BRPI0807457A2

BRPI0807457A2 - Composição, e, método para o tratamento de uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea

Info

Publication number: BRPI0807457A2
Application number: BRPI0807457-7A
Authority: BR
Inventors: Michael W Sanders; Jeffrey L Mundy; Fong Fong Foo; Rajesh K Saini
Original assignee: Halliburton Energy Serv Inc
Priority date: 2007-01-23
Filing date: 2008-01-17
Publication date: 2014-06-03
Also published as: AU2008208714A1; CA2675298A1; MY147947A; AU2008208714B2; AU2011202356B2; EP2121869A1; CA2778843C; CA2675298C; EP2121869B1; CA2778843A1; WO2008090316A1; AU2011202356A1

Description

“COMPOSIÇÃO, E, MÉTODO PARA O TRATAMENTO DE UMA PARTE DE UM FURO DE POÇO OU UMA PARTE DE UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA”

Fundamentos

Hidrocarbonetos (por exemplo, óleo e gás natural) em uma zona de suporte de hidrocarboneto de uma formação subterrânea podem ser alcançados mediante a perfuração de um furo de poço na terra, em terras ou sob o mar que penetra na formação de suporte de hidrocarboneto. Um tal furo de poço pode ser usado para produzir hidrocarbonetos ou como um poço injetor para injetar um fluido, por exemplo, água ou gás, para impelir os fluidos/gases relevantes em um fiiro de poço de produção. Tipicamente, um tal furo de poço deve ser perfurado milhares de pés dentro da terra para alcançar as formações de suporte de hidrocarboneto. Geralmente, mas nem sempre, quanto maior a profundidade do poço, tanto maior a temperatura “estática” natural da formação.

Após a perfuração de um furo aberto, a próxima etapa é referida como “completação” da perfuração do furo de poço. Um furo de poço é às vezes um furo aberto concluído, isto é, sem revestimento cimentado em local adjacente às formações produtoras. Mais tipicamente, no entanto, como parte do processo de completação do fiiro de poço, um tubo de metal, conhecido como “invólucro” é posicionado e cimentado no lugar do furo aberto.

O propósito principal de cimentar o invólucro é estabilizar o furo de poço contra o colapso e impedir a migração indesejável de fluidos ao longo do furo de poço entre várias zonas de formações subterrâneas penetradas pelo fiiro de poço. Onde o furo de poço penetra em uma zona de suporte de hidrocarboneto de uma formação subterrânea, o invólucro pode ser perfurado para permitir a comunicação de fluido entre a zona e o furo de poço. Uma zona de um furo de poço que penetra uma zona de suporte de hidrocarboneto que é capaz de produzir hidrocarboneto é referida como uma “zona de produção”. O invólucro também permite a separação ou isolamento subseqüente ou corretivo de uma ou mais zonas de produção do furo de poço, por exemplo, mediante o uso de ferramentas de furo abaixo tais como 5 obturadores ou tampões, ou mediante o uso de outras técnicas, tais como a formação de tampões de areia ou colocação de cimento nas perfurações.

Quer o furo de poço seja um furo aberto quer revestido, vários procedimentos são freqüentemente empregados para completar o furo de poço na preparação para a produção de hidrocarbonetos. Por exemplo, um procedimento comum é o recheio de cascalho para ajudar a impedir areia e finos da circulação com o hidrocarboneto produzidos no furo de poço. Este material particulado pode danificar as bombas e outro equipamento do campo petrolífero e as operações. Um outro exemplo de um procedimento comum para estimular o fluxo da produção de hidrocarboneto a partir das zonas de suporte de hidrocarboneto é a fratura hidráulica de uma formação. Este procedimento é freqüentemente referido como “fratura”, para fornecer um caminho de fluxo melhorado para os hidrocarbonetos fluírem da formação de suporte de hidrocarboneto até o furo de poço. Também é comum, por exemplo, rechear com cascalho após um procedimento de fratura, e um tal procedimento combinado é às vezes referido como uma “embalagem de fratura”.

Depois que um poço foi concluído e colocado em produção, ocasionalmente é útil recondicionar um poço mediante a execução da manutenção principal ou tratamentos corretivos. O recondicionamento inclui 25 a estimulação ou remediação de um poço para ajudar na restauração, prolongamento ou intensificação da produção de hidrocarbonetos. Durante a manutenção ou recondicionamento do poço, vários procedimentos de tratamento podem ser usados, incluindo, por exemplo, recheio de cascalho, fratura hidráulica e fratura como mencionado com relação a completação do Todos estes procedimentos, a partir da perfuração do furo de poço até a completação, para o recondicionamento, empregam fluidos apropriados. Durante a perfuração e construção iniciais do furo de poço, os fluidos são freqüentemente referidos como fluidos de perfuração. Em outros estágios, tais como a completação, manutenção ou recondicionamento do poço, os fluidos introduzidos no fiiro de poço são referidos como fluidos de tratamento, fluidos de completação ou fluidos de recondicionamento. Um fluido de tratamento de poço é usado para uma ampla faixa de propósitos, tais como estímulo, isolamento ou controle de reservatório de gás ou água ou partículas de formação. Como aqui usado, no entanto, um “fluido de tratamento” inclui qualquer fluido apropriado a ser introduzido em um poço, quer durante a perfuração, completação, manutenção, recondicionamento, quer em qualquer outro de tal estágio.

Mais particularmente, por exemplo, um tratamento executado para intensificar ou restaurar a produtividade de um reservatório é chamado de um tratamento de estimulação. Os tratamentos de estimulação caem dentro de dois grupos principais, tratamentos de matriz e tratamentos de fratura hidráulica.

Os tratamentos de matriz são executados abaixo da pressão de fratura do reservatório e geralmente são designados para restaurar a permeabilidade natural do reservatório na área próxima ao furo de poço. As operações de matriz podem incluir o tratamento da formação com um ácido para dissolver um pouco do material rochoso solúvel em ácido. Por várias razões conhecidas na técnica, é algumas vezes desejável executar um tratamento de matriz com um fluido viscoso ou em forma de gel.

Os tratamentos de fratura são executados acima da pressão de fratura da formação de reservatório e produzem uma trajetória de fluxo altamente condutiva entre o reservatório e o furo de poço. Em geral, a fratura hidráulica envolve a injeção de um fluido de fratura através do furo de poço e em uma formação subterrânea de suporte de óleo e gás em uma taxa suficientemente elevada de fluxo de fluido e em uma pressão suficientemente elevada para iniciar e prolongar uma ou mais fraturas na formação. Para 5 conduzir a pressão hidráulica através do furo de poço, o fluido de fratura deve ser relativamente incompressível sob as condições de tratamento. Além disso, por causa das grandes quantidades de fluido de fratura requeridas, o fluido de fratura é preferivelmente baseado em fluido facilmente disponível e abundante. Assim, o fluido de fratura típico é baseado em água.

O fluido de fratura é injetado através do furo de poço em uma

tal taxa de fluxo elevada e sob tal pressão elevada que a rocha da formação subterrânea que é submetida ao tratamento hidráulico literalmente quebra em pedaços ou fratura sob o esforço. Quando a formação fratura, a pressão é aliviada quando o fluido de fratura começa a mover rapidamente através da 15 fratura e fora da formação. O objetivo teórico de formação de uma tal fratura na rocha da formação é criar uma grande área superficial das faces da fratura. A grande área superficial permite o óleo e o gás fluir da rocha da formação subterrânea para dentro da fratura, que fornece uma trajetória fácil para o óleo e o gás par facilmente fluir para dentro do poço.

No entanto, assim que a pressão elevada é aliviada pela saída

do fluido de fratura através da fratura criada e mais para fora da formação subterrânea, a fratura tem a tendência de ser fechada espremida pelas pressões naturais sobre a rocha dentro da formação subterrânea profunda. Para manter a fratura aberta, algum tipo de material deve ser colocado na fratura para escorar as faces da fratura separadamente.

O material desejável para o propósito de escoramento da fratura separadamente deve cumprir diversos critérios. Por exemplo, o material deve ter uma resistência suficiente para não ser inteiramente comprimido pelas forças naturais que tendem a empurrar a fratura fechada. O material deve ser capaz de ser fluidificado de modo que possa fluir com o fluido de fratura ou imediatamente depois dele. Adicionalmente, o material também deve em si não bloquear ou vedar a fratura. Assim, um material típico usado para o propósito de manter aberta uma fratura é a areia. A areia, no agregado, possui uma resistência mecânica suficientemente elevada para manter aberta uma fratura em uma formação subterrânea em profundidades típicas e pressões subterrâneas naturais; pode comportar-se como um fluido em que pode ser despejado e fluir; e as partículas, mesmo quando firmemente compactadas, possuem uma rede de espaços vazios entre elas que pode fornecer alta porosidade e assim permeabilidade elevada, desta maneira permitindo os fluidos produzidos fluírem através da fratura escorada.

Embora a areia seja o material mais comumente usado para o propósito de escorar a fratura aberta, muitos outros materiais da faixa de tamanho apropriada e resistência mecânica podem ser usados. Na indústria de óleo e gás, qualquer material particulado adequado que seja usado para o propósito de manter aberta uma fratura produzida pela fratura hidráulica é chamado um “material de sustentação”.

Para ser capaz de carregar e colocar um material de sustentação em uma fratura recentemente criada, um fluido deve ter uma viscosidade suficiente para suspender e carregar o material de sustentação. Em um fluido de viscosidade baixa, por exemplo, o material de sustentação deve ter uma tendência de simplesmente sob gravidade em direção ao fundo do poço em lugar de ser carregado com o fluido de fratura para fora da fratura recentemente criada. Para um fluido ser capaz de carregar o material de sustentação em lugar de ter o material de sustentação desviado do fluido, o fluido de fratura necessita ser produzido para ter uma viscosidade muito mais elevada do que aquela da água. Preferivelmente, o fluido de fratura é um gel, que possui uma viscosidade muito maior e grande capacidade de carregar um material de sustentação colocado em suspensão no fluido. Usando um material polimérico solúvel em água, tal como uma goma guar, é um dos meios de formar a viscosidade em sistemas aquosos. Uma tal goma pode ser misturada com um fluido aquoso para uso em um poço para aumentar a viscosidade do fluido. Uma concentração 5 suficiente da goma guar em um sistema aquoso pode formar um gel. Além disso, a goma também pode ser reticulada com outros compostos para criar um fluido adequadamente viscoso, que é altamente vantajoso para o transporte de um material de sustentação em um procedimento de fratura hidráulica.

Um outro tipo de tratamento para uma formação subterrânea é

o recheio de cascalho, que é usado para ajudar a controlar a produção de partículas de formação e ajudar a controlar as migrações de finos. Os “finos” são partículas diminutas, tipicamente com um diâmetro de 43 mícrons ou menor, que têm uma tendência de fluir através da formação com a produção 15 de hidrocarboneto. Os finos possuem uma tendência de obstruir os pequenos espaços porosos na formação e bloquear o fluxo de óleo. Quando todo o hidrocarboneto está fluindo de uma região relativamente grande ao redor do furo de poço em direção a uma área relativamente pequena ao redor do furo de poço, os finos têm uma tendência de se tomarem densamente recheados e 20 encobrir ou tampar a área imediatamente ao redor do furo de poço. Além do mais, os finos são altamente abrasivos e podem ser muito prejudiciais ao equipamento de bombeamento.

Em geral, o recheio de cascalho envolve a colocação de areia ou cascalho ao redor do furo de poço para ajudar a filtrar as partículas de 25 formação e impedi-las de fluir para dentro do poço com os fluidos produzidos. Como com a colocação de um material de sustentação em uma formação subterrânea durante a fratura hidráulica, um fluido em forma de gel pode ser usado para auxiliar a colocação do cascalho em uma operação de recheio de cascalho. No entanto, é possível utilizar vários fluidos, tanto viscosos quanto não viscosos, para ajudar na colocação do recheio de cascalho, incluindo água, salmouras, fluidos aquosos viscosos, diesel, óleo bruto, diesel viscoso ou bruto, géis tensoativos, etc.

Após o material de sustentação ser misturado com o fluido de fratura viscoso e o bombeado furo abaixo para formar uma fratura, o fluido de fratura deve ser removido da formação. Deve ser removido sem mover o material de sustentação da fratura e sem danificar a condutividade do leito material de sustentação. Para executar este remoção, o operador deve diluir o fluido viscoso que transportou o material de sustentação para uma viscosidade muito baixa próxima àquela da água para a remoção ideal da fratura escorada. Similarmente, quando um fluido viscoso for usado para a compactação de cascalho, o fluido viscoso deve ser removido do recheio de cascalho. A redução da viscosidade de um fluido viscoso é referida como “quebra” do fluido. Os produtos químicos usados para reduzir a viscosidade dos fluidos de fratura são chamados de fragmentadores.

Os fluidos de fratura com base em água são geralmente preparados viscosos mediante a adição de 20 a 70 libras (Ib) de polímero de formação de gel per 1.000 galões (Mgal) de água (2,4 a 59 g/l). Os polímeros de formação de gel incluem, por exemplo, guar, derivados de guar, xantana, quitosano, amido, derivados de amido, celulose e derivados de celulose.

