de formações de terras subterrâneas. As soluçõestipicamente contêm sais de metal, como, sem limitação, saisde metal de transição, sais de metal alcalino, sais demetal alcalino terroso e misturas desses. Em umamodalidade, a salmoura inclui pelo menos um de brometo decálcio e cloreto de cálcio. Em outras modalidades, asalmoura inclui uma mistura de brometo de cálcio e cloretode cálcio. Ainda em outras modalidades, outros sais podemser opcionalmente incluídos na solução de salmoura com pelomenos um de brometo de cálcio e cloreto de cálcio.
A solução de salmoura pode incluir os sais emquantidades convencionais, geralmente que variam de cercade 1% a cerca de 80%, preferivelmente de cerca de 50% acerca de 80%, e mais pref erivelmente de cerca de 60% acerca de 75%, baseado no peso total da solução, embora,como o profissional habilitado perceberá, quantidades foradessa faixa possam ser usadas também. Embora o tampão decontrole de perda de fluido trabalhe em todas asconcentrações de salmoura, a otimização do tipo econcentração de salmoura pode ser necessária para a melhorperformance do fluido. Em uma modalidade, a solução desalmoura pode variar de cerca de 8,4 a 11,6 ppg CaCl2, decerca de 8,4 a 14,8 ppg CaBr2, ou de cerca de 8,4 a cercade 15,1 ppg de misturas de CaCl2/CaBr2; e preferivelmente asolução de salmoura pode variar de cerca de 10,9 a 11,6 ppgCaCl2, de cerca de 13,0 a 14,8 ppg CaBr2, ou de cerca de10,9 a cerca de misturas de 15,1 ppg CaCl2/CaBr2. Em umaoutra modalidade, a salmoura também pode conter pelo menosum de sal de metal de transição, um sal de metal alcalino,um sal de metal alcalino terroso, e misturas desses, com areferida solução de salmoura variando em densidade de cercade 8,4 a cerca de 25 ppg, pref erivelmente de cerca de 10,9a cerca de 25 ppg, e mais more pref erivelmente de cerca de10,9 a cerca de 20 ppg.
A salmoura ou fluido de poço de petróleo que contém asalmoura também pode incluir vários aditivos, incluindoinibidores de corrosão, aditivos de viscosidade, biocidas,solventes mútuos, tensoativos, agentes umectantes, aditivosde controle de pH, agentes de tamponamento, lubrificantes,agentes de controle de filtro, thinners, e agente de"weight up". Tais compostos devem ser conhecidos por pessoade habilidade comum na técnica de formulação de fluidos deperfuração.
Thinners como lignosulfonatos são tambémfreqüentemente adicionados a fluidos de perfuração com baseem água. Tipicamente lignosulfonatos, lignosulfonatosmodificados, polifosfatos, e taninos são adicionados. Emoutras modalidades, poliacrilatos de baixo peso moleculartambém podem ser adicionados como thinners. Thinners sãoadicionados a um fluido de perfuração para reduzirresistência ao fluxo e controle de tendências à gelação.Outras funções realizadas por thinners incluem a redução dafiltração e espessura do bolo de filtro, contrabalançandoos efeitos de sais, minimizando os efeitos de água sobre asformações perfuradas, emulsificação do petróleo em água eestabilização das propriedades da lama em temperaturaselevadas.
O tipo e quantidade de um agente de peso usado dependeda densidade desejada da composição de fluido de perfuraçãofinal. Agentes de peso típicos incluem, sem limitação:sólidos passíveis de suspensão como, por exemplo, barita,óxido de ferro, carbonato de cálcio, carbonato de magnésioe combinações de tais materiais e derivados de taismateriais e sólidos dissolvíveis como, por exemplo, brometode cálcio, cloreto de cálcio, e outros sais que podem seropcionalmente incluídos em uma solução de salmoura com pelomenos um de brometo de cálcio e cloreto de cálcio.
