BRPI0715215A2

BRPI0715215A2 - mÉtodos para tratar uma porÇço de uma formaÇço subterrÂnea, para posicionar uma enchimento de cascalho em uma porÇço de uma formaÇço subterrÂnea, para produzir hidrocarbonetos a partir de uma formaÇço subterrÂnea, e para preparar um fluido de tratamento viscosificado

Info

Publication number: BRPI0715215A2
Application number: BRPI0715215-9A
Authority: BR
Inventors: Thomas D Welton; Richard W Pauls
Original assignee: Halliburton Energy Serv Inc
Priority date: 2006-09-28
Filing date: 2007-09-24
Publication date: 2013-06-11
Also published as: US20080078545A1; AU2007301712A1; RU2009115862A; WO2008037973A1

Abstract

MÉTODOS PARA TRATAR UMA PORÇçO DE UMA FORMAÇçO SUBTERRÂMEA, PARA POSICIONAR UM ENCHIMENTO DE CASCALHO EM UMA PORÇçO DE UMA FORMAÇçO SUBTERRÂNEA, PARA PRODUZIR HIDROCARBONETOS A PARTIR DE UMA FORMAÇçO SUBTERRÂNEA, E PARA PREPARAR UM FLUIDO DE TRATAMENTO VISCOSIFICADO. A presente invenção refere-se aos fluidos de tratamento viscosificados usados em operações de estimulação e completação de poço para produção de óleo e gás, e mais particularmente, aos fluidos de tratamento viscosificados compreendendo agentes geleificantes de xantana. Em uma modalidade, a presente invenção proporciona um método para tratar uma porção de uma formação subterrânea compreendendo as etapas de: proprocionar um fluido de tratamento viscosificado que compreende água e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada; e tratar a porção da formação subterrãnea. A presente invenção também proporciona metodos de fraturamento, de enchimento com cascalho, acidificação com os fluídos de tratamento viscosificados. também são proporcionadas composições de fluido de tratamento viscosificado e composições de agente geleificante.

Description

"MÉTODOS PARA TRATAR UMA PORÇÃO DE UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA, PARA POSICIONAR UM ENCHIMENTO DE CASCALHO EM UMA PORÇÃO DE UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA, PARA PRODUZIR HIDROCARBONETOS A PARTIR DE UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA, E PARA PREPARAR UM FLUIDO DE TRATAMENTO VISCOSIFICADO" REFERÊNCIA CRUZADA AOS PEDIDOS RELACIONADOS Não aplicável

DECLARAÇÃO RELACIONADA AO DESENVOLVIMENTO OU À PESQUISA FEDERALMENTE SUBISIDIADO(A)

Não aplicável REFERÊNCIA AO APÊNDICE DE MICROFICHA

Não aplicável FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO A presente invenção refere-se aos fluidos de tratamento

viscosificados usados em operações de estimulação e completação de poço de campo de óleo, e mais particularmente, aos fluidos de tratamento viscosificados compreendendo agentes geleificantes de xantana, e ao seu uso em tais operações de campo de óleo. Em operações de estimulação e completação de poço, fluidos

de tratamento viscosificados são muitas vezes usados para transportar particulados para dentro de formações subterrâneas para vários propósitos, e.g., para liberar particulados em uma localização desejada dentro de um furo de poço. Exemplos de operações subterrâneas que usam tais fluidos de tratamento viscosificados incluem operações de manutenção e completação tais como fraturamento, enchimento com cascalho, recheio de fratura, acidiflcação, fraturamento ácido, e formação de lama viscosa contra perda de fluido.

Em fraturamento, por exemplo, um fluido de fraturamento viscosificado é usado para transportar agente de escoramento para fraturas dentro da formação, inter alia, para manter a integridade daquelas fraturas para intensificar o fluxo de fluidos desejados para um furo de poço. Em operações de controle de areia, por exemplo, operações de enchimento com cascalho, uma tela, um revestimento interno ranhurado, ou outro dispositivo mecânico é muitas vezes posicionada(o) em uma porção de um furo de poço. Um fluido viscosificado para enchimento com cascalho é usado para depositar particulados, muitas vezes chamados de cascalho, dentro do ânulo entre o dispositivo mecânico e a formação ou revestimento para inibir o fluxo de particulados de uma porção da formação subterrânea para o furo de poço.

Os fluidos de tratamento viscosifícados usados em operações subterrâneas são muitas vezes fluidos aquosos compreendendo agentes geleificantes que aumentam as viscosidades dos fluidos de tratamento, inter alia, para aumentar a capacidade dos fluidos de tratamento para suspender areia ou outro material particulado. Estes agentes geleificantes são tipicamente polissacarídeos que quando hidratados e em uma concentração suficiente são capazes de formarem uma solução viscosa. Um agente geleificante de polissacarídeo comumente usado é xantana. Xantana muitas vezes é um agente geleificante preferido porque proporciona, inter alia, propriedades de transporte de areia vantajosas, viscosidade de longa duração, características tixotrópicas desejáveis, e propriedades de quebra eficientes a um fluido de tratamento viscosificado no qual é adicionado. SUMÁRIO DA INVENÇÃO

A presente invenção refere-se aos fluidos de tratamento viscosifícados usados em operações de estimulação ou completação de poço, e mais particularmente, aos fluidos de tratamento viscosifícados compreendendo agentes geleificantes de xantana, e ao seu uso em tais operações de campo de óleo.

Em uma modalidade, a presente invenção proporciona um método para tratar uma porção de uma formação subterrânea compreendendo as etapas de: proporcionar um fluido de tratamento viscosificado que compreende água e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada, tal como xantana não-acetilada e/ou não-piruvilada; e tratar a porção da formação subterrânea. Como aqui usado, não-acetilada significa ter menos grupos acetila do que a xantana típica, seja a diferença o resultado de engenharia genética ou seleção de planta ou o resultado de tratamento químico de uma xantana típica. Similarmente, não-piruvilada significa ter menos grupos piruvila, seja a diferença o resultado de engenharia genética ou seleção de planta ou o resultado de tratamento químico de uma xantana típica. Como aqui usado, não-piruvilada e não-acetilada são intencionados para incluírem despiruvilada e desacetilada, respectivamente.