Por exemplo, um dos polímeros de formação de gel mais comuns usados na indústria de óleo e gás é guar. O polímeros guar, que é derivado dos grãos de uma planta guar, é referido quimicamente como uma goma de galactomanana. Uma mistura de guar dissolvida na água forma um 25 gel de base, e agentes de reticulação adequados são adicionados para formar um fluido mais viscoso, denominado um fluido reticulado. Os fluidos com base em água aqui debatidos podem ser reticulados com íons de metal, tais como compostos de zircônio, titânio ou boro. A viscosidade dos géis de base são tipicamente de 20 a 50 cp; quando for reticulado, a viscosidade do gel de base é aumentada em 2 a 100 vezes dependendo da temperatura, método de teste e tipo de reticulador usado.

O polímero guar é considerado ter um peso molecular na faixa de 2 a 5 milhões. Os fragmentadores reduzem o peso molecular do polímero guar mediante o corte da cadeia polimérica longa. Quando a cadeia polimérica é cortada, a viscosidade do fluido é reduzida. Por exemplo, a redução do peso molecular do polímero guar nas cadeias de peso molecular ao redor de 10.000 converte o fluido para perto da viscosidade fraca da água. Um polímero guar isolado deve ser cortado em aproximadamente 200 pedaços pequenos para substancialmente eliminar seus efeitos de aumento da viscosidade.

Por outro lado, a reticulação do guar aumenta seu peso molecular em valores extremamente elevados. A reticulação depende do tipo de reticulador, concentrações, temperatura do fluido, tipo de polímero de formação de gel usado, etc. Cisalhamento é requerido para apropriadamente misturar o reticulador e o agente de reticulação. Assim, o número real de reticulações que são possíveis e que realmente se formam também depende do nível de cisalhamento do sistema: o peso molecular total é inversamente proporcional ao cisalhamento que o fluido recebe. O número exato de sítios de reticulação não é bem conhecido, mas pode ser tão pouco quanto de um a dez. O número de reticulações, e por conseguinte o peso molecular do polímero resultante, significativamente altera a viscosidade do fluido.

As reticulações produzidas pelo íon de borato são consideradas serem reversíveis e podem ser eliminadas em pH neutro ou acídico. As reticulações formadas por compostos de zircônio, titânio, antimônio e alumínio, no entanto, são consideradas de serem não reversíveis e são fragmentadas por método diferentes do controle de pH. Os fragmentadores fluidos de fratura são designados para reduzir a viscosidade do polímero guar mediante a decomposição de seu peso molecular. Este processo pode ocorrer independentemente das ligações de reticulação existente entre as cadeias poliméricas. Após o material de sustentação ser colocado na fratura e o bombeamento cesse, a fratura se fecha. Os poros do leito material de sustentação e a formação circundante são enchidos com o fluido de fratura e devem ser esvaziadas. Como observado acima, o fluido de fratura deve ser removido para maximizar a condutividade da fratura suprida com material de sustentação.

A remoção do fluido de fratura é facilitada pelo uso de fragmentadores para reduzir a viscosidade do fluido. Infelizmente, um outro fator de complicação também existe. Quando a fratura hidráulica está sendo formada e propagada nas formações com permeabilidade, o fluido vaza da fratura para dentro da matriz de formação. Por causa do grande tamanho do polímero, um processo de filtração ocorre sobre a face da fratura. Uma torta de filtro de polímero guar é formada enquanto o fluido aquoso, KCl e fragmentadores passam para dentro da formação. Exame cuidadoso desta torta de filtro, que pode ser formada a partir do guar reticulado ou não reticulado, revela uma membrana semi-elástica semelhante a borracha. A análise mostra que a torta de filtro consiste de aproximadamente 95 porcento de água e 5 porcento de polímero guar. Mesmo com este teor elevado de água, uma torta de filtro pode ter estas propriedades visto que a água é muito firmemente ligada ao guar. A intensidade de ligação de hidrogênio entre as moléculas poliméricas toma a torta de filtro semi-elástica e semelhante a borracha. Assim que o polímero se concentra, fica difícil solubilizar o polímero. O fluido sem torta de filtro consiste de aproximadamente 99,5 porcento de água e 0,5 porcento de polímero. Quando a fratura se fecha, a permeabilidade do leito material de sustentação pode ser danificada gravemente pela torta de filtro polimérica. Os fluidos viscosos do recheio de cascalho necessitam também de fragmentadores. Eles podem ou não podem formar uma torta de filtro sobre a face de formação.

Os fragmentadores devem ser selecionados para alcançar as necessidades de cada situação. Primeiro, é importante entender os critérios de desempenho geral dos fragmentadores. Na redução da viscosidade do fluido de fratura para um estado diluído próximo da água, o fragmentador deve manter um equilíbrio crítico. A redução prematura da viscosidade durante o bombeamento de um tratamento de fratura pode arriscar o tratamento. A redução inadequada da viscosidade do fluido após o bombeamento também pode reduzir a produção se a condutividade requerida não for obtida.

A viscosidade ideal versus o perfil de tempo existiria se um fluido mantido em 100% de viscosidade até que a fratura se fechasse no material de sustentação e depois imediatamente se fragmentasse em um fluido diluído. Alguma fragmentação inerentemente ocorre durante as 0,5 a 4,0 horas requeridas para o bombeamento na maioria dos tratamentos de fratura. Uma norma para selecionar um projeto de fragmentador aceitável é a que pelo menos 50% da viscosidade de fluido deve ser mantida no final do tempo de bombeamento. Esta norma pode ser ajustada de acordo com o tempo de trabalho, comprimento desejado da fratura, e viscosidade requerida do fluido na temperatura do reservatório. Um critério típico de quebra do recheio de cascalho é um tempo de fragmentação de 4 a 8 horas.

Vários métodos de caracterização da reologia dos fluidos de fratura são disponíveis. Os resultados de teste reológico podem ser usados para selecionar um fragmentador ou conjunto de fragmentador que fornece a viscosidade desejada durante e após o bombeamento. Os seguintes critérios também devem ser considerados quando se seleciona um fragmentador; a influência do fragmentador sobre o transporte de material de sustentação; a influência do fragmentador sobre a condutividade da fratura; e as considerações econômicas.

Os fragmentadores químicos usados para reduzir a viscosidade dos polímeros de formação de gel naturais usados na fratura ou outras aplicações subterrâneas tais como guar e polímeros derivados de guar são geralmente agrupados em três classes: oxidantes, enzimas e ácidos. Todos estes materiais reduzem a viscosidade do gel mediante a fragmentação da cadeia polimérica. Os fragmentadores operam pela clivagem da cadeia principal do polímero pela hidrólise do grupo de acetal, clivagem das ligações glicosídicas, clivagem oxidativa/redutiva, fratura do radical livre ou combinação destes processos. Um fragmentador deve ser selecionado com base em seu desempenho na temperatura, pH, tempo e perfil desejado da viscosidade para cada tratamento específico.

Os oxidantes comumente usados para reduzir a viscosidade de polímeros naturais incluem, por exemplo, persulfato de sódio, persulfato de potássio, persulfato de amônio, hipocloritos de lítio e/ou sódio, cloritos, fontes de peróxido (perborato de sódio, percarbonato de sódio, percarbonato de cálcio, peróxido de uréia-hidrogênio, peróxido de hidrogênio, etc.), bromatos, periodatos, permanganatos, etc. Nestes tipos de fragmentadores, as reações químicas de oxidação redução ocorrem quando a cadeia polimérica for fragmentada.

Oxidantes diferentes são selecionados com base em seu desempenho em diferentes faixas de temperatura e pH. Consideração também é atribuída à taxa de oxidação em uma faixa particular de temperatura e pH. Por exemplo, a taxa em que uma molécula de persulfato se fragmenta em dois radicais é dependente da temperatura. Abaixo de 120°F (49 0C) este processo ocorre muito lentamente, e a reação deve ser catalisada para obter taxas de fragmentação aceitáveis. Uma variedade de catalisadores, incluindo várias aminas orgânicas e materiais inorgânicos, pode ser usada para fragmentadores de persulfato. O pH ideal para a oxidação de persulfato está ao redor de 10 em temperatura baixa (menos do que 150°F ou 66 0C). Acima de aproximadamente 200°F (93 0C), o persulfato se decompõe muito rapidamente e fragmenta o polímero muito rapidamente (isto é, com pouco atraso na fragmentação). Portanto, o persulfato não é recomendado como um fragmentador acima de 200°F (93°C). Similarmente, os cloritos são usados para a fratura em alta temperatura na faixa de 150 a 350°F (66 a 177°C) com a faixa de pH ideal de 6 a 12. Também pode ser ativado pela catálise tal como acetato de cobalto, EDTA, NTA, etc. Os hipocloritos são geralmente usados

5 para a fratura em baixa temperatura de polímeros naturais.

As enzimas também são usadas para fragmentar os polímeros naturais em aplicações de campo petrolífero. Elas são geralmente usadas em temperatura baixa (25 a 70°C ou 68°F a 158°F) enquanto na temperatura mais elevada elas se desnaturam e se tomam ineficazes. Em temperaturas muito 10 baixas as enzimas não são tão eficazes quando a taxa de fratura do polímero for muito lenta e elas não são geralmente recomendadas. Diferentes tipos de enzimas são usados para fragmentar diferentes tipos de ligação nos polissacarídeos. Algumas enzimas fragmentam apenas a ligação a-glicosídica e algumas fragmentam a ligação β-glicosídica nos polissacarídeos. Algumas 15 enzimas fragmentam os polímeros por hidrólise e algumas por percursos oxidativos. Geralmente a hemicelulase é utilizada para fragmentar os polímeros guar e a xantanase é usada para fragmentar os polímeros de xantana. Uma enzima específica é necessária para fragmentar um polímero/polissacarídeo específico. As enzimas são referidas como 20 catalisadores da natureza porque a maioria dos processos biológicos envolve uma enzima. As enzimas são grandes moléculas de proteína, e as proteínas consistem de uma cadeia de blocos de construção chamados de aminoácidos. As enzimas mais simples podem conter menos do que 150 aminoácidos enquanto as enzimas típicas possuem de 400 a 500 aminoácidos. Comparadas 25 ao persulfato com um peso molecular de 236, as enzimas são grandes moléculas com pesos moleculares na faixa de 10.000. Comparadas ao guar, que possui um peso molecular aproximado de 2 a 4 milhões, as enzimas são pequenas.

Os ácidos também fornecem a mesma fragmentação através da hidrólise como as enzimas. Os ácidos, no entanto, emitem várias dificuldades com relação às aplicações práticas. Os ácidos não são usados como um fragmentador polimérico de polissacarídeo muito freqüentemente por causa do custo, controle fraco da taxa de fragmentação, dificuldades de compatibilidade, e corrosão das mercadorias de metal.

Em particular, existem poucos métodos disponíveis para fragmentar polímeros viscosos, especialmente polímeros de xantana, em temperaturas muito baixas (abaixo de 120°F/49°C) e eles sofrem de vários problemas. Por exemplo, o uso de hipoclorito levanta preocupações de corrosão e não pode fornecer retardo suficiente da fragmentação. O uso de persulfato requer concentrações elevadas em temperaturas mais baixas. O uso de clorito de sódio é limitado em aplicações de alta temperatura e pode reagir violentamente para provocar um incêndio quando os compostos orgânicos são usados no processo. As enzimas não funcionam bem em xantanas.

O perborato de sódio e acetoacetato de etila (“EAA”) foram relatados como sendo capazes de fragmentar um gel de um polímero de goma xantana típico (“XANVIS”) até 80°F (27 0C). Ver Kelco Oilfield Group in its Technical Bulletin intitulado “Breaker Applications”, revisado 01/04. Entretanto, fomos incapazes de fragmentar um gel de xantana em temperatura muito baixa usando a receita publicada e a publicação não fornece detalhe suficiente para permitir o usuário otimizar a receita de fragmentador para uma dada série de condições.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

De acordo com a invenção, uma composição para o tratamento de uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea é fornecida, a composição compreendendo: (a) água; (b) uma fonte de peróxido de hidrogênio, e (c) um ativador para a fonte de peróxido de hidrogênio; em que o pH da composição é ajustado para estar dentro de uma faixa apropriada para o tipo de ativador. De acordo com um outro aspecto da invenção, um método para o tratamento de uma parte de uma furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea é fornecido, o método compreendendo as etapas de: formar ou fornecer uma composição que compreende: (a) água; (b) uma fonte 5 de peróxido de hidrogênio, e (c) um ativador para a fonte de peróxido de hidrogênio; em que o pH da composição é ajustado para estar dentro de uma faixa apropriada para o tipo de ativador; e introduzir a composição através de um furo de poço para tratar uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea.

O ativador pode ser um composto doador de alcanoíla solúvel

em água (às vezes referido aqui como um doador de acila) ou um metal de transição quelatado, ou qualquer combinação destes em qualquer proporção. Preferivelmente, a composição ainda compreende um agente quelador de ferro. A composição e o método são adaptados para a fragmentação de um 15 polímero de viscosidade crescente, tal como xantana. O método tem aplicações particulares onde a temperatura estática da parte do furo de poço ou da parte da formação subterrânea a ser tratada é menor do que IOO0F (38 0C).