A presença de uma solução de salmoura no poço antes dacolocação do tampão de perda de fluido ou tratamento dedesvio pode resultar de uma solução de salmoura sendo usadacomo um fluido de perfuração ou componente de um fluido deperfuração usado no poço. Alternativamente, se a perda defluido para a formação é detectada, a solução de salmourapode ser injetada no poço e na área que circunda a perda defluido de modo que uma vez que o tampão de perda de fluidoou tratamento de desvio seja colocada no poço, a salmoura eo tratamento de desvio podem reagir para formar um plugueque podem reduzir a quantidade de perda de fluido para aformação. Por exemplo, se um poço é originalmente perfuradocomo uma salmoura de NaBr de 12,0 ppg e excessiva perda defluido é encontrada, então u tampão de salmoura de 12,0 ppgde CaCl2/CaBr2 pode ser colocado, seguindo por um tampão detrietileno glicol para formar o plugue de cálcio-glicol.
O tampão de perda de fluido ou tratamento de desviopode ser injetado em uma linha de trabalho, fluxo parafundo do poço de petróleo, e então para fora da linha detrabalho e no ânulo entre a linha de trabalho e o tubo derevestimento ou poço de petróleo. Esse lote de tratamento étipicamente referido como um "tampão". 0 tampão pode serimpulsionado por injeção de outros fluidos de finalizaçãopor trás do tampão a uma posição no poço de petróleo queseja imediatamente acima de uma porção da formação em que aperda de fluido seja suspeita. A injeção de fluidos no poçode petróleo é então interrompida, e a perda de fluido iráentão mover o tampão na direção da localização da perda defluido. O posicionamento do tampão dessa forma éfreqüentemente referido como "localização" do tampão. 0tampão de perda de fluido ou tratamento de desvio podeentão reagir com a salmoura para formar um plugue próximo àsuperfície do poço de petróleo, para reduzirsignificativamente o fluxo de fluido na formação.
O tampão de perda de fluido ou tratamento de desviopode ser colocado seletivamente no poço de petróleo, porexemplo, por localização do tampão através de um tubo demola ou por "bullheading". Um anemômetro ou ferramentasimilar pode ser usado para detectar fluxo de fluido parabaixo o que indica onde o fluido pode ser perdido para aformação. A localização relativa da perda de fluido podeser determinada como através do uso de rótulos radioativospresentes ao longo da linha de tubos. Vários métodos decolocação de um tampão conhecidos na técnica sãodiscutidos, por exemplo, nas Patentes U.S. Nos. 4.662.448,6.325.149, 6.367.548, 6.790.812, 6.763.888, que são aquiincorporadas em sua totalidade por referência.
Se a salmoura de cálcio é colocada no poço antes dotampão de glicol, os dois tampões podem colocados por umúnico ciclo de tubo de mola, em que os dois tampões sãoseparados, por exemplo, por um espaçador de salmoura deNaBr altamente viscosa de 12,0 ppg, de modo que quando osdois tampões surgem da extremidade do tubo de mola e nopoço de petróleo, eles podem se misturar e reagir paraformar o plugue de cálcio-glicol. Alternativamente, acolocação pode ser realizada através de dois ciclosseparados de tubo de mola em que o primeiro fluido écolocado, o tubo de mola é retirado e esvaziado, e então otubo de mola é reinserido e o segundo fluido é colocado.