Em outra modalidade, a presente invenção proporciona um método para posicionar um enchimento de cascalho em uma porção de uma formação subterrânea compreendendo: proporcionar um fluido viscosificado para enchimento com cascalho que compreende cascalho, água, e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada; e contatar a porção da formação subterrânea com o fluido viscosificado para enchimento com cascalho de modo a posicionar um enchimento de cascalho em uma ou próximo de uma porção da formação subterrânea.

Em uma modalidade, a presente invenção proporciona um método de fraturar uma porção de uma formação subterrânea compreendendo: proporcionar um fluido de fraturamento viscosificado que compreende água e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada; e contatar a porção da formação subterrânea com o fluido viscosificado de fraturamento em uma pressão suficiente para criar ou aumentar pelo menos uma fratura na formação subterrânea.

Em outra modalidade, a presente invenção proporciona um método para produzir hidrocarbonetos a partir de uma formação subterrânea compreendendo usar um fluido de tratamento viscosificado que compreende água e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada em uma operação de manutenção ou de completação de poço.

Em outra modalidade, a presente invenção proporciona um método para produzir hidrocarbonetos a partir de uma formação subterrânea compreendendo usar um fluido de tratamento viscosificado que compreende água e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada em uma operação de manutenção ou de completação de poço, e a formação subterrânea tem uma temperatura de fundo de poço de cerca de -1,10C a cerca de 204°C.

Em outra modalidade, a presente invenção proporciona um fluido de tratamento viscosificado compreendendo salmoura e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada.

A presente invenção proporciona um fluido de tratamento compreendendo água e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada para uso em uma operação de estimulação ou completação de poço.

Em uma modalidade, a presente invenção proporciona um método para preparar um fluido de tratamento viscosificado compreendendo as etapas de: dispersar um agente geleificante que compreende uma xantana modificada em uma salmoura com cisalhamento adequado para totalmente dispersar o agente geleificante na mesma para formar uma mistura de salmoura e agente geleificante; misturar a mistura de salmoura e agente geleificante com salmoura adicional; permitir que a xantana modificada totalmente se hidrate na mistura de salmoura e agente geleificante para formar um fluido de tratamento viscosificado.

As características e vantagens da presente invenção serão prontamente evidentes para aqueles pessoas experientes na arte sob uma leitura da descrição das modalidades preferidas que seguem. DESCRIÇÃO DAS MODALIDADES PREFERIDAS

Em certas modalidades, a presente invenção proporciona composições e métodos que são especialmente adequados para uso em furo de poços compreendendo temperaturas de fundo de poço ("BHTs") de cerca de - 1,10C a cerca de 204°C. Como conhecido por uma pessoa ordinariamente experiente na arte, a temperatura de circulação de fundo de poço pode estar abaixo da BHT do furo de poço, contudo, a BHT pode ser indicativa da temperatura de um fluido de tratamento circulado no fundo de poço durante o tratamento. As temperaturas às quais os fluidos são submetidos podem afetar suas propriedades de transporte de particulado, dependendo da concentração do agente geleificante de xantana no fluido bem como outros componentes. Uma vantagem da presente invenção é que as propriedades de transporte de particulado dos fluidos da presente invenção são excepcionais pelo fato de que, em certas modalidades, os fluidos podem manter particulados em suspensão quase perfeita sob condições estáticas em temperaturas elevadas por muitas horas, possivelmente vários dias.

Outra vantagem das muitas vantagens dos fluidos da presente invenção é que são fluidos tixotrópicos.

Os fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção geralmente compreendem água e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada.

O termo "xantana modificada" como aqui usado significa uma xantana que tem sido tratada, quer química, geneticamente, quer diferentemente, para modificar ou alterar a estrutura polimérica normal da xantana. Duas modificações preferíveis estão onde uma porção de (ou todos) os grupos acetila e/ou os grupos piruvato tem sido removido(s).

Xantanas modificadas adequadas geralmente exibem reologia pseudoplástica (comportamento cisalhante reversível). Xantanas modificadas adequadas também são geralmente solúveis em água quente ou fria, e são estáveis sobre uma faixa de pHs e temperaturas. Adicionalmente, são compatíveis com e estáveis em sistemas contendo sais, e.g., se hidratarão totalmente em sistemas compreendendo sais. Além disso, xantanas modificadas adequadas devem proporcionar suspensão boa de particulados muitas vezes usadas em aplicações subterrâneas, tais como agente de escoramento ou cascalho. Xantanas preferidas devem ter filtrabilidade boa. Por exemplo, no enchimento com cascalho uma xantana modificada desejável preferivelmente tem uma vazão de fluxo de pelo menos cerca de 200 mL em 2 minutos na temperatura ambiente em um teste de filtração de laboratório em um Filtro-Prensa Baroid Filter usando 276 kPa de pressão diferencial e um papel de filtro Whatman de 11 cm tendo um tamanho de poro de 2,7 .mu. Um exemplo de uma xantana desacetilada adequada para uso conjuntamente com as composições e os métodos da presente invenção está comercialmente disponíveis em Degussa. Em algumas modalidades, xantanas modificadas adequadas

podem ser tratadas para ajudar a remover fragmentos do polímero de xantana modificada. Por exemplo, uma enzima como é conhecida na arte para tratar xantana normal pode ser usada para tratar uma xantana modificada para remover fragmentos. Isto pode ser particularmente vantajoso para uso da xantana modificada em uma salmoura. Em certas modalidades preferidas, os fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção compreendem uma salmoura e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada.

Opcionalmente, o agente geleificante da presente invenção pode compreender um biopolímero adicional se o uso da xantana modificada e do biopolímero produz um resultado desejável, e.g., um efeito sinérgico. Biopolímeros adequados podem incluir polissacarídeos e/ou seus derivados. Dependendo da aplicação, um biopolímero pode ser mais adequado do que outro. Uma pessoa ordinariamente experiente na arte com o benefício desta descrição será capaz de determinar se um biopolímero deve ser incluído para uma aplicação particular baseada, por exemplo, na viscosidade desejada do fluido de tratamento viscosificado e na temperatura de fundo de poço ("BHT") do ftiro de poço.