De acordo com um outro aspecto a invenção se fornece uma composição para o tratamento de uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea, a composição compreendendo: (a) água; (b) uma fonte de peróxido de hidrogênio, e (c) um composto doador de alcanoíla solúvel em água tendo um grupo de partida com um pKa na faixa de cerca de

6 a cerca de 13; em que o pH da composição é ajustado na faixa de 3 a 8.

De acordo com um outro aspecto a invenção se fornece uma

composição para o tratamento de uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea, a composição compreendendo: (a) água; (b) uma fonte de peróxido de hidrogênio, e (c) um ativador seletivo do grupo consistindo de um metal de transição quelatado, um agente de quelação e um metal de transição, e qualquer combinação destes em qualquer proporção; em que o pH da composição é ajustado na faixa de 3 a 10.

De acordo com outro aspecto da invenção é fornecido um método para o tratamento de uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea com uma composição de acordo com a reivindicação 1, o método compreendendo as etapas de: (A) formação ou fornecimento da composição; (B) introdução da composição através de um furo de poço para tratar uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea.

De acordo com um outro aspecto a invenção se fornece uma composição para o tratamento de uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea, a composição compreendendo: (a) água; (b) um polímero de xantana, (c) um perborato; e (d) um composto doador de alcanoíla solúvel em água tendo um grupo de partida com um pKa na faixa de cerca de 6 a cerca de 13; e (e) um agente tamponante selecionado para ajudar a manter o pH da composição em qualquer faixa dentro de uma faixa de 3 a 8.

De acordo com outro aspecto da invenção é fornecido um método para o tratamento de uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea, o método compreendendo as etapas de: (A) formação ou fornecimento de uma composição compreendendo: (a) água; (b) um polímero de xantana, (c) um perborato; e (d) um composto doador de alcanoíla solúvel em água tendo um grupo de partida com um pKa na faixa de cerca de 6 a cerca de 13; e (e) um agente tamponante selecionado para ajudar a manter o pH da composição em qualquer faixa dentro de uma faixa de 3 a 8; e (B) introdução da composição através de um furo de poço para tratar uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea.

De acordo com um outro aspecto a invenção se fornece uma composição para o tratamento de uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea, a composição compreendendo: (a) água; (b) um polímero de xantana; (c) um perborato; e (d) um ativador seletivo do grupo consistindo de um metal de transição quelatado, um agente de quelação e um metal de transição, e qualquer combinação destes em qualquer proporção; e (e) um agente tamponante selecionado para manter o pH da composição em qualquer faixa dentro de uma faixa de 3 a 10.

De acordo com outro aspecto da invenção é fornecido um método para o tratamento de uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea, o método compreendendo as etapas de: (A) formação ou fornecimento de uma composição compreendendo: (a) água; (b) um polímero de xantana, (c) um perborato; e (d) um ativador selecionado do grupo consistindo de um metal de transição quelatado, um agente de quelação e um metal de transição, e qualquer combinação destes em qualquer proporção; e (e) um tampão selecionado para ajudar a manter o pH da composição em qualquer faixa dentro de uma faixa de 3 a 10; e (B) introdução da composição através de um furo de poço para tratar uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea.

DESCRIÇÃO DETALHADA DAS FORMAS DE REALIZAÇÃO PREFERIDAS

A presente invenção compreende um sistema fragmentador para temperaturas baixas que pode ser utilizado para a fragmentação de um polímero com viscosidade crescente com fluidos de tratamento com base em água usados em recheios de cascalho, fratura, conjuntos de fratura, pílulas de perda de fluido, fluidos de perfuração, fluidos de broca, e tortas de filtro formadas por fluidos de perfuração ou de broca, etc.

Uma composição e método da presente forma de realização fornecem um meio de tratamento de uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma zona subterrânea usando fluido de tratamento com base em água contendo um fragmentador polimérico solúvel em água. De acordo com esta forma de realização, um fluido de tratamento com base em água compreende: (i) água, (ii) um fragmentador de polímero retardado que compreende uma fonte de peróxido de hidrogênio e um ativador (tal como um composto doador de acila ou um catalisador de metal de transição quelatado), em que o pH da composição é ajustado para estar dentro de uma faixa apropriada para o tipo 5 de ativador. De acordo com este método, o fluido de tratamento com base em água é introduzido dentro da zona subterrânea e o fragmentador é deixado fragmentar a torta do filtro na parede da formação. Depois disso a torta do filtro fragmentado e o fluido de tratamento são recuperados da zona subterrânea.

Uma composição e método da presente forma de realização

fornece um meio de tratar uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma zona subterrânea usando um fluido de tratamento com base em água contendo um fragmentador de polímero solúvel em água retardado (para recheios de cascalho, fratura, conjuntos de fratura, pílulas de perda de fluido, fluidos de perfuração ou fluidos de broca, etc.). De acordo com esta forma de realização, um fluido de tratamento viscoso com base em água compreende: (i) água, (ii) um polímero com viscosidade crescente, e (iii) um fragmentador de polímero retardado que compreende uma fonte de peróxido de hidrogênio e um ativador (um doador de acila ou um catalisador de metal de transição quelatado), em que o pH da composição é ajustado para estar dentro de uma faixa apropriada para o tipo de ativador. De acordo com este método, o fluido de tratamento viscoso é introduzido dentro da zona subterrânea e o fragmentador é deixado fragmentar o fluido de tratamento viscoso em fluido diluído de viscosidade reduzida. Depois o fluido de tratamento é recuperado da zona subterrânea.

Uma composição e método da presente forma de realização fornecem um meio de tratamento da zona subterrânea usando um fluido de tratamento com base em água contendo um fragmentador de polímero solúvel em água retardado. Os fluidos de tratamento viscosos com base em água compreendem (i) água, (ii) um polímero com viscosidade crescente, (iii) um fragmentador de polímero retardado que compreende uma fonte de peróxido de hidrogênio e um ativador (um doador de acila ou um catalisador de metal de transição quelatado), em que o pH da composição é ajustado para estar dentro de uma faixa apropriada para o tipo de ativador. O fluido de tratamento viscoso é introduzido na zona subterrânea e o fragmentador é deixado fragmentar o fluido de tratamento viscoso e a torta do filtro sobre a parede da formação. Depois o fluido de tratamento é recuperado da zona subterrânea.

Uma composição e método da presente forma de realização fornecem um meio de tratamento da zona subterrânea usando um fluido de tratamento com base em água viscoso. Um fragmentador de polímero é colocado na formação como um pré-fluxo. Em algum tempo mais tarde o fragmentador de polímero é circulado de volta através do fluido de tratamento e/ou a torta do filtro desse modo fragmenta o fluido de tratamento e/ou a torta do filtro. O fragmentador de polímero compreende: (i) água, (iii) um fragmentador de polímero retardado que compreende uma fonte de peróxido de hidrogênio e um ativador (tal como um doador de acila ou um catalisador de metal de transição quelado), em que o pH da composição é ajustado para estar dentro de uma faixa apropriada para o tipo de ativador. O fluido de tratamento viscoso compreende (i) água; (iii) um polímero com viscosidade crescente, e (iii) opcionalmente, agentes de ligação com ponte para ajudar a formar uma torta de filtro.

Uma composição e método da presente forma de realização fornece um meio de tratamento da zona subterrânea usando um fluido de tratamento com base em água viscoso. Um fragmentador de polímero é colocado na formação como um pós-fluxo (tratamento de fragmentador externo). O fluido de tratamento viscoso compreende: (i) água; (iii) um polímero com viscosidade crescente, e (iii) opcionalmente, agentes de ligação com ponte para ajudar a formar uma torta de filtro. O fragmentador de polímero compreende: (1) água, (iii) fragmentador de polímero retardado que compreende uma mistura de fonte de peróxido de hidrogênio, um ativador (um doador de acila ou um catalisador de metal de transição quelatado), em que o pH da composição é ajustado para estar dentro de uma faixa apropriada 5 para o tipo de ativador. A solução fragmentadora é bombeada para dentro da formação com um pós-fluxo. Tempo de contato suficiente é dado para permitir o fragmentador reduzir a viscosidade do fluido de tratamento viscoso. Depois disso, o fluido de tratamento é recuperado da zona subterrânea.

De acordo com uma forma de realização no momento mais

preferida, uma composição e método fornecem um meio de tratamento da zona subterrânea usando um fluido de tratamento com base em água contendo um fragmentador de polímero solúvel em água retardado (para recheios de cascalho, fratura, conjuntos de fratura, pílulas de perda de fluido, fluidos de perfuração ou de broca, etc.). De acordo com esta forma de realização, um fluido de tratamento viscoso com base em água compreende: (i) água, (ii) polímero de xantana, (iii) um fragmentador de polímero retardado que compreende uma mistura de perborato de sódio e um ativador doador de alcanoíla (acetoacetato de etila), (iv) em um tampão selecionado para ajudar a manter o pH da composição em qualquer faixa dentro de uma faixa preferida entre 5 e 8. A composição de fluido de tratamento viscoso é introduzida em uma zona subterrânea de temperatura baixa (menos do que 100°F/38 0C) e o fragmentador é deixado fragmentar o fluido de tratamento viscoso em fluido diluído de viscosidade reduzida. Depois o fluido de tratamento é recuperado da zona subterrânea.

De acordo com uma outra forma de realização no momento mais preferida, uma composição e método fornecem um meio de tratamento da zona subterrânea usando um fluido de tratamento com base em água contendo um fragmentador de polímero solúvel em água retardado (para recheios de cascalho, fratura, conjuntos de fratura, pílulas de perda de fluido, fluidos de perfuração ou de broca, etc.). Os fluidos de tratamento viscosos com base em água compreendem (i) água, (ii) polímero de xantana, (iii) fragmentador de polímero retardado que compreende uma mistura de perborato de sódio e um ativador (íons de metal de transição quelatados tais como cobre-EDTA, Fe-citrato, Mn(III)-gluconato, ligando Fe- tetraamidomacrocíclico (“Fe-TAML”), etc.), (iv) e um tampão selecionado para ajudar a manter o pH em qualquer faixa dentro de uma faixa entre 3 a 10. A composição de fluido de tratamento viscoso é introduzida em uma zona subterrânea de temperatura baixa (100°F/38°C) e o fragmentador é deixado fragmentar o fluido de tratamento viscoso em fluido diluído de viscosidade reduzida. Depois o fluido de tratamento é recuperado da zona subterrânea.

Uma vantagem das composições e métodos de acordo com a invenção é a capacidade de se fragmentar um polímero com viscosidade crescente em uma maneira controlada, isto é, a taxa de degradação do polímero não é imediata e pode ser relativamente lenta em temperatura baixa sem outros efeitos adversos. A taxa de degradação do fluido pode ser controlada pela concentração de oxidante, quantidade de quelante ou ligando de formação de complexo nos ativadores de metal de transição, e a quantidade de ativador doador de acila. Para a fragmentação eficaz do polímero, o pH do meio necessita ser controlado.

A água usada nas composições e métodos de acordo com a invenção pode ser água doce, mas preferivelmente uma salmoura. A salmoura pode ser salmoura natural, tal como água salobra ou água do mar. A salmoura também pode ser sintética, produzida mediante a adição de sal solúvel em água em água doce. A água, quer água doce, uma salmoura natural, quer uma salmoura sintética, pode ter sal solúvel em água adicionado, o qual pode ser, por exemplo, para tomar mais pesado o fluido, isto é, aumentar a densidade. Se um sal solúvel em água adicionado for incluído, preferivelmente, o sal adicionado é selecionado do grupo consistindo de cloreto de sódio, cloreto de potássio, brometo de sódio, brometo de cálcio, brometo de zinco, formiato de sódio, e qualquer combinação destes em qualquer proporção.

Vários polímeros com viscosidade crescente podem ser usados param formar a viscosidade em fluidos com base em água. Em concentração suficiente, muitos destes polímeros com viscosidade crescente podem formar um fluido na forma de gel. Para formar um fluido na forma de gel, tais polímeros com viscosidade crescente geralmente presentes nas composições de fluido viscoso em uma quantidade na faixa de cerca de 0,25% a cerca de 1,5% em peso da água nas composições. A maioria dos polímeros com viscosidade crescente empregados na indústria petrolífera e de gás são biopolímeros. Os polímeros com viscosidade crescente típicos incluem polissacarídeos tais como guar, derivados de guar, celulose, amido, xantana, etc. Vários destes, tais como xantana, escleroglucano, diutano, derivados de celulose, etc., podem ser comercialmente obtidos relativamente limpos comparados com a goma guar.

Os polímeros de goma xantana são propostos como uma alternativa ao succinoglicano, que está sendo usado em aplicações de recheio de cascalho/conjunto de fratura em temperatura baixa.

A fonte de peróxido de hidrogênio é preferivelmente

selecionada do grupo consistindo de persais inorgânicos, peróxidos de metal alcalino (por exemplo, peróxido de sódio), peróxido orgânico (por exemplo, peróxido de uréia-hidrogênio), e peróxido de hidrogênio, e qualquer combinação destes em qualquer proporção. Os persais incluem, por exemplo, 25 e sem limitação, perboratos alcalinos, percarbonatos, perfosfatos, com exemplos mais específicos incluindo, sem limitação, monoidrato de perborato de sódio, tetraidrato perborato de sódio, percarbonato de sódio, peroxiidrato de pirofosfato de sódio, etc.