Uma vez colocado, o plugue pode ser opcionalmenteremovido por injeção de um fluido do seccionádor no poço depetróleo. Em várias modalidades, o fluido do seccionádorpode compreender uma salmoura que tem mais água livre queoriginalmente no poço, uma mistura de salmoura e águafresca, ou água fresca sem sais. Foi observado que ocomplexo cálcio-glicol é solúvel em água fresca ou emsalmouras com suficiente água livre; entretanto, o processode dissolução de plugue é lento. Em uma outra modalidade,para atingir uma rápida interrupção, o fluido doseccionádor compreende um agente quelante. Em uma outramodalidade, o fluido do seccionádor compreende uma soluçãoaquosa que contém pelo menos um dos agentes de complexaçãoácido etilenodiamina tetraacético (EDTA), ácidodietilenotriamina pentaacético (DTPA), ácidotrietilenotetramina hexaacético (TTHA), ácido 1,2-propilenodiamina tetraacético (PDTA), ácido 1-feniletilenodiamina tetraacético, ácido 3,3-dimetilbutano-1.2-diamina tetraacético, ácido 1,2,3 -triaminopropanohexaacético, ácido trimetilenodiamina tetraacético, ácidonitrilo-triacético (NTA), ácido 1,2-ciclohexadiaminatetraacético, ácido glicol etilenodiamina tetraacético,ácido tetralin-2,3-diamina tetraacético, ácido decalin-2,3-diamina tetraacético, ácido ciclohexano 1,2-diaminatetraacético, ácido ciclohexano-1,3-diamina tetraacético,ácido ciclohexano-1,4-diamina tetraacético, ácidoglutâmico-N,N-diacético (GLDA), ácido 3-amino-ftálico -N,N-diacético (APhthDA) ou outros, e os vários sais desses. 0fluido do seccionador pode conter opcionalmente aditivoscomo conhecido por aqueles de habilidade comum na técnicade formulação de fluidos de perfuração.
As soluções do seccionador podem ser formuladas, porexemplo, por dissolução dos referidos EDTA, DTPA, TTHA,PDTA, ácido 1-feniletilenodiamina tetraacético, ácido 3,3-dimetilbutano-1,2-diamina tetraacético, ácido 1,2,3-triaminopropano hexaacético, ácido trimetilenodiaminatetraacético, NTA7 ácido 1,2-ciclohexadiamina tetraacético,ácido glicol etilenodiamina tetraacético, ácido tetralin-2.3-diamina tetraacético, ácido decalin-2,3-diaminatetraacético, ácido ciclohexano 1,2-diamina tetraacético,ácido ciclohexano-1,3-diamina tetraacético, ácidociclohexano-1,4-diamina tetraacético, GLDA, APhthDA, ououtros, ou os vários sais desses em água fresca ou emsalmouras monovalentes com base em cátion para atingirqualquer densidade de solução desejada na faixa de cerca de8,4 a cerca de 25 ppg.
Em uma modalidade, um tampão de perda de fluidocontendo trietileno glicol pode ser introduzido a umasalmoura de 14, 8 ppg de CaBr2 para formar um plugue. Aquantidade de glicol (di-, tri-, ou tetraetileno glicol) aser aplicada em cada tampão pode depender da formaçãoparticular a ser plugada para controle eficaz da perda defluido. Em uma modalidade, um menor volume de glicol podeser seletivamente colocado, a perda de fluido pode sermonitorada, e um volume adicional de glicol pode sersubseqüentemente colocado para formar precipitado adicionalde cálcio-glicol. O monitoramento e colocação podem serrepetidos até que a taxa de perda de fluido esteja em umafaixa aceitável.