A quantidade de agente geleificante usada nos fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção pode variar de cerca de 2,4 kg/ML a cerca de 12,0 kg/ML. Em outras modalidades, a quantidade de agente geleificante incluída nos fluidos de tratamento da presente invenção pode variar de cerca de 3,6 kg/ML a 9,6 kg/ML. Em uma modalidade preferida, cerca de 7,2 kg/ML de um agente geleificante são incluídos em uma modalidade de um fluido de tratamento da presente invenção. Deve ser observado que em furos de poço compreendendo BHTs de 93,3 0C ou maior, 8,4 kg/ML ou maior de agente geleificante podem ser beneficamente usados em um fluido de tratamento da presente invenção.

Os fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção podem variar amplamente em densidade. Uma pessoa ordinariamente experiente na arte com o benefício desta descrição reconhecerá a densidade particular que é mais apropriada para uma aplicação particular. Em certas modalidades preferidas, os fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção terão uma densidade de cerca de 1,0 gramas por centímetro cúbico

3 ι

("g/cm ) a cerca de 2,30 g/cm . A densidade desejada para um fluido de tratamento viscosificado particular pode depender de características da formação subterrânea, incluindo, inter alia, a pressão hidrostática exigida para controlar os fluidos da formação subterrânea durante posicionamento dos fluidos de tratamento viscosificados. Os tipos de sais ou salmouras usados para alcançar a densidade desejada do fluido de tratamento viscosificado pode ser escolhido baseado em fatores tais como compatibilidade com a formação, temperatura de cristalização, e compatibilidade com outros fluidos de tratamento e/ou de formação. Disponibilidade e impacto ambiental também podem afetar esta escolha. Em certas modalidades, o fluido de tratamento viscosifícado pode ser espumado com um gás, tal como nitrogênio ou dióxido de carbono.

Uma salmoura adequada para uso nos fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção com uma xantana modificada pode incluir salmouras de sais de cátions monovalentes, que podem ser de qualquer peso até a saturação do sal. Salmouras que compreendem cátions divalentes ou trivalentes, e.g., magnésio, cálcio, ferro, em algumas concentrações e em alguns níveis de pH podem causar reticulação indesejável de um polímero de xantana normal, e em uma extensão menor de um polímero de xantana modificada.

Se é usada uma fonte de água que contém tais cátions divalentes ou trivalentes em concentrações suficientemente altas para serem problemáticas até mesmo para a xantana modificada, então a concentração de tais sais divalentes ou trivalentes pode ser reduzida ou completamente removida. Tais cátions podem ser reduzidos ou removidos, por exemplo, por um processo tal como osmose reversa ou por elevação do pH da água com o propósito de precipitar tais sais divalentes para diminuir a concentração de tais sais na água antes de a água ser usada. Outro método para remover tais íons é incluir um agente quelante para quimicamente ligar os íons problemáticos para prevenir suas interações indesejáveis com a xantana modificada. Quelantes adequados incluem, mas não são limitados a, ácido cítrico ou citrato de sódio. Outros agentes quelantes também são adequados.

Exemplos de salmouras adequadas incluem salmouras monovalentes tais como salmouras de cloreto de sódio, salmouras de brometo de sódio, salmouras de brometo de potássio, salmouras de cloreto de potássio, salmouras de nitrato de sódio, salmouras de formiato de potássio, salmouras de formiato de césio, e semelhante, e qualquer mistura das mesmas em qualquer proporção. Em adição, contudo, as xantanas modificadas podem ser mais facilmente hidratadas com outras salmouras de cátions divalentes e trivalentes tais como salmouras de brometo de cálcio; salmouras de brometo de zinco; salmouras de cloreto de cálcio, misturas das mesmas, e semelhante, e qualquer mistura das mesmas em qualquer proporção. A salmoura escolhida deve ser compatível com a formação e deve ter uma densidade suficiente para proporcionar o grau apropriado de controle de poço. Sais adicionais podem ser adicionados em uma fonte de água, e.g., para proporcionar uma salmoura. Os sais adicionados podem ser usados para ajudar a formular um fluido de tratamento viscosificado resultante tendo uma densidade desejada.

Uma salmoura adequada preferida é água do mar. Os agentes geleificantes da presente invenção podem ser usados bem sucedidamente com água do mar.

Em certas modalidades, os fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção também podem compreender outros sais, aditivos de controle de pH, tensoativos, agentes fragmentadores, bactericidas, reticulantes, aditivos de controle contra perda de fluido, estabilizadores, quelantes, gases, solventes mútuos, fibras, agentes de escoramento, inibidores de corrosão, ácidos, bases, oxidantes, redutores, inibidores de incrustação, combinações dos mesmos, ou semelhante.

Um sal pode ser incluído nos fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção para muitos propósitos diferentes de aumento da densidade do fluido. Por exemplo, um sal também pode ser incluído por razões relacionadas com a compatibilidade do fluido de tratamento viscosificado com a formação e os fluidos da formação. Para determinar se um sal pode ser beneficamente usado para propósitos de compatibilidade, um teste de compatibilidade pode ser realizado para identificar problemas de compatibilidade potenciais. De tais testes, uma pessoa ordinariamente experiente na arte será capaz de determinar se e qual sal deve ser incluído em um fluido de tratamento viscosificado da presente invenção. Sais adequados incluem, mas sem limitação a, brometo de cálcio, brometo de zinco, cloreto de cálcio, cloreto de sódio, brometo de sódio, brometo de potássio, cloreto de potássio, nitrato de sódio, formiato de potássio, formiato de sódio, formiato de césio, misturas dos mesmos, e semelhante. Independente do propósito para adicionar outro sal, contudo, cátions divalentes e trivalentes ainda podem ser de interesse.

Opcionalmente, os fluidos de tratamento podem incluir um material para retardar o movimento do agente de escoramento ou de finos. Por exemplo, materiais é da forma de fibras, flocos, fitas, glóbulos, cavacos, plaquetas e semelhante que compreendem vidro, cerâmica, compósitos de carbono, polímeros naturais e sintéticos, resinas, ou metais e semelhante podem ser misturados com o fluido de peso moléculas baixo e agente de escoramento. Uma descrição mais detalhada de tais materiais é mostrada, por exemplo em Patentes U.S. de N0 5.330.005; 5.439.055; e 5.501.275, que são aqui incorporadas como referências. Os fluidos de tratamento podem incluir uma resina ou

revestimento de resina sobre agente de escoramento ou cascalho. Um exemplo de resinas adequadas incluem aquelas que estão comercialmente disponíveis na Halliburton Energy Services, Inc. sob o nome comercial Expedite® Service.