Nas composições e métodos de acordo com a invenção, o composto doador de alcanoíla é preferivelmente selecionado do grupo consistindo de: acetato de etila, acetoacetato de etila; tetracetiletilenodiamina (“TAED”); nonanoiloxibenzenossulfonato de sódio (“NOBS”); e qualquer combinação destes em qualquer proporção. Preferivelmente, o composto 5 doador de alcanoíla está presente em uma concentração de pelo menos 0,5% em peso.

Nas composições e métodos de acordo com a invenção, o metal de transição é preferivelmente selecionado do grupo consistindo de: cobre, cobalto, manganês, ferro, e qualquer combinação destes em qualquer 10 proporção.O agente de quelação preferivelmente compreende: EDTA, sal alcalino ou de metal de alcalino de EDTA, citrato de metal alcalino, ácido cítrico, ácido iminodiacético, gluconato, NTA, ligando tetraamidomacrocíclico, e qualquer combinação destes em qualquer proporção. O metal de transição quelatado é preferivelmente selecionado do 15 grupo consistindo de: cobre-EDTA, Fe-citrato, Mn(III)-gluconato, ligando de Fe-tetraamidomacrocíclico, e qualquer combinação destes em qualquer proporção.

Preferivelmente, nas composições e métodos de acordo com a invenção, a composição ainda compreende: agente de quelação para o ferro ou outros íons de metal de transição dissolvido. O agente de quelação é preferivelmente selecionado do grupo consistindo de ácido cítrico, citrato de sódio, EDTA, ácido iminodiacético, NTA, etc.

Preferivelmente, nas composições e métodos de acordo com a invenção, as composições ainda compreendem: um composto de ajuste do pH para ajustar o pH da composição. O composto de ajuste do pH pode compreender: um tampão, um ácido, ou uma base.

Nas composições e métodos de acordo com a invenção, as composições preferivelmente ainda compreendem: um agente de quelação para ferro ou outros íons de metal de transição dissolvido. O agente de quelação é selecionado do grupo consistindo de ácido cítrico, citrato de sódio, EDTA, ácido iminodiacético, NTA, etc.

No trabalho sobre a invenção, foi determinado que a substância alvejante (5 a 6% hipoclorito de sódio) deve fragmentar um gel de 5 xantana com uma carga de gel de 42 lb/Mgal (5 g/l) quando misturado com água (uma salmoura) 1 1310F (55°C), mas o tempo de fragmentação foi muito rápido e ficaria difícil de se controlar com relação às aplicações de tratamento de poços. A substância alvejante fragmenta o gel a 95°F (35°C) em um tempo razoável para aplicações de tratamento de poços. No entanto, o pH da 10 substância alvejante é elevado, tipicamente na faixa de cerca de 10 a cerca de 12. Mesmo embora a substância alvejante sendo eficaz na fragmentação de um gel com base em um polímero de goma xantana em temperatura muito baixa, a substância alvejante pode ser considerada ser demasiada corrosiva e indesejável para se utilizar em algumas aplicações de furo de poço.

O perborato de sódio foi testado como um fragmentador para

um gel de xantana com uma carga de gel de 42 lb/Mgal (5 g/l) da água (salmoura) em 1310F (55°C), e foi determinado que o tempo de fragmentação era razoável com relação às aplicações de tratamento. Mas quando testado a 95°F (35°C), o perborato de sódio não pode fragmentar o gel, mesmo com cargas de até 1.000 lb/Mgal (120 g/l).

O perborato de sódio e acetoacetato de etila (“EAA”) tem sido relatado como sendo capaz de fragmentar um gel de um polímero de goma xantana típico (“XANVIS”) abaixo de 80°F (27°C). Ver Kelco Oilfield Group in its Technical Bulletin intitulado “Breaker Applications”, revisado 01/04. A 25 receita de fragmentador fornecida pela Kelco é apenas eficaz em salmouras monovalentes. Não é eficaz em salmouras divalentes tais como uma salmoura de CaCl2. Da mesma forma, se o pH da receita não for controlado nas salmouras monovalentes, então ela não fragmenta o polímero completamente em uma consistência diluída com água par fluir de volta. O controle do pH também é necessário nas salmouras de CaCl2.

O método foi testado usando a receita publicada para a fragmentação de um gel de xantana, no entanto, fomos incapazes de fragmentar o gel usando a receita publicada. Testamos a receita do boletim da Kelco testado como se segue: Leituras de viscosidade foram tomadas em um Fann 35 Viscometer de mola 1/5. As leituras necessitam ser divididas por 5 para serem equivalentes a uma leitura de Fann 35 300 RPM com um pêndulo e manga #1. Adicionados 1.000 ml de Duncan Tap Water (isto é, água da bica da Duncan, Oklahoma) em um Waring Blender. O pH da Duncan Tap Water foi de 7,77. Após a adição da xantana (5,76 gramas/litro) o pH foi de 7,83. Foi deixado o gel hidratar durante 1 hora. Foi adicionado 2 gramas/litro de tetraidrato de perborato de sódio ao gel hidratado. O pH após a adição do perborato de sódio foi de 10,0. Adicionado 0,7 ml de acetoacetato de etila. O pH diminuiu para 9,8. A viscosidade do gel com aditivos foi 31,2 cp (leitura do mostrador de 156 em 300 RPM com uma mola 1/5). O pH foi 9,2. Após cerca de 2 horas, a viscosidade foi 23 cp (leitura do mostrador de 115 a 300 RPM com uma mola 1/5). O pH foi de 9,34. Após cerca de 16 horas, a viscosidade tinha caído para 17,6 cp (leitura do mostrador de 88 a 300 RPM com uma mola 1/5). O pH foi de 8,49. A amostra de gel foi despejada neste ponto. Assim, o pH da receita Kelco testada foi de cerca de 10, e permaneceu elevado em todo o teste.

Com outro trabalho com perborato de sódio e acetoacetato de etila, foi determinado que se o pH for demasiado elevado a partir de um pH (isto é, maior do que cerca de 8) ou demasiado baixo a partir de um pH (isto 25 é, menor do que cerca de 5), o resultado é a fragmentação incompleta do polímero. Em alguns casos um pH elevado também leva à reticulação da xantana por íons de borato quando se usa um fragmentador de perborato de sódio. Foi determinado que para a fragmentação ideal, o controle do pH é crítico. O efeito do pH não é tomado em consideração com o boletim Kelco. Acredita-se também que as impurezas de metal de transição (ferro, cobre, manganês, etc.) da mesma forma desempenham um papel crucial na fragmentação da xantana por perborato de sódio. Estes metais de transição podem catalisar o perborato para fornecer fragmentação instável e descontrolada. 0 efeito de tais impurezas de metal de transição não é levado em consideração no boletim da Kelco.

A concentração de perborato de sódio foi aumentada de 24 lb/Mgal (1 lb/bbl ou 2,9 g/l) para 100 lb/Mgal (12 g/l) e a concentração de acetoacetato de etila foi aumentada de 6 gal/Mgal (0,25 gal/bbl ou 6 ml/l) para gal/Mgal (10 ml/l). Isto resultou em uma diminuição na viscosidade do gel em cerca de 3 cP durante um período de 24 horas. No entanto, algumas pontas (aumentos) foram observadas no perfil de viscosidade acompanhadas por alterações na inclinação do pH (crescente).

O fosfato de sódio ou fosfato de potássio foi adicionado para ajustar o pH para 6,5. Este ajudou a fragmentação do gel de xantana em muito menos tempo do que 24 horas. O gel fragmentaria mais limpamente e a viscosidade diminuiria para menos do que 2 cP, e a adição da base suavizou as pontas no perfil de viscosidade quando o gel se fragmenta.

As experiências foram executadas com várias combinações de perborato de sódio, acetoacetato de etila, e tampão de fosfato de sódio ou potássio. As experiências também foram executadas com outras bases e tampões para controlar o pH com algum sucesso. Estes incluem acetato de amônio, TRIS, etc.

As experiências foram executadas com várias salmouras monovalentes e divalentes tais como água do mar acrescida de cloreto de potássio, cloreto de potássio e cloreto de cálcio. Quando o cloreto de cálcio está presente existe uma preocupação quanto aos problemas potenciais de precipitação quando se usa tampões de fosfato. Quando se usa cloreto de cálcio com a salmoura de base para o fluido de tratamento viscoso foi observado que o perborato de sódio e os ativadores de metal de transição quelatado tais como cobre-EDTA e citrato de ferro fragmentam o gel em um tempo razoável. A quantidade do agente de quelação neste sistema determinará o atraso no tempo de fragmentação. As melhores fragmentações de viscosidade ocorreram quando pH estava na faixa de 5 a 8. Experiências também foram executadas com ácido cítrico em vez de fosfato de potássio sem a preocupação de que possa haver uma precipitação ou problema de escala com o uso de fosfato de potássio. Quando se usa ácido cítrico, o pH fica variado de 7 até 4 em aumentos de 1 pH por unidade. Nos exemplos que utilizam ácido cítrico, em um pH de 7 ou 6, o gel se fragmentaria em uma maneira conveniente, mas nos exemplos em pH mais baixo, a taxa de fragmentação diminuiu de velocidade.

Sem ser limitado por qualquer explicação teórica, acredita-se que o pH desempenha um papel na aceleração da decomposição do polímero. Pode ser possível, entretanto, que existe uma reação química ou outro mecanismo na atividade entre o fosfato de potássio, perborato de sódio e/ou acetoacetato de etila (“EA”) que está acelerando a fragmentação da goma xantana ou outros agentes de viscosidade.

Acredita-se atualmente que o mecanismo de fratura mais provável quando se usa perborato de sódio, acetoacetato de etila e fosfato de monossódio para fragmentar a xantana em 95°F (35°C) é aquele que o acetoacetato de etila é convertido em perborato de sódio ou seu perácido, que é um ácido oxidante muito mais forte do que o peróxido de hidrogênio. Acredita-se ser possível utilizar outros precursores de acetila tais como tetraacetiletilenodiamina (“TAED”) e nonanoiloxibenzenossulfonato de sódio (“NOBS”). Acredita-se atualmente que um aspecto essencial destes ativadores é a presença de um bom grupo de partida (pKa ~ 6 — 13). A adição destes precursores de acetila diminui o uso de temperatura na fragmentação de sacarídeos. A informação no Kelco Technical Bulletin para fragmentadores de xantana foi usada como um ponto de partida. O boletim indicou que a combinação de perborato de sódio e acetoacetato de etila se permitiria fragmentar um gel de xantana em temperaturas tão baixas quanto 5 80°F (27°C). A receita não parece funcionar. As quantidades de perborato de sódio e acetoacetato de etila foram aumentadas muito pouco e certa redução significativa na viscosidade foi observada. Experiências foram executadas para otimizar a composição fragmentadora. Foi observado que o perborato de sódio elevaria o pH do gel de base uma vez que foi adicionado em 10 quantidades significativas. Como a viscosidade começou a descer o pH também deve ir para baixo. Em alguns casos um leve aumento no pH combinado com um aumento na viscosidade perto do final dos testes de fragmentação foi observado. Diversos testes foram executados para determinar o mecanismo pelo qual isto ocorreu e a reticulação do gel foi 15 observada quando o pH começou a se elevar. Sem ser limitado por qualquer explicação teórica particular, acredita-se que a reticulação foi devida ao material de borato no perborato de sódio.

Experiências foram executadas usando fosfato de potássio para tamponar o pH do gel na faixa de 6 a 7 para aumentar a eficiência da 20 fragmentação. Este também teve a vantagem adicional de reduzir qualquer potencial de corrosão. Experiências foram executadas usando fosfato de potássio em combinação com perborato de sódio e acetoacetato de etila. A combinação de xantana, ácido cítrico, perborato de sódio, acetoacetato de etila e fosfato de potássio (ou sódio) significativamente reduziu o tempo de 25 fragmentação do gel. O ácido cítrico foi usado como quelato para o excesso de ferro livre e outros íons de metal de transição no fluido para minimizar os problemas em alcançar a viscosidade, impedir a reticulação do gel, e controlar o pH de modo que um atraso desejável na fragmentação possa ser obtido.

Experiências foram executadas para otimizar as concentrações desta combinação. Dependendo da salmoura foi observado que a combinação foi mais eficaz quando se usam 25 partes de perborato de sódio e 1 parte de acetoacetato de etila. Em outros casos a combinação foi mais eficaz usando 10 partes de perborato de sódio e 1 parte de acetoacetato de etila.

5 Esta invenção refere-se à fragmentação de xantana assim como

outros polímeros tais como goma guar, hidroxipropil guar (“HG”), carboximetil guar (“CMG”), carboximetilidroxipropil guar (“CMHPG”), diutano, poliacrilamidas, amido, celulose, hidroxietil celulose (“HEC”), carboximetil celulose (“CMC”), etc. em temperaturas baixas e sob outras 10 condições desafiadoras. Aplicações para esta nova tecnologia podem incluir fragmentador de fluido na forma de gel, fragmentador de fluido de fratura, fragmentador de fluido do recheio de cascalho, tratamentos de limpeza da torta de fluido de broca, fragmentador de pílula de perda de fluido e pílulas de limpeza geral. O sistema fragmentador pode ser aplicado como um 15 fragmentador interno, como uma pílula “tóxica” de pré-fluxo, ou como um fragmentador pós-fluxo externo.