Em uma outra modalidade, um tampão de perda de fluidocontendo trietileno glicol pode ser introduzido a umasalmoura de 15,1 ppg de CaCl2/ CaBr2. Em uma outramodalidade, um tampão de perda de fluido contendotrietileno glicol pode ser introduzido a uma salmoura de11,6 ppg de CaCl2. Em uma outra modalidade, um tampão deperda de fluido contendo dietileno glicol pode serintroduzido a uma salmoura de 14,8 ppg de CaBr2. Em umaoutra modalidade, um tampão de perda de fluido contendodietileno glicol pode ser introduzido a uma salmoura de15,1 ppg de CaCl2/CaBr2. Em uma outra modalidade, um tampãode perda de fluido contendo dietileno glicol pode serintroduzido a uma salmoura de 11,6 ppg de CaCl2. Em umaoutra modalidade, um tampão de perda de fluido contendotetraetileno glicol pode ser introduzido a uma salmoura de14,8 ppg de CaBr2. Em uma outra modalidade, um tampão deperda de fluido contendo tetraetileno glicol pode serintroduzido a uma salmoura de 15,1 ppg de CaCl2/CaBr2. Emuma outra modalidade, um tampão de perda de fluido contendotetraetileno glicol pode ser introduzido a uma salmoura de11,6 ppg de CaCl2. Em uma outra modalidade, um tampão deperda de fluido contendo trietileno glicol pode serintroduzido a uma salmoura de 13,0 ppg de CaBr2. Em umaoutra modalidade, um tampão de perda de fluido contendotrietileno glicol pode ser introduzido a uma salmoura de10,9 ppg de CaCl2/CaBr2. Em uma outra modalidade, um tampãode perda de fluido contendo trietileno glicol pode serintroduzido a uma salmoura de 10,9 ppg de CaCl2. Em umaoutra modalidade, um tampão de perda de fluido contendodietileno glicol pode ser introduzido a uma salmoura de13,0 ppg de CaBr2. Em uma outra modalidade, um tampão deperda de fluido contendo dietileno glicol pode serintroduzido a uma salmoura de 10,9 ppg de CaCl2/CaBr2. Emuma outra modalidade, um tampão de perda de fluido contendodietileno glicol pode ser introduzido a uma salmoura de10,9 ppg de CaCl2. Em uma outra modalidade, um tampão deperda de fluido contendo tetraetileno glicol pode serintroduzido a uma salmoura de 13,0 ppg de CaBr2. Em umaoutra modalidade, um tampão de perda de fluido contendotetraetileno glicol pode ser introduzido a uma salmoura de10,9 ppg de CaCl2/CaBr2. Em uma outra modalidade, um tampãode perda de fluido contendo tetraetileno glicol pode serintroduzido a uma salmoura de 10,9 ppg de CaCl2.
Em uma outra modalidade, um tampão de perda de fluidocontendo "slugs" separados de trietileno glicol e 13,0 a14,8 ppg de salmoura de CaBr2 pode ser introduzido a umpoço de petróleo contendo salmoura com base em NaCl ouNaBr. Em uma outra modalidade, um tampão de perda de fluidocontendo "slugs" separados de trietileno glicol e 10,9 a15,1 ppg de salmoura de CaCl2/CaBr2 pode ser introduzido aum poço de petróleo contendo salmoura com base em NaCl ouNaBr. Em uma outra modalidade, um tampão de perda de fluidocontendo "slugs" separados de trietileno glicol e 10,9 a11,6 ppg de salmoura de CaC2 pode ser introduzido a um poçode petróleo contendo salmoura com base em NaCl ou NaBr. Emuma outra modalidade, um tampão de perda de fluido contendo"slugs" separados de dietileno glicol e 13,0 a 14.8 ppg desalmoura de CaBr2 pode ser introduzido a um poço depetróleo contendo salmoura com base em NaCl ou NaBr. Em umaoutra modalidade, um tampão de perda de fluido contendo"slugs" separados de dietileno glicol e 10,9 a 15,1 ppg desalmoura de CaCl2/CaBr2 pode ser introduzido a um poço depetróleo contendo salmoura com base em NaCl ou NaBr. Em umaoutra modalidade, um tampão de perda de fluido contendo"slugs" separados de dietileno glicol e 10,9 a 11,6 ppg desalmoura de CaCl2 pode ser introduzido a um poço depetróleo contendo salmoura com base em NaCl ou NaBr. Em umaoutra modalidade, um tampão de perda de fluido contendo"slugs" separados de tetraetileno glicol e 13,0 a 14,8 ppgde salmoura de CaBr2 pode ser introduzido a um poço depetróleo contendo salmoura com base em NaCl ou NaBr. Em umaoutra modalidade, um tampão de perda de fluido contendo"slugs" separados de tetraetileno glicol e 10,9 a 15,1 ppgde salmoura de CaCl2/CaBr2 pode ser introduzido a um poçode petróleo contendo salmoura com base em NaCl ou NaBr. Emuma outra modalidade, um tampão de perda de fluido contendo"slugs" separados de tetraetileno glicol e 10,9 a 11,6 ppgde salmoura de CaCl2 pode ser introduzido a um poço depetróleo contendo salmoura com base em NaCl ou NaBr.