Alternativamente, ou em adição a tais outras resinas ou

revestimentos de resina, um material compreendendo um composto pegajoso pode ser misturado com os fluido de peso molecular baixo ou os particulados agentes de escoramento para revestir pelo menos uma porção dos particulados agentes de escoramento, ou outros materiais sólidos idênticos acima, de tal modo que o material revestido e os particulados adjacentes ao mesmo adiram juntos para formarem aglomerados que podem formar ponte na fratura criada para prevenir o fluxo de volta de particulados. Um exemplo de compostos pegajosos adequados incluem aqueles que estão comercialmente disponíveis na Halliburton Energy Services, Inc. sob o nome comercial e SandWedge® Conductivity Enhancement Service. O composto pegajoso também pode ser introduzido na formação com o fluido de peso molecular baixo antes da ou após a introdução dos particulados agentes de escoramento na formação. O material revestido pode ser efetivo em inibição do fluxo de volta do particulado fino no enchimento com agente de escoramento tendo um tamanho variando de cerca daquele do agente de escoramento a menor do que cerca de malha 60. O agente de escoramento revestido ou outro material revestido é eficaz na consolidação de particulados finos na formação na forma de aglomerados para prevenir o movimento dos finos durante produção dos fluidos da formação do furo de poço subseqüente ao tratamento. Uma descrição mais detalhada do uso de tais compostos pegajosos e métodos de uso deles é mostrada em Patentes U.S. de N0 5.775.415; 5.787.986; 5.833.000; 5.839.510; 5.871.049; 5.853.048; e 6.047.772. e 6.209.643 que são aqui incorporadas como referências às mesmas. Ademais, compostos pegajosos aquosos podem ser usados como previsto nos Pedidos de Patente U.S. de N0 20050277554, 20050274517, 20050092489, e 20050059558, que são aqui incorporados como referências aos mesmos.

Aditivos de controle de pH adequados, em certas modalidades, podem compreender bases, agentes quelantes, ácidos, ou combinações de agentes quelantes e ácidos ou bases. Um aditivo de controle de pH pode ser necessário para manter o pH do fluido de tratamento em um nível desejado, e.g., para melhorar a efetividade de certos agentes fragmentadores e para reduzir corrosão sobre qualquer metal presente no furo de poço ou na formação, etc. Em alguns casos, pode ser benéfico manter o pH neutro ou acima de 7.

Em algumas modalidades, o aditivo de controle de pH pode ser um agente quelante. Quando adicionado nos fluidos de tratamento da presente invenção, um tal agente quelante pode quelar qualquer íons dissolvido (ou outro cátion divalente ou trivalente) que pode estar presente na água. Tal quelante pode prevenir que tais íons reticulem as moléculas de agente geleificante. Tal reticulação pode ser problemática porque, inter alia, pode causar problemas de filtração severos. Qualquer agente quelante adequado pode ser usado com a presente invenção. Exemplos de agentes quelantes adequados incluem, mas não são limitados a, uma forma anidra de ácido cítrico, comercialmente disponíveis sob o nome comercial agente sequestrante de ferro Fe-2™ da Halliburton Energy Services, Inc., de Duncan, Oklahoma. Outro exemplo de um agente quelante adequado é uma solução de ácido cítrico dissolvido em água, comercialmente disponível sob o nome comercial agente tamponante Fe-2A ™ de Halliburton Energy Services, Inc., de Duncan, Oklahoma. Outro exemplo de um agente quelante adequado é citrato de sódio, comercialmente disponível sob o nome comercial FDP-S714-04 da Halliburton Energy Services, Inc. de Duncan, Oklahoma. Outros agentes quelantes que são adequados para uso com a presente invenção incluem, inter alia, ácido nitrilo-triacético e qualquer forma de ácido etileno-diamino- tetraacético ("EDTA") ou seus sais. Geralmente, o agente quelante está presente em uma quantidade suficiente para prevenir reticulação das moléculas de agente geleificante por qualquer ferro livre (ou qualquer outro cátion divalente ou trivalente) que pode estar presente. Em uma modalidade, o agente quelante pode estar presente em uma quantidade de cerca de 0,02% a cerca de 2,0% em peso do fluido de tratamento. Em outra modalidade, o agente quelante está presente em uma quantidade dentro da faixa de cerca de 0,02% a cerca de 0,5% em peso do fluido de tratamento. Uma pessoa ordinariamente experiente na arte com o benefício desta invenção será capaz de determinar a concentração apropriada de agentes quelantes para uma aplicação particular.

Em outra modalidade, o aditivo de controle de pH pode ser um ácido. Qualquer ácido conhecido pode ser adequado com os fluidos de tratamento da presente invenção. Exemplos de ácidos adequados incluem, inter alia, ácido clorídrico, ácido acético, ácido fórmico, e ácido cítrico.

O aditivo de controle de pH também pode compreender uma base para elevar o pH do fluido de tratamento viscosificado. Geralmente, uma base pode ser usada para elevar o pH da mistura para maior do que ou igual a 7. Ao se ter o nível de pH em ou acima de 7 pode ter um efeito positivo sobre um agente fragmentador escolhido sendo usado. Este tipo de pH também pode inibir a corrosão de quaisquer metais presentes no furo de poço ou na formação, tal como tubulação, telas de areia, etc. Qualquer base conhecida que é compatível com os agentes geleificantes da presente invenção pode ser usada nos fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção. Exemplos de bases adequadas incluem, mas não são limitados a, hidróxido de sódio, carbonato de potássio, hidróxido de potássio e carbonato de sódio. Um exemplo de uma base adequada é uma solução de hidróxido de sódio 25% comercialmente disponível da Halliburton Energy Services, Inc., de Duncan, Oklahoma, sob o nome comercial agente de controle de pH MO-67™. Outro exemplo de uma solução de base adequada de carbonato de potássio comercialmente disponível da Halliburton Energy Services, Inc., de Duncan, Oklahoma, sob o nome comercial agente tamponante BA-40L™. Uma pessoa ordinariamente experiente na arte com o benefício desta invenção reconhecerá as bases adequadas que podem ser usadas para alcançar uma elevação de pH desejada.