O perborato de sódio é um agente oxidativo altamente eficaz e é usado principalmente na lavagem de roupas e branqueamento assim como em aplicações de campo petrolífero tais como polímeros de fragmentação. O 20 perborato de sódio é comercialmente disponível como a forma de tetraidrato (NaB03.4H20) ou a forma de monoidrato (NaBO3-H2O). A forma de monoidrato de perborato de sódio se dissolve mais rápido do que o tetraidrato em temperaturas baixas. Elas contêm ligações de peroxigênio constantes, ao contrário de, por exemplo, percarbonato de sódio ou perfosfato de sódio. Na 25 forma cristalina, o perborato de sódio existe como um sal de peroxodiborato cíclico dimérico que em meio aquoso rapidamente se hidrolisa para formar uma solução em equilíbrio de peróxido de hidrogênio, ânions de borato tetra- hidróxi, e uma ou mais espécies de peroxiborato. O equilíbrio constante do perborato de sódio determina a hidrólise, implicando que na prática o perborato de sódio pode ser considerado como uma fonte estável sólida de peróxido de hidrogênio.

HOst5^CX

no 0^bCoh

'0*^ OH

H7O

O

,B-OH

HO OH

HOO" + H+

H2O^ + B(OH)4"

OH’ + H3BO3

Espécies de peroxoborato tais como (HO^BOOH’ em que o grupo de peroxo permanece coordenado ao boro são estáveis em solução. O 5 peroxoborato pode ser melhor agente oxidante do que o próprio peróxido de hidrogênio. A natureza eletrofílica dos grupos de peroxigênio é aumentada mediante a coordenação com o centro de boro. Assim, o peroxoborato de sódio pode ser um agente oxidante superior para o peróxido de hidrogênio em temperatura elevada equivalente.

O mecanismo exato de oxidação por oxigênio disponível a

partir do perborato de sódio é um assunto de conjecturas. O ânion de peridróxi (HOO‘) é suposto de ser uma espécie oxidante importante, talvez a mais importante. No entanto, outros incluindo peroxiboratos e oxigênio singleto, também podem ser envolvidos. Recentes trabalhos têm indicado que o radical 15 de superóxido, O2", pode atuar como a espécie ativa em algumas circunstâncias.

Muitos ativadores de oxidação foram descritos os quais reagem in situ com o peróxido de hidrogênio para gerar perácidos, que contêm a forma mais reativa de oxigênio disponível para a oxidação. A 20 maioria dos ativadores é doadores de acila, geralmente ligados a um fenol ou fonte de nitrogênio secundária/terciária, visto que os compostos resultantes são importantes para a fragmentação lenta da xantana ou outros polímeros de fratura hidráulica, enquanto que para a fragmentação mais rápida, o éster de fenol ou o nitrogênio secundário/terciário são os mais úteis.

Os doadores de acila reagem com o ânion de peridróxi gerado

por perborato de sódio em água para formar perácidos e ânions de peracila.

Um aspecto essencial dos ativadores é a presença de um bom grupo de partida

(pKa ~ 6 — 13). Os ativadores tais como acetoacetato de etila (EAA),

tetracetiletilenodiamina (TAED), nonanoiloxibenzenossulfonato de sódio são

alguns dos exemplos de doadores de acila úteis para a preparação de perácido

mediante a reação com perborato de sódio.

oJ* o Hjpj de periorate 9 H O. rw

°X, 'iv-CH* de sódio 0 V-CH

\ / 3 --· ^ HgCC UUH j» ^_/ \ -Zlj

H3C^ ^NvjrCH3 ácido peracético ' *

q (agente oxidante de temperatura mais baixa)

TAED (ativador)

O O H2OsdepeAorato OO

C2Hs _ fcs6diI-- H3C-a^OOH 25

per ácido

H3C ^ O'

EAA (ativador)

Estes ativadores na reação com perborato de sódio geram IO perácido em temperatura mais baixa, um agente oxidante poderoso que opera em temperatura mais baixa (< 60°C) devido aos cinéticos acentuados de perácido em comparação com o peróxido de hidrogênio. A oxidação em temperatura mais baixa pode ser ainda intensificada pela maximização da heterólise da ligação peroxídica.

A relação de perborato ao ativador é importante. A taxa de

geração de perácido é aumentada por uma relação superior de peróxido para ativador. O pH mais elevado e a temperatura mais elevada também favorecem a geração de perácido mais elevada. No entanto, a oxidação e a fragmentação de polissacarídeos por perácido é mais eficaz em um pH mais baixo (6,5 a 8). 20 Durante a oxidação o pH do meio é diminuído devido à formação de ácido pela decomposição do perácido e também pela oxidação do polissacarídeo me moléculas contendo grupos de ácido carboxílico. Esta diminuição do pH abaixo de 6,5 diminui a velocidade da taxa de decomposição do peróxido de hidrogênio em temperaturas baixas e a geração de perácido e por fim a taxa de fragmentação do polímero. É, portanto, necessário manter o pH na faixa ideal para obter uma fragmentação eficaz e uma maneira de fazer é utilizar um tampão. Se o pH for demasiado elevado, então a taxa de geração de perácido é 5 igualmente rápida e o fragmentador é gasto rapidamente sem completamente oxidar o polissacarídeo.

Outros mecanismos de oxidação podem estar em atividade. A reação de perácido com seu ânion, fomentada em um pH igual ao pKa do perácido, pode levar à formação de espécies ativas de oxigênio. Foi especulado que o oxigênio singleto é responsável pela oxidação observada com o sistema perborato de sódio/ativador.

O perborato ativado é vagaroso para reagir em temperatura ambiente, mas fornece um tempo bastante longo, é capaz de fragmentar o polímero de xantana.

Estes doadores de acila também podem ser usados em

combinação com outras fontes de peróxido tais como percarbonato para oxidar os polímeros naturais como xantana e operam abaixo de 104 0F (40°C). O doador de acila também pode ser usado em combinação com pirofosfato peroxiidrato de sódio, peróxi hidrato de uréia, peróxidos de metal alcalino 20 (por exemplo, peróxido de sódio), e qualquer mistura destes em qualquer proporção.

O doador de acila ou o ativador da presente invenção possui a fórmula geral R-C(=0)-L, onde R é um grupo de alquila e L é um grupo de partida, o ácido conjugado do qual possui um PKa na faixa de 6 a 13, e mais preferivelmente na faixa de 6 a 10. L pode ser selecionado do grupo -O-Ar,

/=K ? /—f° R2

-oY -N R -'nV-HH -O-C=C-R3 etc.

R * g

R, R’, R2, R3, X, Y = podem ser alquila, H, grupo solubilizante -S03M, COOM, amônio quaternário etc. Tais doadores de acila são descritos na Patente U.S. n° 4.412.934 que é por meio desta incorporada por referência em sua totalidade.

Os ativadores tais como EAA, TAED, etc. eficazmente aumentam a reatividade do oxigênio disponível do perborato de sódio para oxidação. Mas estes sistemas ativados por perborato de sódio tomam um tempo mais longo para oxidar/fragmentar a xantana ou outros polímeros naturais usados em fluidos de fratura de poço abaixo de 104°F (40°C). Um outro método para intensificar o potencial de oxidação de perborato de sódio é utilizar um íon de metal de transição quelatado. Os íons de metal de transição quelatado catalisam as reações de peróxi para promover a formação de derivados de peróxi ou oxo reativos em temperaturas mais baixas. Estes catalisadores/ativadores de metal de transição quelatado operam em uma maneira completamente diferente para intensificar a oxidação e não são usados nas reações químicas do mesmo modo que os doadores de acila são usados. Por isso o íon de metal é menos usado na reação e menor custo com maior economia na utilização de produtos químicos. Alguns dos metais de transição como manganês, ferro, cobre e cobalto formam complexos que acentuam as propriedades de oxidação do perborato em temperatura mais baixa. Os íons de metal de transição devem ser suficientemente quelatados para obter a fragmentação retardada requerida do polímero e não deve indevidamente permutar a decomposição do peróxido pela trajetória não oxidativa e devem ser hidrolítica e oxidativamente estáveis.

Nas formulações aquosas o perborato sofre da perda de oxigênio disponível. O esgotamento catalítico do oxigênio disponível por traços de íons metálicos, particularmente cobre, ferro e manganês, é considerado ser a via para esta perda. Para impedir esta perda de oxigênio, agentes sequestrantes poderosos são usados que se tomam complexos com estes metais. Isto diminui a velocidade da reação. O agente sequestrante/quelante de metal mais eficaz é fosfato de sódio, difenilaminassulfonato de sódio (DPAS), ácido cítrico, EDTA, NTA e outros mais.

O perborato existe principalmente em duas formas, isto é, mono e tetraidrato. Sua respectiva taxa de dissolução varia com a temperatura. O mono hidrato é mais solúvel em temperatura baixa em comparação com o tetraidrato. Portanto, o monoidrato pode ser usado em temperatura mais baixa para propósito de oxidação para conseguir a fragmentação rápida do polímero de xantana devido à concentração aumentada de oxidante em comparação com tetraidrato, que eventualmente levará a geração mais rápida de espécies de oxidação. A mistura de ambas as formas de perborato de sódio também pode ser utilizada para adaptar o perfil de oxidação (concentração vs. tempo) em temperatura particular.

Outro meio de alterar a concentração ou solubilidade do perborato de sódio em solução é utilizar poliidroxicarboxilatos capazes de formar complexos com perborato. A intensificação da solubilidade em temperatura baixa também auxilia a oxidação acentuada mediante o aumento da concentração de oxidante na solução.

A solubilidade de perboratos também pode ser aumentada pela adição de boratos ou outros co-solutos. Mas em nosso caso os boratos podem interferir no processo pela reticulação dos polissacarídeos.

O debate teórico precedente não deve ser considerado de ser uma descrição completa dos mecanismos potenciais de fragmentação e foi preparado em uma forma preliminar.

De acordo com a invenção, uma composição para a fragmentação de um polímero com viscosidade crescente, a composição compreendendo (i) água e (ii) um fragmentador de polímero retardado que compreende uma fonte de peróxido de hidrogênio e um ativador (um doador de acila ou um catalisador de metal de transição quelatado), em que o pH da composição é ajustado para estar dentro de uma faixa apropriada para o tipo de ativador. A composição fragmentadora de múltiplos componentes pode ser usada para fragmentar polímeros com viscosidade crescente em temperaturas muito baixas.A composição fragmentadora de múltiplos componentes de acordo com a invenção fornece parâmetros adicionais para o controle 5 mediante a alteração da concentração e relações relativas dos diferentes componentes.

Geralmente, para fragmentar um polímero tal como a goma xantana requer a geração de um certo número de clivagens na cadeia principal do polímero ou ramificações poliméricas de modo a fragmentar o polímero e 10 causar a redução desejada na viscosidade. Conseqüentemente, a concentração de oxidante necessária para fragmentar a goma xantana em uma solução de goma xantana pode ser determinada com base na quantidade de goma xantana na solução.

Em temperaturas mais típicas, acima de IOO0F (38 0C) e mais 15 elevadas, por exemplo, para obter uma fragmentação retardada do polímero ou uma taxa lenta de decomposição do polímero com um oxidante forte implicaria uma redução da concentração do oxidante. No entanto, existe um limite para o grau em que a concentração do oxidante possa ser reduzida porque, como observado acima, existe um certo número de clivagens na 20 cadeia principal polimérica que é necessário para obter a redução desejada na viscosidade.

Em temperaturas muito baixas, no entanto, abaixo de IOO0F (38 0C), os oxidantes mais fracos do que a substância alvejante não podem operar. Portanto, especialmente em temperaturas muito baixas, para obter um sistema fragmentador de polímero retardado, um mecanismo de controle diferente da concentração de oxidante isoladamente é necessário.

Tal controle é fornecido pelo tampão e ativador das composições da presente forma de realização. De acordo com as composições fragmentadoras da presente forma de realização, fragmentações de polímero retardadas são executadas, não pelo ajuste da concentração do oxidante gerador de peróxido isoladamente, mas pelas alterações nas concentrações dos outros componentes da composição fragmentadora.

Ficará entendido que se um oxidante forte for adicionado a um 5 gel viscoso, ele reduziria bastante rapidamente a viscosidade e não resultaria em uma fragmentação retardada do gel. Em vez disso, de acordo com as composições fragmentadoras da presente forma de realização, um oxidante mais fraco (um oxidante gerador de peróxido) é usado o qual não é capaz de fragmentar o polímero de xantana por si mesmo e o peróxido é lentamente 10 ativado em um oxidante forte. De acordo com as composições fragmentadoras da presente forma de realização, o ativador em combinação com o oxidante gerador de peróxido gera um oxidante mais forte. Além disso, a combinação de um íon de metal de transição quelatado em combinação com uma fonte de peróxido gerará radicais livres que podem fragmentar o polímero.