EXEMPLO
Uma de salmoura de CaBr2 de 14,2 ppg reagiu comdietileno glicol para formar uma composição sólida deacordo com uma modalidade aqui revelada. FIG. 1 mostra umespectro de difração de raios X do sólido formado a partirda reação entre dietileno glicol e 14,2 ppg de salmoura deCaBr2. Os picos no espectro mostrado na FIG. 1 foramcomparados com aqueles de compostos conhecidos encontradosnos bancos de dados de identificação de compostosatualmente disponíveis, e nenhum dos espectros daquelescompostos conhecidos combina com o espectro mostrado naFIG. 1. A partir desse espectro, parece que a composição dematéria produzida quando dietileno glicol reage com 14,2ppg de salmoura de CaBr2 é uma nova composição.
A partir da determinação de que a reação entredietileno glicol e uma salmoura de CaBr2 de 14,2 ppg produzuma nova composição, também é excluído que aquelas novascomposições de matéria serão produzidas, por exemplo,quando trietileno glicol reage com uma salmoura de CaBr2 de13.0 a 14,8 ppg, quando trietileno glicol reage com 10,9 a15.1 ppg de salmoura de CaCl2/CaBr2, quando trietilenoglicol reage com 10,9 a 11,6 ppg de salmoura de CaCl2,quando dietileno glicol reage com 13,0 a 14,8 ppg desalmoura de CaBr2, quando dietileno glicol reage com 10,9 a15,1 ppg de salmoura de CaCl2/CaBr2, quando dietilenoglicol reage com 10,9 a 11,6 ppg de salmoura de CaCl2,quando tetraetileno glicol reage com 13,0 a 14,8 ppg desalmoura de CaBr2, quando tetraetileno glicol reage com10,9 a 15,1 ppg de salmoura de CaCl2/CaBr2, e quandotetraetileno glicol reage com 10,9 a 11,6 ppg de salmourade CaCl2.
Vantajosamente, as modalidades da presente invençãofornecem aditivo de perda de fluido que podem reduzir oueliminar substancialmente a perda de fluido para a formaçãoem um poço de petróleo contendo salmoura. A formação docomplexo cálcio-salmoura também pode permitir um tratamentode desvio temporário e seletivo, em que o controle de perdade fluido pode ser seletivamente aplicado a segmentosparticulares dos poços de petróleo ou zonas da formação. Asolubilidade em água do complexo cálcio-salmoura permite umplugue que pode ser lentamente removido pelo tempo sem aadição de quaisquer seccionadores ou facilmente removívelcom a adição de um fluido do seccionador sem exposição daformação ou ferramentas de escavação, telas, válvulas etc.,a condições adversas que podem causar dano permanente àformação, instabilidade do poço de petróleo, ou corrosão dametalurgia de construção de poço de petróleo. O complexotambém pode possuir estabilidade em altas temperaturas semameaça de degradação de polímero.
Embora a invenção tenha sido descrita com relação a umnúmero limitado de modalidades, aqueles habilitados natécnica, tendo o benefício dessa revelação, perceberão quepodem ser desenvolvidas outras modalidades que não fujam doescopo da invenção como aqui revelado. Portanto, o escopoda invenção deve ser limitado apenas pelas reivindicaçõesanexadas.
Claims (13)
1. Método de tratamento de um poço, caracterizadopor compreender:colocação seletivamente de um tampão de perda defluido no poço, em que o tampão de perda de fluidocompreende pelo menos um de dietileno glicol, trietilenoglicol, e tetraetileno glicol, e em que pelo menos um dedietileno glicol, trietileno glicol, e tetraetileno glicolreage com a salmoura de cálcio presente no poço para formarum plugue.