Em ainda outra modalidade, o aditivo de controle de pH pode compreender uma combinação de um ácido e um agente quelante ou uma base e um agente quelante. Tais combinações podem ser adequadas quando, inter alia, a adição de um agente quelante (em uma quantidade suficiente para quelar o ferro presente) é em si mesmo insuficiente para alcançar o nível de pH desejado.

Em algumas modalidades, os fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção podem incluir tensoativos, e.g., para melhorar a compatibilidade dos fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção com outros fluidos (como quaisquer fluidos de formação) que podem estar presentes no furo de poço. Um técnico ordinariamente experiente com o benefício desta invenção será capaz de identificar o tipo de tensoativo bem como a concentração apropriada de tensoativo a ser usada. Tensoativos adequados podem ser usados em uma forma de líquido ou de pó. Onde usados, os tensoativos estão presentes no fluido de tratamento viscosificado em uma quantidade suficiente para prevenir incompatibilidade com fluidos de formação ou fluidos do furo de poço. Em uma modalidade onde tensoativos líquidos são usados, os tensoativos estão geralmente presentes em uma quantidade dentro da faixa de cerca de 0,01% a cerca de 5,0% em volume do fluido de tratamento viscosifícado. Em uma modalidade, os tensoativos estão presentes em uma quantidade dentro da faixa de cerca de cerca de 0,1% a cerca de 2,0% em volume do fluido de tratamento viscosifícado. Em modalidades onde tensoativos em pó estão presentes, os tensoativos podem estar presentes em uma quantidade dentro da faixa de cerca de 0,001% a cerca de 0,5%) em peso do fluido de tratamento viscosifícado. Exemplos de tensoativos adequados são não-emulsificadores comercialmente disponíveis na Halliburton Energy Services, Inc., de Duncan, Oklahoma sob os nomes comerciais não-emulsifícador não-iônico LOSURF- 2S9™, tensoativo não-iônico "LOSURF-300M™, e tensoativo LOSURF- 400™. Outro exemplo de um tensoativo adequado é um não-emulsifícador comercialmente disponível da Halliburton Energy Services, Inc., de Duncan, Oklahoma, sob o nome comercial Tensoativo NEA-96M™. Deve ser observado que pode ser benéfico adicionar um tensoativo em um fluido de tratamento viscosifícado da presente invenção enquanto aquele fluido estiver sendo bombeado buraco abaixo para ajudar a eliminar a possibilidade de espumação dentro do equipamento de tensoativo.

Em algumas modalidades, os fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção podem conter bactericidas para proteger ambos a formação subterrânea e também o fluido de tratamento viscosificado do ataque por bactérias. Tais ataques podem ser problemáticos porque podem diminuir a viscosidade do fluido de tratamento viscosificado, resultando em desempenho insatisfatório, tais como propriedades de suspensão de areia insatisfatórias, por exemplo. Quaisquer bactericidas conhecidos na arte estão incluídos. Um técnico ordinariamente experiente com o benefício desta invenção será capaz de identificar um bactericida adequado e a concentração apropriada de tal bactericida para uma dada concentração. Onde usados, tais bactericidas estão presentes em uma quantidade suficiente para destruir todas as bactérias que possam estar presentes. Exemplos de bactericidas adequados incluem, mas não são limitados a, uma 2,2-dibromo-3-nitrilo-propionamida, comercialmente disponível sob o nome comercial biocida BESS da Halliburton Energy Services, Inc., de Duncan, Oklahoma, e um 2-bromo-2- nitro-l,3-propanodiol comercialmente disponível sob o nome comercial biocida BE-6 da Halliburton Energy Services, Inc., de Duncan, Oklahoma. Em uma modalidade, os bactericidas estão presentes no fluido de tratamento viscosificado em uma quantidade dentro da faixa de cerca de 0,001% a cerca de 0,003% em peso do fluido de tratamento viscosificado. Outro exemplo de um bactericida adequado é uma solução de hipoclorito de sódio, comercialmente disponível sob o nome comercial composto químico "CAT- 1" da Halliburton Energy Services, Inc., de Duncan, Oklahoma. Em certas modalidades, tais bactericidas podem estar presentes no fluido de tratamento viscosificado em uma quantidade dentro da faixa de cerca de 0,01% a cerca de 0,1% em volume do fluido de tratamento viscosificado. Em certas modalidades preferidas, quando bactericidas são usados nos fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção, são adicionados no fluido de tratamento viscosificado antes de o agente geleificante ser adicionado.

Os fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção também podem opcionalmente compreender um agente reticulante para reticular a xantana modificada do agente geleificante no fluido de tratamento viscosificado. Reticulação pode ser desejável em temperaturas mais altas e/ou quando pode ser necessário que as propriedades de suspensão de areia de um fluido particular da presente invenção sejam alteradas para um propósito particular. Agentes reticulantes adequados incluem, mas não são limitados a, combinação de agentes fragmentadores de reticulante do tipo mostrado em Patente U.S. de N0 7.090.015 publicada aos 15 de Agosto de 2006, que é aqui incorporada como referência, derivados de ferro férrico; derivados de magnésio; e semelhante. Qualquer agente reticulante que é compatível com a xantana modificada no agente geleificante pode ser usado. Uma pessoa ordinariamente experiente na arte com o benefício desta invenção reconhecerá quando tais agentes reticulantes são apropriados e qual agente reticulante particular será mais adequado. Os fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção

também podem compreender agentes fragmentadores capazes de reduzir a viscosidade do fluido de tratamento viscosificado em um tempo desejado. Exemplos de tais agentes fragmentadores adequados para fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção incluem, mas não são limitados a, peróxidos, perssulfatos, perborato, hipocloritos, cloritos de sódio, incluindo peróxidos orgânicos. Outros agentes fragmentadores adequados incluem, mas não são limitados a, agentes fragmentadores de peróxido e ácidos adequados, bem como enzimas que podem ser eficazes na quebra de xantana. Exemplos de agentes fragmentadores de peróxido incluem hidroperóxido de t-butila e hidroperóxido de terc-amila. Um agente quebrados pode ser incluído em um fluido de tratamento viscosificado da presente invenção em uma quantidade e em uma forma suficiente para alcançar a redução de viscosidade desejada em um tempo desejado. O agente fragmentador pode ser formulado para proporcionar uma quebra retardada, se desejada. Por exemplo, um agente fragmentador adequado pode estar encapsulado se desejado. Métodos de encapsulação adequados são conhecidos por aqueles pessoas experientes na arte. Um método de encapsulação adequado que pode ser usado envolve revestimento dos agentes fragmentadores escolhidos com um material que se degradará quando em fundo de poço de modo a liberar o agente fragmentador quando desejado. Resinas que podem ser adequadas incluem, mas não são limitados a, materiais poliméricos que se degradarão quando em fundo de poço. Os termos "degradar," "degradação," ou "degradável" referem-se a ambos os dois casos relativamente extremos de degradação hidrolítica que o material degradável pode sofrer, i.e., heterogênea (ou erosão volumosa) e homogênea (ou erosão superficial), e qualquer estágio de degradação entre estas duas. Esta degradação pode ser um resultado de, inter alia, uma reação química ou térmica ou uma reação induzida por radiação. Exemplos adequados incluem, mas não são limitados a, polissacarídeos tais como dextrano ou celulose; quitinas; quitosanos; proteínas; poliésteres alifáticos; poli(lactídeos); poli(glicolídeos); poli(epsilon-caprolactonas); poli(hidróxi-butiratos); poli(anidridos); policarbonatos alifáticos; orto-ésteres, poli(orto-ésteres); poli(aminoácidos); poli(óxidos de etileno); e polifosfazenos. Se usado, um agente fragmentador deve estar incluído em uma composição da presente invenção em uma quantidade suficiente para facilitar a redução desejada em viscosidade em fluido de tratamento viscosificado. Por exemplo, concentrações de peróxido que podem ser usadas variam de cerca de 0,05 a cerca de 30 litros de peróxido por 1.000 litros do fluido de tratamento viscosificado.

Opcionalmente, um fluido de tratamento viscosificado da presente invenção pode conter um ativador ou retardador, inter alia, para otimizar a taxa de quebra proporcionada pelo agente fragmentador. Qualquer ativador ou retardador conhecido que é compatível com o agente fragmentador particular usado é adequado para uso em a presente invenção. Exemplos de tais ativadores adequados, mas não são limitados a, materiais geradores de ácido, cobre, cobalto, ferro quelado, e açúcares redutores. Exemplos de retardadores adequados incluem tiossulfato de sódio e dietileno- triamina. Em algumas modalidades, o tiossulfato de sódio pode ser usado em uma faixa de cerca de 0,12 a cerca de 12 kg por 1.000 litros de fluido de tratamento viscosificado. Uma faixa preferida pode ser de cerca de 0,6 a cerca de 2,4 kg por 1.000 litros. Um técnico ordinariamente experiente com o benefício desta invenção será capaz de identificar um ativador ou retardador adequado e a concentração apropriada de tal ativador ou retardador para uma dada aplicação.

Os fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção também podem compreender agentes de controle contra perda de fluido. Tais agentes de controle contra perda de fluido podem ser particularmente úteis quando um fluido de tratamento viscosifícado da presente invenção está sendo usado em uma operação de fraturamento. Isto pode ser devido em parte ao potencial da xantana para vazar para dentro da formação. Qualquer agente contra perda de fluido que é compatível com o fluido de tratamento viscosifícado é adequado para uso na presente invenção. Exemplos incluem, mas não são limitados a, amidos, farinha de sílica, e diesel dispersado no fluido de tratamento. Outro exemplo de um aditivo de controle contra perda de fluido é um que compreende um material degradável. Materiais degradáveis adequados incluem polímeros degradáveis. Exemplos específicos de polímeros adequados incluem polissacarídeos tais como dextrano ou celulose; quitinas; quitosanos; proteínas; poliésteres alifáticos; poli(lactídeos); poli(glicolídeos); poli(glicolídeo-co-lactídeos); poli(p-caprolactonas); poli(3- hidróxi-butiratos); poli(3-hidróxi-butirato-co-hidróxi-valeratos);

poli(anidridos); poli(carbonatos) alifáticos; poli(orto-ésteres); poli(aminoácidos); poli(óxidos de etileno); poli(fosfazenos); derivados dos mesmos; ou combinações dos mesmos. Se incluído, um aditivo contra perda de fluido deve ser adicionado em um fluido de tratamento viscosificado da presente invenção em uma quantidade de cerca de 0,6 a cerca de 6,0 quilogramas por 1.000 litros do fluido de tratamento viscosificado. Em certas modalidades preferidas, o aditivo contra perda de fluido pode ser incluído em uma quantidade de cerca de 1,8 a cerca de 3,6 quilogramas por 1.000 litros do fluido de tratamento viscosificado. Para alguns aditivos líquidos como diesel, estes podem ser incluídos em uma quantidade de cerca de 1% a cerca de 20% em volume; em algumas modalidades preferidas, estes podem ser incluídos em uma quantidade de cerca de 3% a cerca de 10% em volume.

Se em uma aplicação particular um fluido de tratamento viscosificado escolhido está experimentando uma degradação de viscosidade um estabilizador pode ser útil e pode ser incluído no fluido. Um exemplo de uma situação onde um estabilizador pode ser benéfico é onde a BHT do furo de poço é suficiente por si mesma para quebrar o fluido de tratamento viscosificado com o uso de um agente fragmentador. Estabilizadores adequados incluem, mas não são limitados a, tiossulfato de sódio. Tais estabilizadores podem ser úteis quando os fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção são utilizados em uma formação subterrânea tendo uma temperatura acima de cerca de 65,6°C. Se incluído, um estabilizador pode ser adicionado em uma quantidade de cerca de 0,12 kg a cerca de 6,0 kg por 1.000 L de fluido de tratamento viscosificado. Em outras modalidades, um estabilizador pode ser incluído em uma quantidade de cerca de 0,6 a cerca de 2,6 kg por 1.000 L de fluido de tratamento viscosificado.