Em um tal sistema, no entanto, em pH natural, por exemplo,

ferro férrico precipitará da solução como hidróxido de ferro. Assim, para impedir tal precipitação um agente quelante de ferro, tal como ânion de citrato, é preferivelmente adicionado ao complexo com qualquer íon ferroso na água ou que a composição fragmentadora se encontre em uso no furo 20 abaixo. Entretanto, o ânion de citrato tende a interferir com a geração do radical de peróxido. Portanto, quanto mais citrato for adicionado, tanto mais interferência é causada e tanto mais lenta a geração do oxidante mais forte. Conseqüentemente, o ânion de citrato pode participar do controle da taxa de fragmentação de acordo com as composições preferidas da presente forma de 25 realização. Se uma concentração relativamente elevada de ácido cítrico for usada em vez do fosfato, no entanto, este sistema pode funcionar.

De acordo com um outro aspecto da invenção, um método de tratamento de uma parte de uma formação subterrânea é fornecido, o método compreendendo as etapas de: (A) introdução de uma composição de tratamento de acordo com a invenção dentro da formação subterrânea; e (B) após a introdução da composição de tratamento, circulação dos fluidos de fragmentação a partir da formação subterrânea. Preferivelmente, a composição de tratamento ainda compreende um agente quelante de ferro.

A água usada nos fluidos de tratamento de acordo com a invenção pode ser água doce, mas preferivelmente uma salmoura. A salmoura pode ser salmoura natural, tal como água salobra ou água do mar. A salmoura também pode ser sintética, produzida mediante a adição de sal solúvel em água em água doce. A água, quer água doce, uma salmoura natural, quer uma salmoura sintética, pode ter sal solúvel em água adicionado, o qual pode ser, por exemplo, para tomar mais pesado o fluido, isto é, aumentar a densidade. Preferivelmente, o sal adicionado é selecionado do grupo consistindo de cloreto de sódio, cloreto de potássio, brometo de sódio, brometo de cálcio, brometo de zinco, formiato de sódio, e qualquer combinação destes em qualquer proporção. Em geral, o sal adicionado é selecionado com base em sua capacidade de se dissolver e tomar mais pesado um fluido aquoso e com base em seu custo assim como não sendo prejudicial à formação. Preferivelmente, o sal adicionado está presente em pelo menos 1% em peso da água.

Preferivelmente, uma composição de tratamento de acordo com a presente invenção ainda compreende: um agente quelante para o ferro. O propósito do agente quelante é ligar o ferro e impedir a reticulação indesejável do polímero de goma xantana, que indesejavelmente aumentaria a viscosidade do fluido na forma de gel. O agente quelante pode ser selecionado, por exemplo, do grupo consistindo de: ácido cítrico, um sal de citrato, e qualquer combinação destes em qualquer proporção. Os íons de metal complexos de controle, tais como ferro, manganês, cobre, etc., também são importantes quando tais íons podem catalisar a oxidação do peróxido de hidrogênio ou perborato em temperatura baixa e fragmentar o polímero muito rapidamente. Quando uma composição de fluido de tratamento viscoso for utilizada de acordo com esta forma de realização, vários polímeros de viscosidade crescente podem ser incluídos na composição de fluido de tratamento. Um grupo preferido de polímeros com viscosidade crescente inclui biopolímeros tais como gomas xantana, diutana e succinoglicana.

A água e o polímero de goma xantana forma um fluido viscoso, às vezes referido como um “fluido de base” tendo uma viscosidade aparente maior do que cerca de 10 cP, e preferivelmente na faixa de cerca de cP a cerca de 50 cP. Preferivelmente o polímero de goma xantana está presente em pelo menos 0,25% em peso da água (20 lb/Mgal) na composição de tratamento, e mais preferivelmente na faixa de cerca de 0,25% em peso da água (20 lb/Mgal) a cerca de 1% em peso da água (80 lb/Mgal).

Preferivelmente, o tampão é selecionado do grupo consistindo de: fosfato, ácido carboxílico, ou sal de um ácido carboxílico. Mais preferivelmente, o tampão compreende um fosfato. De acordo com a forma de realização no momento mais preferida da invenção, o tampão compreende fosfato de sódio ou potássio. Preferivelmente, o tampão está presente em uma quantidade eficaz para tamponar a composição de tratamento durante a fragmentação do fluido. Preferivelmente, o tampão está presente em pelo menos cerca de 0,5% em peso da água (40 lb/Mgal), e mais preferivelmente, o tampão está presente na faixa de cerca de 0,5% em peso da água (40 lb/Mgal) a cerca de 3% em peso da água (250 lb/Mgal) na composição de tratamento.

Sem ser limitado por qualquer explicação teórica, acredita-se que ter um tampão é particularmente importante quando se usa um oxidante de perborato, que de outra maneira pode causar reticulação indesejável e pontas (aumentos) na viscosidade do fluido gel de base.

O fragmentador é preferivelmente selecionado para evitar preocupações ou problemas com a corrosão excessiva. Assim, a substância alvejante é preferivelmente evitada como fragmentador. Os fragmentadores adequados incluem compostos que são capazes de produzir peróxido de hidrogênio na solução. Estes compostos são bem conhecidos na técnica e incluem peróxido de hidrogênio e peróxidos de metal alcalino (por exemplo, peróxido de sódio), composto de peróxido orgânico tal como peróxido de uréia-hidrogênio, e persais inorgânicos tais como perboratos alcalinos, percarbonatos, perfosfatos e outros mais. Mistura de dois ou mais de tais compostos pode ser usada, se desejável. Preferivelmente, o oxidante é selecionado do grupo consistindo de: perboratos de sódio comercialmente disponíveis em mono- e tetraidrato, percarbonato de sódio, pirofosfato peroxiidrato de sódio, peroxiidrato de uréia, e peróxido de sódio, e qualquer combinação destes em qualquer proporção. Mais preferivelmente, o oxidante compreende um perborato de sódio compreendendo perborato tetraidrato de sódio ou perborato monoidrato de sódio. Para a dissolução fácil em temperatura muito baixa o monoidrato de perborato de sódio é preferível.

O oxidante está presente em concentração suficiente na composição de tratamento em que o oxidante está em uma concentração suficiente na composição de tratamento para substancialmente fragmentar a viscosidade do fluido viscoso formado pela água e polímero de goma xantana. 20 Por exemplo, o oxidante está preferivelmente presente em pelo menos cerca de 0,6% em peso (50 lb/Mgal) da água, e mais preferivelmente na faixa de cerca de 0,6% em peso (50 lb/Mgal) a cerca de 3% em peso (250 lb/Mgal) da água da composição de tratamento, embora concentrações muito maiores podem ser usadas.

De acordo com um aspecto da invenção, o ativador para o

oxidante é um composto de alcanoíla solúvel em água que possui um bom grupo de partida com um pKa na faixa de cerca de 6 a cerca de 13 e mais preferivelmente na faixa de cerca de 6 a cerca de 10. O ativador pode ser um éster, acil alquil fenóis, amidas de acila, sulfonato de acil alquil fenol, sulfonato de acil fenol, etc. Preferivelmente5O composto doador de alcanoíla é selecionado do grupo consistindo de: acetoacetato de etila; tetracetiletilenodiamina (“TAED”); nonanoiloxibenzenossulfonato de sódio (“NOBS”); e qualquer combinação destes em qualquer proporção. Mais preferivelmente, a alcanoíla é uma etanoíla (“acetila”). Mais preferivelmente ainda, o composto doador de alcanoíla é um acetoacetato. De acordo com uma forma de realização no momento mais preferida da invenção, o acetoacetato é um éster de acetoacetato. Mais preferivelmente, o éster de acetoacetato é acetoacetato de etila. Para a fragmentação mais rápida os tipos TEAD de doadores de acila podem ser usados e para o doador de acila com tempo de fragmentação mais longo, álcoois alifáticos tais como acetoacetato de etila podem ser usados.

O fluido de tratamento de acordo com a invenção é preferivelmente injetado em uma temperatura de menos do que 150°F (65°C). Esta faixa de temperatura está dentro da faixa de temperatura ambiente normal na fonte e evita qualquer necessidade de aquecimento do fluido de tratamento. O fluido de tratamento tem aplicação particular quando injetado em uma temperatura abaixo de IOO0F (38°C).

Os fluidos e métodos de tratamento de acordo com a invenção possuem aplicação particular em temperaturas mais baixas, tais como onde a temperatura estática da formação subterrânea for menor do que 200°F (93 0C). Os fluidos e métodos de tratamento de acordo com a invenção são especialmente úteis em temperaturas muito baixas, em que os fluidos na forma de gel de xantana são mais difíceis de fragmentar, tais como onde a temperatura estática da formação subterrânea for menor do que IOO0F (38°C).

O fluido de tratamento pode ainda compreender areia, cascalho, material de sustentação revestido de resina, ou material de sustentação sintético, por exemplo, se o fluido de tratamento for usado em uma operação de conjunto de fratura hidráulica ou cascalho. O método preferivelmente ainda compreende a etapa de formar a composição de tratamento, mais preferivelmente perto da fonte, e injetar a composição de tratamento dentro da formação subterrânea. De acordo com certas formas de realização, o método ainda inclui injetar outros 5 tipos separados de fluidos de tratamento, antes ou após um fluido de tratamento de acordo com a presente invenção, ou co-misturado com um fluido de tratamento de acordo com a presente invenção.

De acordo com uma outra forma de realização da invenção, a etapa de introdução da composição de tratamento compreende as etapas de 10 (A) introduzir um fluido gel de base que compreende: (i) água; (ii) um polímero com viscosidade crescente; e (ii) o tampão; e (B) separadamente introduzir um fluido de fragmentação que compreende: cada um de oxidante ou ativador; em que o outro oxidante e ativador é o fluido gel de base ou o fluido de fragmentação por meio do qual o fluido de fragmentação se mistura 15 com o fluido gel de base na formação subterrânea.

De acordo com esta forma de realização, preferivelmente o fluido de fragmentação compreende tanto o oxidante quanto o ativador. Preferivelmente, o fluido de fragmentação é introduzido na formação subterrânea após a introdução do fluido gel de base. O fluido fragmentador 20 pode ser introduzido como um sobre fluxo ou usando uma técnica de “pílula tóxica”.

Por exemplo, um método de tratamento de uma parte de uma formação subterrânea é fornecido, o método compreendendo as etapas de: (A) tratar a parte da formação subterrânea com uma composição de tratamento 25 que compreende: (i) água, (ii) um polímero de goma xantana; e (iii) um tampão para manter o pH na faixa de cerca de 3 a cerca de 8 para um composto doador de alcanoíla como ativador na faixa de cerca de 3 a cerca de 10 para um metal de transição quelatado como ativador; e (B) tratar a parte da formação subterrânea com uma composição fragmentadora que compreende: (i) um oxidante gerador de peróxido de hidrogênio; e (ii) um ativador para o oxidante.

De acordo com mais uma outra forma de realização, o método de tratamento de uma parte de uma formação subterrânea compreende as 5 etapas de: (A) formar uma composição de tratamento compreendendo: (i) água; (ii) uma goma xantana; e (iii) um tampão para manter o pH na faixa de cerca de 3 a cerca de 8 para um composto doador de alcanoíla como ativador ou na faixa de cerca de 3 a cerca de IO para um metal de transição quelatado como ativador; e (iv) um oxidante gerador de peróxido de hidrogênio; e (v) 10 um ativador para o oxidante; e (B) introduzir a composição de tratamento através de um furo de poço e em uma parte da formação subterrânea.

As aplicações para esta tecnologia podem incluir fragmentador de fluido na forma de gel, fragmentador de fluido de fratura, fragmentador de fluido de recheio de cascalho, tratamentos de limpeza da torta de filtro da broca, fragmentador de pílula de perda de fluido e limpeza geral.

EXEMPLO 1

Fragmentação a 95°F (35°C) de um polímero de goma xantana 42 lb/Mgal (5 g/l) em 3% KCl água contendo 7,8 lb/Mgal (0,94 g/l) de ácido cítrico usando 100 lb/Mgal (12 g/l) de perborato de sódio e 10 gal/Mgal (10 ml/l) de acetoacetato de etila.

O peso específico relatado de acetoacetato de etila é 1,029 e a densidade relatada de acetoacetato de etila é 8,57 lb/gal.

O procedimento foi com se segue: Adicionar 1 litro de água em um frasco de vidro misturador Waring; adicionar 30 g de KCl (3% em 25 peso de água); adicionar 0,94 g/l (7,8 lb/Mgal) de ácido cítrico; adicionar 5,04 g/l (42 lb/Mgal) de polímero de goma xantana; deixar o gel se hidratar durante 30 minutos até 1 hora; medir o pH e a viscosidade do gel no início; adicionar 12 g/l (100 lb/Mgal) de perborato de sódio e 10 ml/l (10 gal/Mgal) de acetoacetato de etila; após a adição do perborato de sódio e acetoacetato de etila, colocar a amostra de teste em um banho de temperatura a ser mantida em 95°F (35°C); medir o pH e a viscosidade a cada hora após o começo e uma ou duas vezes mais durante um período de tempo.

As leituras de viscosidade foram tiradas em um Fann 35 5 Viscometer de mola 1/5. As leituras necessitam ser divididas por 5 para serem equivalentes a uma leitura de Fann 35 300 RPM com um pêndulo e manga #1. As leituras de início foram tomadas com o gel de base em temperatura ambiente. Todas as outras leituras foram tomadas com a amostra de teste colocada em um banho de temperatura a 950F (35 °C).