2. Método, de acordo com a reivindicação 2,caracterizado pelo fato de que a salmoura de cálciocompreende pelo menos um de CaCl2 e CaBr2.
3. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de que o poço compreende pelo menosuma zona problemática que contém hidrocarboneto e pelomenos uma zona não problemática, e em que a colocaçãoseletiva compreende a colocação do tampão de perda defluido em pelo menos uma zona não problemática.
4. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de que o plugue compreende umproduto de uma reação entre Ions de cálcio e glicol.
5. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado por também compreender:injeção de um fluido do seccionador no poço, o fluidodo seccionador compreendendo pelo menos um de EDTA, DTPA,TTHA, PDTA, ácido 1-feniletilenodiamina tetraacético, ácido-3,3-dimetilbutano-1,2-diamina tetraacético, ácido 1,2,3-triaminopropano hexaacético, ácido trimetilenodiaminatetraacético, NTA, ácido 1,2-ciclohexadiamina tetraacético,ácido glicol etilenodiamina tetraacético, ácido tetralin--2 , 3-diamina tetraacético, ácido decalin-2,3-diaminatetraacético, ácido ciclohexano 1,2-diamina tetraacético,ácido ciclohexano-1,3-diamina tetraacético, ácidociclohexano-1,4-diamina tetraacético, GLDA, APhthDA, e saisdesses.
6. Método, de acordo com a reivindicação 7,caracterizado por também compreender:a remoção do plugue do poço.
7. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado por também compreender:a perfuração do poço com a salmoura de cálcio.
8. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado por também compreender:injeção da salmoura de cálcio no poço antes dacolocação seletiva do tampão de perda de fluido.
9. Método, de acordo com a reivindicação 8,caracterizado por também compreender:injeção da salmoura de cálcio adicional no poço depoisda colocação seletiva do tampão de perda de fluido; ecolocação seletiva de um tampão de perda de fluidoadicional no poço, em que o tampão de perda de fluidoadicional compreende pelo menos um de dietileno glicol,trietileno glicol e tetraetileno glicol.
10. Método de tratamento de um poço, caracterizadopor compreender:colocação seletiva de um tampão de perda de fluido nopoço, em que o tampão de perda de fluido compreende pelomenos um de dietileno glicol, trietileno glicol, etetraetileno glicol, e em que pelo menos um de dietilenoglicol, trietileno glicol, e tetraetileno glicol reage comuma salmoura de cálcio presente no poço para formar umplugue, em que a salmoura de cálcio compreende pelo menosum de CaCl2 e CaBr2.
11. Método, de acordo com a reivindicação 10,caracterizado pelo fato de que o poço compreende pelo menosuma zona problemática que contém hidrocarboneto e pelomenos uma zona não problemática, e em que a colocaçãoseletiva compreende a colocação do tampão de perda defluido em pelo menos uma zona não problemática.
12. Método, de acordo com a reivindicação 10,caracterizado por também compreender:injeção de um fluido do seccionador no poço, o fluidodo seccionador compreendendo pelo menos um de EDTA, DTPA,TTHA, PDTA, ácido 1-feniletilenodiamina tetraacético, ácido- 3,3-dimetilbutano-l,2-diamina tetraacético, ácido 1,2,3-triaminopropano hexaacético, ácido trimetilenodiaminatetraacético, NTA, ácido 1,2-ciclohexadiamina tetraacético,ácido glicol etilenodiamina tetraacético, ácido tetralin-- 2,3-diamina tetraacético, ácido decalin-2,3-diaminatetraacético, ácido ciclohexano 1,2-diamina tetraacético,ácido ciclohexano-1,3-diamina tetraacético, ácidociclohexano-1,4-diamina tetraacético, GLDA, APhthDA, e saisdesses.
13. Composição caracterizada por ser obtida pormistura de salmoura de cálcio e pelo menos um de dietilenoglicol, trietileno glicol e tetraetileno glicol, em que asalmoura de cálcio compreende pelo menos um de CaBr2 e CaCl2-
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