Inibidores de incrustação podem ser adicionados nos fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção, por exemplo, quando um fluido de tratamento viscosificado da presente invenção não é particularmente compatível com as águas da formação na qual ele está sendo usado. Qualquer inibidor de incrustação que é compatível com o fluido de tratamento viscosificado no qual será usado é adequado para uso na presente invenção. Um exemplo de um composto preferido é inibidor de incrustação "LP55™" da Halliburton Energy Services em Duncan, Oklahoma. Outro exemplo de um composto preferido é inibidor de incrustação "LP65™" disponível da Halliburton Energy Services em Duncan, Oklahoma. Se usado, um inibidor de incrustação deve ser incluído em uma quantidade efetiva para inibir formação de incrustação. Quantidades adequadas de inibidores de incrustação a serem incluídos nos fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção podem variar de cerca de 0,05 a 10 litros por cerca de 1.000 litros do fluido de tratamento viscosificado, mais preferivelmente de cerca de 0,1 a 2 litros per cerca de 1.000 litros do fluido de tratamento viscosificado.

Quaisquer particulados tal como agente de escoramento e/ou cascalho que são comumente usados em operações subterrâneas podem ser usados bem sucedidamente conjuntamente com as composições e os métodos da presente invenção. Por exemplo, particulados revestidos com agente pegajoso e/ou resina podem ser adequados.

De acordo com uma modalidade preferida, a presente invenção proporciona um método para preparar um fluido de tratamento viscosificado compreendendo as etapas de: proporcionar uma salmoura; filtrar a salmoura através de um filtro; dispersar um agente geleificante que compreende uma xantana modificada na salmoura com cisalhamento adequado para totalmente dispersar o agente geleificante na mesma para formar uma mistura de salmoura e agente geleificante; misturar a mistura de salmoura e agente geleificante; permitir que a xantana modificada totalmente se hidrate na mistura de salmoura e agente geleificante para formar um fluido de tratamento viscosificado; e filtrar o fluido de tratamento viscosificado. Em uma modalidade preferida, um fluido de tratamento viscosificado da presente invenção pode ser preparado de acordo com o seguinte processo: proporcionar uma salmoura tendo uma densidade adequada; adicionar compostos químicos adicionais tais como biocidas, agentes quelantes, agentes de controle de pH, e semelhante; filtrar a salmoura através de um filtro de 2 micrômetros ou um filtro mais fino; dispersar o agente geleificante compreendendo uma xantana modificada na salmoura com cisalhamento adequado para totalmente dispersar o polímero na mesma; misturar o fluido até que a xantana modificada esteja totalmente hidratada; cisalhar o fluido de tratamento viscosificado para totalmente dispersar quaisquer microglóbulos de polímero de xantana (e.g., uma aglomeração rela pequena de polímero de xantana não- hidratado pelo menos parcialmente circundada por uma camada densa de polímero de xantana pelo menos parcialmente hidratado) que não têm sido totalmente dispersados; filtrar o fluido; e adicionar quaisquer ingredientes opcionais adicionais incluindo tensoativos, agentes fragmentadores, ativadores, retardadores, e semelhante.

Em uma modalidade, a presente invenção proporciona um método para tratar uma porção de uma formação subterrânea compreendendo as etapas de: proporcionar um fluido de tratamento viscosificado que compreende a salmoura e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada; e tratar a porção da formação subterrânea.

Em outra modalidade, a presente invenção proporciona um método para tratar uma porção de uma formação subterrânea compreendendo: proporcionar um fluido de tratamento viscosificado que compreende água do mar e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada; e tratar a porção da formação subterrânea.

Os fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção são úteis em operações de enchimento com cascalho. Em um exemplo de uma tal modalidade, a presente invenção proporciona um método para posicionar um enchimento de cascalho em uma porção de uma formação subterrânea compreendendo: proporcionar um fluido viscosificado para enchimento com cascalho que compreende cascalho, a salmoura e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada; e contatar a porção da formação subterrânea com o fluido viscosificado para enchimento com cascalho de modo a posicionar um enchimento de cascalho em uma ou próximo de uma porção da formação subterrânea.

Os fluidos de tratamento viscosificados da presente invenção

podem ser úteis em operações de fraturamento subterrâneo. Em uma modalidade, a presente invenção proporciona um método de fraturar uma porção de uma formação subterrânea compreendendo: proporcionar um fluido de fraturamento viscosificado que compreende a salmoura e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada; e contatar a porção da formação subterrânea com o fluido viscosificado de fraturamento em uma pressão suficiente para criar ou aumentar pelo menos uma fratura na formação subterrânea.

Em outra modalidade, a presente invenção proporciona um método para produzir hidrocarbonetos a partir de uma formação subterrânea compreendendo usar um fluido de tratamento viscosificado que compreende a salmoura e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada em uma operação de completação ou manutenção.

Em outra modalidade, a presente invenção proporciona um método para produzir hidrocarbonetos a partir de uma formação subterrânea compreendendo usar um fluido de tratamento viscosificado que compreende a salmoura e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada em uma operação de completação ou de manutenção, e a formação subterrânea tem uma temperatura de fundo de poço de cerca de -1,10C a cerca de 204°C.

Em outra modalidade, a presente invenção proporciona um fluido de tratamento viscosificado compreendendo água do mar e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada.

Em outra modalidade, a presente invenção proporciona um agente geleificante de fluido de tratamento subterrâneo que compreende uma xantana modificada.