Tabela I - Dados de fragmentação para o Exemplo 1

Tempo (horas) Leitura do Viscosidade pH Mostrador 0 141 28,2 2,3 Após o Fragmentador 2,5 27 5,4 8,0 16,5 16 3,2 7,6 22,5 15 3 7,6 24,5 15 3 7,6 26,5 15 3 7,6 EXEMPLO 2

Fragmentação a 95°F (35°C) de um polímero de goma xantana 60 lb/Mgal em 3% KCl água contendo 7,8 lb/Mgal de ácido cítrico usando 175 lb/Mgal (21 g/l) de perborato de sódio, concentrações variadas de acetoacetato de etila, e 229 lb/Mgal (27,5 g/l) de fosfato de potássio.

O procedimento foi com se segue: Adicionar 1 litro de água em um frasco de vidro misturador Waring; adicionar 30 g de KCl (3% em peso de água); adicionar 0,94 g/l (7,8 lb/Mgal) de ácido cítrico; adicionar 7,2 g/l (60 lb/Mgal) de polímero de goma xantana; deixar o gel se hidratar 20 durante 30 minutos até 1 hora; medir o pH e a viscosidade do gel no início; adicionar 12 g/l (100 lb/Mgal) de perborato de sódio e a quantidade variada de acetoacetato de etila em 10 ml/l (10 gal/Mgal), em 12,5 ml/l (12,5 gal/Mgal), em 15 ml/l (15 gal/Mgal) ou em 17,5 ml/l (17,5 gal/Mgal); após a adição do perborato de sódio e acetoacetato de etila, colocar a amostra de teste em um banho de temperatura a ser mantida em 95 0F (35°C); adicionar aproximadamente 27,5 g/l (229 lb/Mgal) de fosfato de potássio para tamponar o pH de cerca de 9 até 6,6; medir o pH e a viscosidade a cada hora após o começo e uma ou duas vezes mais durante um período de tempo.

As leituras de viscosidade foram tiradas em um Fann 35

Viscometer de mola 1/5. As leituras necessitam ser divididas por 5 para serem equivalentes a uma leitura de Fann 35 300 RPM com um pêndulo e manga #1. As leituras de início foram tomadas com o gel de base em temperatura ambiente. Todas as outras leituras foram tomadas com a amostra de teste colocada em um banho de temperatura a 95°F (35°C).

Tabela 2a - Dados de fragmentação para o Exemplo 2 com 10 gal/Mgal de

acetoacetato de etila

Tempo (horas) Leitura do Viscosidade PH Mostrador 0 218,5 43,7 3,7 Após o Fragmentador 1,75 79,5 15,9 6,5 3,75 18 3,6 6,4 6,25 10 2 6,3 21,5 6,5 1,3 6,2 Tabela 2b - Dados de fragmentação para o Exemplo 2 com 12,5 gal/Mgal de

acetoacetato de etila

Tempo (horas) Leitura do Viscosidade pH Mostrador 0 218,5 43,7 3,7 Após o Fragmentador 1,75 84 16,8 6,5 3,75 19,5 3,9 6,4 6,25 10,5 2,1 6,3 21,5 7 1,4 6,3 Tabela 2c - Dados de fragmentação para o Exemplo 2 com 15 gal/Mgal de

acetoacetato de etila

Tempo (horas) Leitura do Viscosidade pH Mostrador 0 218,5 43,7 3,7 Após o Fragmentador 1,75 75 15 6,5 3,75 17 3,4 6,4 6,25 9,5 1,9 6,3 21,5 6,5 1,3 6,2 Tabela 2d - Dados de fragmentação para o Exemplo 2 com 10 gal/Mgal de

acetoacetato de etila

Tempo (horas) Leitura do Viscosidade pH Mostrador 0 218,5 43,7 3,7 Após o Fragmentador 1,75 106 21,2 6,5 3,75 21 4,2 6,4 6,25 11 2,2 6,3 21,5 7,5 1,5 6,2 EXEMPLO 3

Fragmentação a 95°F (35°C) de um polímero de goma xantana 5 60 lb/Mgal em 3% KCl água contendo 7,8 lb/Mgal de ácido cítrico usando 175 lb/Mgal (21 g/l) de perborato de sódio, 10 gal/Mgal (10 ml/L) acetoacetato de etila, e concentrações variadas de fosfato de potássio. O procedimento para o Exemplo 3 foi similar a aquele usado no Exemplo 2. Tabela 3a - Dados de fragmentação para o Exemplo 3 com 50 gal/Mgal de 10 fosfato de potássio

Tempo (horas) Leitura do Viscosidade PH Mostrador 0 214,5 42,9 3,9 Após o Fragmentador 8,4 3,25 17,5 3,5 7,5 5 14 2,8 7,4 20,5 9 1,8 7,4 Tabela 3b - Dados de fragmentação para o Exemplo 3 com 100 gal/Mgal de

fosfato de potássio

Tempo (horas) Leitura do Viscosidade pH Mostrador 0 214,5 42,9 3,9 Após o Fragmentador 7,8 3,25 16,5 3,3 7,1 5 10,5 2,1 6,9 20,5 7 1,4 6,8 Tabela 3c - Dados de fragmentação para o Exemplo 3 com 200 gal/Mgal de

fosfato de potássio

Tempo (horas) Leitura do Viscosidade PH Mostrador 0 214,5 42,9 3,9 Após o Fragmentador 6,9 3,25 20 4 6,6 5 10,5 2,1 6,5 20,5 6 1,2 6,4 Tabela 3d — Dados de fragmentação para o Exemplo 3 com 225 gal/Mgal de

fosfato de potássio

Tempo (horas) Leitura do Viscosidade pH Mostrador 0 214,5 42,9 3,9 Após o Fragmentador 6,8 3,25 26 5,2 6,6 5 11,5 2,3 6,5 20,5 6,5 1,3 6,4 EXEMPLO 4

Fragmentação a 95°F (35°C) de um polímero de goma xantana 5 60 lb/Mgal em 3% KCl água contendo 7,8 lb/Mgal de ácido cítrico usando concentrações variadas de perborato de sódio, 10 gal/Mgal (10 ml/L) acetoacetato de etila, e 229 lb/Mgal (27,5 g/l) de fosfato de potássio. O procedimento para o Exemplo 4 foi similar a aquele usado no Exemplo 2. Tabela 4a - Dados de fragmentação para o Exemplo 4 com 100 gal/Mgal de 10 Perborato de Sódio

Tempo (horas) Leitura do Viscosidade PH Mostrador 0 214,5 42,9 3,9 Após o Fragmentador 6,2 1 188,5 37,7 6,2 2 171 34,2 6,1 5,5 11 2,2 6,1 24 9 1,8 6,1 Tabela 4b - Dados de fragmentação para o Exemplo 4 com 125 gal/Mgal de

Perborato de Sódio

Tempo (horas) Leitura do Viscosidade PH Mostrador 0 214,5 42,9 3,9 Após o Fragmentador 6,5 1 182 36,4 6,3 2 134 26,8 6,3 5,5 7,5 1,5 6,2 Tabela 4c - Dados de fragmentação para o Exemplo 4 com 150 gal/Mgal de

Perborato de Sódio

Tempo (horas) Leitura do Viscosidade PH Mostrador 0 214,5 42,9 3,9 Após o Fragmentador 6,6 1 200 40 6,5 2 113 22,6 6,4 5,5 7 1,4 6,3 Tabela 4d — Dados de fragmentação para o Exemplo 4 com 175 gal/Mgal de

Perborato de Sódio

Tempo (horas) Leitura do Mostrador Viscosidade PH 0 214,5 42,9 3,9 Após o Fragmentador 6,8 1 140 28 6,6 2 47 9,4 6,5 5,5 6 1,2 6,3 EXEMPLO 5

Fragmentação a 95 0F (3 5 °C) de um polímero de goma xantana 5 60 lb/Mgal em 3% KCl água contendo 7,8 lb/Mgal de ácido cítrico usando 175 gal/Mgal (21 ml/L) de perborato de sódio, concentrações variadas de acetoacetato de etila, e 229 lb/Mgal (27,5 g/l) de fosfato de potássio. O procedimento para o Exemplo 5 foi similar a aquele usado no Exemplo 2. Tabela 5a - Dados de fragmentação para o Exemplo 5 com 2,5 gal/Mgal de 10 acetoacetato de etila

Tempo (horas) Leitura do Viscosidade pH Mostrador 0 214,5 42,9 3,9 Após o Fragmentador 6,7 1 191 38,2 6,6 2 172 34,4 6,6 5,5 9 1,8 6,7 Tabela 5b - Dados de fragmentação para o Exemplo 5 com 5 gal/Mgal de

acetoacetato de etila

Tempo (horas) Leitura do Viscosidade PH Mostrador 0 214,5 42,9 3,9 Após o Fragmentador 6,7 1 138,5 31,7 6,6 2 66 13.2 6,6 5,5 6 1,2 6,3 Tabela 5c - Dados de fragmentação para o Exemplo 5 com 10 gal/Mgal de

acetoacetato de etila

Tempo (horas) Leitura do Viscosidade PH Mostrador 0 214,5 42,9 3,9 Após o Fragmentador 6,8 1 108,5 21,7 6,6 2 35,5 7,1 6,5 5,5 6 1,2 6,3 Tabela 5d - Dados de fragmentação para o Exemplo 5 com 15 gal/Mgal de acetoacetato de etila

Tempo (horas) Leitura do Viscosidade pH Mostrador 0 214,5 42,9 3,9 Após o Fragmentador 6,8 1 120,5 24,1 6,5 2 34 6,8 6,5 5,5 7 1,4 6,5 EXEMPLO 6

Fragmentação a 95°F (35°C) de um polímero de goma xantana 60 lb/Mgal em 3% KCl água contendo 7,8 lb/Mgal de ácido cítrico usando 5 175 gal/Mgal (21 ml/L) de perborato de sódio, 10 gal/Mgal (10 ml/l) de acetoacetato de etila, e concentrações variadas de ácido cítrico. O procedimento para o Exemplo 6 foi similar a aquele usado no Exemplo 2. Tabela 6a - Dados de fragmentação para o Exemplo 6 com 15 gal/Mgal de

ácido cítrico em pH ao redor de 7

Tempo (horas) Leitura do Viscosidade PH Mostrador 0 214,5 42,9 3,9 Após o Fragmentador 7,1 1 152,1 30,5 6,6 2 67 13,4 6,4 5,5 11 2,2 6,1 24 10 2 6,1 Tabela 6b — Dados de fragmentação para o Exemplo 6 com 21 gal/Mgal de

ácido cítrico em pH ao redor de 6

Tempo (horas) Leitura do Viscosidade pH Mostrador 0 214,5 42,9 3,9 Após o Fragmentador 6 1 193,5 38,7 5,9 2 102 20,4 5,8 5,5 17,5 3,5 5,6 24 11,5 2,3 5,6 Tabela 6c - Dados de fragmentação para o Exemplo 6 com 33 gal/Mgal de

ácido cítrico em pH ao redor de 5

Tempo (horas) Leitura do Viscosidade pH Mostrador 0 214,5 42,9 3,9 Após o Fragmentador 5,3 1 199 39,8 5,1 2 203 40,6 5,1 5,5 110 22 5,2 24 72,5 14,5 5,1 Tabela 6d - Dados de fragmentação para o Exemplo 6 com 31,5 gal/Mgal de

ácido cítrico em pH ao redor de 4

Tempo (horas) Leitura do Viscosidade pH Mostrador 0 214,5 42,9 3,9 Após o Fragmentador 4 1 156,5 31,3 4 2 157 31,4 4 5,5 117 23,4 4,2 24 106 21,3 4,2 EXEMPLO 7

Fragmentação a 95°F (35°C) de um polímero de goma xantana 60 lb/Mgal em 3% KCl água contendo 7,8 lb/Mgal de ácido cítrico quando o gel foi contaminado com 10% e 20% de salmoura de CaCl2 com peso específico 1,2 (“SG”) usando 75 lb/Mgal de perborato de sódio e 1,5 gal/Mgal de Cu-EDTA + 5,9 gal/Mgal de Be HCl para obter o pH entre 4,5 a 5,5.

O procedimento foi com se segue: Usado 10 lb/gal de 10 salmoura de CaCl2 (242 gramas de CaC12/litro de água) para obter salmoura de CaCl2 com SG 1,2. Para preparar um gel de xantana, adicionar 1 litro de água em um frasco de vidro misturador Waring; adicionar 30 g de KCl (3% em peso de água); adicionar 0,94 g/l (7,8 lb/Mgal) de ácido cítrico; adicionar 7,2 g/l (60 lb/Mgal) de polímero de goma xantana; deixar o gel se hidratar 15 durante 30 minutos até 1 hora; medir o pH e a viscosidade do gel no início e registrar aqueles como os valores de tempo “0”.

Adicionar 75 g/l de perborato de sódio (9 gramas de perborato de potássio/litro de gel) + 1,5 gal/Mgal de Cu-EDTA (1,5 ml de Cu- EDTA/litro de gel) e 5,9 ml de 20 Be HCl/litro de gel.