Para facilitar um entendimento melhor da presente invenção, os seguintes exemplos de algumas das modalidades preferidas são dados. Em nenhuma maneira tais exemplos devem ser lidos para limitarem, ou definirem, o escopo da invenção. Exemplo

Tem sido verificado que xantana modificada tem propriedades reológicas e de adequadas para enchimento com cascalho. De acordo com um exemplo para a invenção, 3,6 gramas de goma xantana modificada (desacetilada) foram misturados com 500 mL de água fresca. A mistura foi filtrada através de papel de filtro seco. Partindo-se com uma amostra de 200 mL da mistura, após 2 minutos 43 mL passaram através do papel de filtro seco.

viscosidade da mistura foi medida a 300 revoluções por minuto ("rpm") como mostrado na seguinte tabela. Tabela: Viscosidade de Gel de Xantana Modificada

Minutos Viscosidade a 300 rpm 1 38,5 2 39 3 39 4 38,5 39 6 38,5 7 38,5 8 39 9 39 39

Portanto, a presente invenção está bem adaptada para realizar os objetivos e alcançar os fins e as vantagens mencionadas bem como aqueles que são inerentes nesse particular. Embora numerosas mudanças possam ser feitas por aqueles pessoas experientes na arte, tais mudanças estão incluídas dentro do espírito desta invenção como definido pelas reivindicações anexadas.

Claims

1. Método para tratar uma porção de uma formação subterrânea, caracterizado pelo fato de compreender as etapas de: proporcionar um fluido de tratamento viscosificado que compreende água e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada; e tratar a porção da formação subterrânea.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que pelo menos uma porção da xantana está não-acetilada.

3. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que pelo menos uma porção da xantana está despiruvilada.

4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que pelo menos uma porção da xantana está não-acetilada e despiruvilada.

5. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a porção líquida do fluido de tratamento viscosificado tem uma densidade de cerca de 0,995 gramas por centímetro cúbico a cerca de 2,31 gramas por centímetro cúbico.

6. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a porção da formação subterrânea compreende uma temperatura de cerca de -1,10C a cerca de 204°C.

7. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o agente geleificante está incluído no fluido de tratamento viscosificado em uma quantidade de cerca de 599 kg a cerca de 5991 kg por 1.000 litros do fluido de tratamento viscosificado líquido.

8. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a água contém salmoura de brometo de cálcio, salmoura de brometo de zinco, salmoura de cloreto de cálcio, salmoura de cloreto de sódio, salmoura de brometo de sódio, salmoura de brometo de potássio, salmoura de cloreto de potássio, salmoura de nitrato de sódio, salmoura de formiato de potássio, formiato de sódio, formiato de césio, misturas dos mesmos ou uma mistura dos mesmos.

9. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de tratamento viscosificado adicionalmente compreende um sal, um aditivo de controle de pH, um tensoativo, um agente fragmentador, um bactericida, um agente reticulante, um agente de controle contra perda de fluido, um estabilizador, um quelante, um inibidor de incrustação, gases, solventes mútuos, fibras, agente de escoramento, inibidores de corrosão, ácidos, bases, oxidantes, redutores, ou uma combinação dos mesmos.

10. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de tratamento viscosificado adicionalmente compreende agente pegajoso ou resina.

11. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de adicionalmente compreender um sal selecionado do grupo consistindo de: brometo de cálcio, brometo de zinco, cloreto de cálcio, cloreto de sódio, brometo de sódio, brometo de potássio, cloreto de potássio, nitrato de sódio, formiato de potássio, ou qualquer mistura dos mesmos em qualquer proporção.

12. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de adicionalmente compreender um aditivo de controle de pH selecionado do grupo consistindo de: uma base, um agente quelante, um ácido, uma combinação de uma base e um agente quelante, ou uma combinação de um ácido e um agente quelante.

13. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de adicionalmente compreender um agente reticulante, sendo que o agente reticulante é selecionado do grupo consistindo de: um peróxi- composto, um derivado de ferro férrico, ou um derivado de magnésio.

14. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de adicionalmente compreender um agente fragmentador, sendo que o agente quebrados é selecionado do grupo consistindo de: um ácido, um material gerador de ácido, um peróxido, um agente oxidante, ou uma enzima.

15. Método de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que o agente fragmentador está encapsulado e compreende um revestimento.

16. Método de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que o revestimento compreende um material degradável.

17. Método de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o material degradável é selecionado do grupo consistindo de: um polissacarídeo, uma quitina, um quitosano, uma proteína, um poli(éster) alifático, um poli(lactídeo), um poli(glicolídeo), uma poli(epsilon- caprolactona), um poli(hidróxi-butirato), um poli(anidrido), um policarbonato alifático, um orto-éster, um poli(orto-éster), um poli(aminoácido), um poli(óxido de etileno), um poli(fosfazeno), um derivado dos mesmos, ou qualquer combinação dos mesmos em qualquer proporção.

18. Método de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato de adicionalmente compreender um agente de controle contra perda de fluido incluído em uma quantidade de cerca de 599 kg a cerca de 5991 kg por 1.000 litros do fluido de tratamento viscosificado.

19. Método de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que o agente de controle contra perda de fluido compreende farinha de sílica, um amido, diesel, ou um material degradável.

20. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de tratamento viscosificado adicionalmente compreende um agente fragmentador e um ativador ou um retardador.

21. Método para posicionar um enchimento de cascalho em uma porção de uma formação subterrânea, caracterizado pelo fato de compreender: proporcionar um fluido viscosificado para enchimento com cascalho que compreende cascalho, uma salmoura e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada; e contatar a porção da formação subterrânea com o fluido viscosifícado para enchimento com cascalho de modo a posicionar um enchimento de cascalho em uma ou próximo de uma porção da formação subterrânea.

22. Método para produzir hidrocarbonetos a partir de uma formação subterrânea, caracterizado pelo fato de compreender usar um fluido de tratamento viscosifícado que compreende uma salmoura e um agente geleificante que compreende uma xantana modificada em uma operação de completação ou de manutenção.

23. Método de acordo com a reivindicação 22, caracterizado pelo fato de que a formação subterrânea tem uma temperatura de fundo de poço de cerca de -1,1°C a cerca de 204°C.

24. Método para preparar um fluido de tratamento viscosifícado, caracterizado pelo fato de compreender as etapas de: proporcionar uma salmoura; filtrar a salmoura através de um filtro; dispersar um agente geleificante que compreende uma xantana modificada na salmoura com cisalhamento adequado para totalmente dispersar o agente geleificante na mesma para formar uma mistura de salmoura e agente geleificante; misturar a mistura de salmoura e agente geleificante; permitir que a xantana modificada totalmente se hidrate na mistura de salmoura e agente geleificante para formar um fluido de tratamento viscosifícado; e filtrar o fluido de tratamento viscosifícado.