Contaminada uma primeira amostra com salmoura de CaCl2 a

10% (225 ml de gel + 25 ml de salmoura) e contaminar uma segunda amostra com salmoura de CaCl2 a 20% (200 ml de gel + 50 ml de salmoura).

Colocar uma amostra de controle e duas amostras contaminadas em uma banho de água de temperatura controlada a 950F (3 5 °C) e observar a fragmentação durante um período de 24 horas. As leituras de viscosidade foram tiradas em um Fann 35 Viscometer de mola 1/5. As leituras originais foram tomadas com o gel em temperatura ambiente. Todas as outras leituras tomadas em 95°F (35°C). As leituras necessitam ser divididas por 5 para serem equivalentes a uma leitura de Fann 35 300 RPM com um pêndulo e manga #1.

As amostras contaminadas com salmoura de CaC12 se fragmentaram bem sob estas condições, no entanto, a amostra de controle não se fragmentou completamente. Embora não desejando ser limitado por qualquer explicação teórica, acredita-se que a diferença no pH entre a amostra de controle e as amostras contaminadas pode ter sido um fator. Os resultados são mostrados na Tabela 7. Tabela 7 - Dados de Fragmentação para o Exemplo 7 usando Perborato

Ativado com Cu-EDTA

1- Amostra de Controle 2 - contaminado com 3 - contaminado com 10% em volume de 10 20% em volume de 10 Ib/gal de salmoura de Ib/gal de salmoura de CaCI2 CaCl2 Tempo Tempo Dial Vis pH Dial Vis pH Dial Vis Ph (h) Tdg (cp) Rdg (cp) Rdg (cp) Leitura 224 44,8 3,46 224 44,8 3,46 224 44,8 3,46 Original 12:00 Após 213 42,6 5,37 186 37,2 4,55 151,5 30,3 4,36 Aditivos 15:57 210 42 5,35 168 33,6 4,59 106 21,2 4,48 Dia 117,5 23,5 5,31 6 1,2 4,70 5,5 1,1 4,50 seguinte 10:22 As descrições precedentes das formas de realização específicas

da presente invenção foram apresentadas para propósitos de ilustração e descrição. Elas não são destinadas a serem exaustivas ou para limitar a invenção nas formas exatas divulgadas, e obviamente muitas modificações e variações são possíveis na compreensão dos ensinamentos acima. As formas de realização foram selecionadas e descritas de modo a melhor explicar os princípios da invenção e sua aplicação prática, para desse modo permitir outras pessoas versadas na técnica melhor utilizar a invenção e as várias formas de realização com várias modificações quando forem adequadas ao uso particular contemplado. Deseja-se que o escopo da invenção seja definido pelas reivindicações anexas e seus equivalentes.

Claims

1. Composição para o tratamento de uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea, caracterizada pelo fato de que compreende: (a) água; (b) uma fonte de peróxido de hidrogênio, e (c) um composto doador de alcanoíla solúvel em água, tendo um grupo de partida com um pKa na faixa de cerca de 6 a cerca de 13; em que o pH da composição é ajustado na faixa de 3 a 8.

2. Composição de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que o composto doador de alcanoíla é selecionado do grupo consistindo de: acetato de etila, acetoacetato de etila; tetracetiletilenodiamina (“TAED”); nonanoiloxibenzenossulfonato de sódio (“NOBS”); e qualquer combinação destes em qualquer proporção.

3. Composição de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que o composto doador de alcanoíla está presente em uma concentração de pelo menos 0,5% em peso.

4. Composição de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que ainda compreende: um composto de ajuste do pH para o ajuste do pH da composição.

5. Composição de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que a composição ainda compreende: um agente quelante para ferro ou outros íons de metal de transição dissolvido.

6. Composição de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de que ainda compreende um polímero com viscosidade crescente.

7. Método para o tratamento de uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea com uma composição como definida na reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende as etapas de: (A) formar ou fornecer a composição; (B) introduzir a composição através de um furo de poço para tratar uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea.

8. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que ainda compreende as etapas de: após a etapa de introdução da composição, introduzir um fluido de tratamento separado viscoso com um polímero com viscosidade crescente através de um furo de poço para tratar uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea; e após a etapa de introdução do fluido de tratamento separado, fluir de volta através do furo de poço para fazer com que a composição flua de volta através da parte do furo de poço ou da parte da formação subterrânea tratada com o fluido de tratamento separado, desse modo pelo menos ajudando a fragmentar o fluido de tratamento separado e/ou a torta de filtro formada pelo fluido de tratamento separado.

9. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que ainda compreende a etapa de: deixar a composição entrar em contato com a parte do furo de poço ou a parte da formação subterrânea tratada com o fluido de tratamento separado durante um tempo suficiente na sua temperatura estática para substancialmente fragmentar o fluido de tratamento separado e/ou a torta de filtro formada pelo fluido de tratamento separado.

10. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que ainda compreende a etapa de: após a etapa da fluxo de retomo, ainda fluir de volta através do furo de poço para recuperar pelo menos um pouco da composição da parte do furo de poço ou da parte da formação subterrânea.

11. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que ainda compreende a etapa de: após a etapa de introdução, consentir a composição entrar em contanto com uma torta de filtro que foi anteriormente formada com um polímero em uma parede do furo de poço ou uma parede de uma formação subterrânea durante um tempo suficiente na sua temperatura estática para substancialmente fragmentar o polímero na torta de filtro; e após a etapa de consentimento, fluir de volta através do fiiro de poço para recuperar pelo menos um pouco da composição da parte do furo de poço ou da parte da formação subterrânea.

12. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que ainda compreende a etapa de: antes da etapa de introdução da composição, introduzir um fluido de tratamento separado viscoso com um polímero que confere viscosidade através de um furo de poço para tratar uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea, por meio do qual a composição excede a composição de tratamento separado e qualquer furo de poço de filtro formado pelo fluido de tratamento separado.

13. Método de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que ainda compreende a etapa de: após a etapa de introdução da composição, consentir a composição entrar em contato com o fluido de tratamento separado e/ou qualquer torta de filtro que foi anteriormente formada pelo fluido de tratamento separado em uma parede do furo de poço ou uma parede de uma formação subterrânea durante um tempo suficiente na sua temperatura estática para substancialmente fragmentar o fluido de tratamento separado e/ou a torta do filtro; e após a etapa de consentimento, fluir de volta através do fiiro de poço para recuperar pelo menos um pouco da composição da parte do furo de poço ou da parte da formação subterrânea.

14. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que ainda compreende a etapa de: um polímero com viscosidade crescente.

15. Método de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que ainda compreende a etapa de: após a etapa de introdução da composição, deixar tempo suficiente na sua temperatura estática para substancialmente fragmentar o polímero com viscosidade crescente; e fluir de volta através do furo de poço para recuperar pelo menos um pouco da composição da parte do furo de poço ou da parte da formação subterrânea.

16. Método de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que ainda compreende a etapa de: deixar a composição formar uma torta de filtro em uma parede do furo de poço ou uma parede de uma formação subterrânea; deixar a composição substancialmente fragmentar o polímero com viscosidade crescente na torta de filtro; e fluir de volta através do furo de poço para recuperar pelo menos um pouco da composição da parte do furo de poço ou da parte da formação subterrânea.

17. Método de acordo com a reivindicação 14, caracterizado pelo fato de que ainda compreende: areia, cascalho, material de sustentação revestido com resina ou material de sustentação sintético.

18. Método de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que ainda compreende a etapa de: fratura hidráulica da parte da formação subterrânea.

19. Método de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que ainda compreende a etapa de: recheio de cascalho adjacente à parte da formação subterrânea.

20. Método de acordo com a reivindicação 7, caracterizado pelo fato de que a parte do furo de poço ou a parte da formação subterrânea está em uma temperatura estática de menos do que 100°F (38°C).

21. Composição para o tratamento de uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea, caracterizada pelo fato de que compreende: (a) água; (b) um polímero de xantana; (c) um perborato; e (d) um composto doador de alcanoíla solúvel em água tendo um grupo de partida com um pKa na faixa de cerca de 6 a cerca de 13; e (e) um agente tamponante selecionado para ajudar a manter o pH da composição em qualquer faixa dentro de uma faixa de 3 a 8.

22. Método para o tratamento de uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea, caracterizado pelo fato de que compreende as etapas de: (A) formação ou fornecimento de uma composição compreendendo: (a) água; (b) um polímero de xantana; (c) um perborato; (d) um composto doador de alcanoíla solúvel em água tendo um grupo de partida com um pKa na faixa de cerca de 6 a cerca de 13; e (e) um tampão selecionado para ajudar a manter o pH da composição em qualquer faixa dentro de uma faixa de 3 a 8; e (B) introdução da composição através de um furo de poço para tratar uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea.

23. Composição para o tratamento de uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea, caracterizada pelo fato de que compreende: (a) água; (b) uma fonte de peróxido de hidrogênio; e (c) um ativador selecionado do grupo consistindo de um metal de transição quelatado, um agente de quelação e um metal de transição, e qualquer combinação destes em qualquer proporção; em que o pH da composição é ajustado na faixa de 3 a 10.

24. Composição de acordo com a reivindicação 23, caracterizada pelo fato de que o metal de transição é selecionado do grupo consistindo de: cobre, cobalto, manganês, ferro, e qualquer combinação destes em qualquer proporção.

25. Composição de acordo com a reivindicação 23, caracterizada pelo fato de que o agente quelante compreende: EDTA, sal alcalino ou de metal de alcalino de EDTA, citrato de metal alcalino, ácido cítrico, ácido iminodiacético, gluconato, NTA, ligando tetraamidomacrocíclico, e qualquer combinação destes em qualquer proporção.

26. Composição de acordo com a reivindicação 23, caracterizada pelo fato de que o metal de transição quelatado é selecionado do grupo consistindo de: cobre-EDTA, Fe-citrato, Mn(III)-gluconato, ligando Fe- tetraamidomacrocíclico, e qualquer combinação destes em qualquer proporção.

27. Composição de acordo com a reivindicação 23, caracterizada pelo fato de que ainda compreende: um composto de ajuste do pH para ajustar o pH da composição.

28. Composição de acordo com a reivindicação 23, caracterizada pelo fato de que ainda compreende um polímero com viscosidade crescente.

29. Método para o tratamento de uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea com uma composição como definida na reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende as etapas de: (A) formar ou fornecer a composição; (B) introduzir a composição através de um furo de poço para tratar uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea.

30. Método de acordo com a reivindicação 29, caracterizado pelo fato de que ainda compreende a etapa de: após a etapa de introdução da composição, introduzir um fluido de tratamento separado viscoso com um polímero com viscosidade crescente através de um fiiro de poço para tratar uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea; e após a etapa de introdução do fluido de tratamento separado, fluir de volta através do fiiro de poço para fazer com que a composição flua de volta através da parte do furo de poço ou da parte da formação subterrânea tratada com o fluido de tratamento separado, desse modo pelo menos ajudando a fragmentar o fluido de tratamento separado e/ou a torta de filtro formado pelo fluido de tratamento separado.

31. Método de acordo com a reivindicação 30, caracterizado pelo fato de que ainda compreende a etapa de: deixar a composição entrar em contato com a parte do furo de poço ou a parte da formação subterrânea tratada com o fluido de tratamento separado durante um tempo suficiente na sua temperatura estática para substancialmente fragmentar o fluido de tratamento separado e/ou a torta de filtro formada pelo fluido de tratamento separado.

32. Método de acordo com a reivindicação 30, caracterizado pelo fato de que ainda compreende a etapa de: após a etapa da circulação de retomo, ainda fluir de volta através do furo de poço para recuperar pelo menos um pouco da composição da parte do furo de poço ou da parte da formação subterrânea.

33. Método de acordo com a reivindicação 29, caracterizado pelo fato de que ainda compreende a etapa de: após a etapa de introdução, consentir a composição entrar em contanto com uma torta de filtro que foi anteriormente formada com um polímero em uma parede do furo de poço ou uma parede de uma formação subterrânea durante um tempo suficiente na sua temperatura estática para substancialmente fragmentar o polímero na torta de filtro; e após a etapa de consentimento, fluir de volta através do furo de poço para recuperar pelo menos um pouco da composição da parte do furo de poço ou da parte da formação subterrânea.

34. Método de acordo com a reivindicação 29, caracterizado pelo fato de que ainda compreende a etapa de: antes da etapa de introdução da composição, introduzir um fluido de tratamento separado viscoso com um polímero que confere viscosidade através de um fiiro de poço para tratar uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea, por meio do qual a composição excede a composição de tratamento separado e qualquer torta de filtro formada pelo fluido de tratamento separado.

35. Método de acordo com a reivindicação 34, caracterizado pelo fato de que ainda compreende a etapa de: após a etapa de introdução da composição, consentir a composição entrar em contato com o fluido de tratamento separado e/ou qualquer torta de filtro que foi anteriormente formado pelo fluido de tratamento separado em uma parede da furo de poço ou uma parede de uma formação subterrânea durante um tempo suficiente na sua temperatura estática para substancialmente fragmentar o fluido de tratamento separado e/ou a torta do filtro; e após a etapa de consentimento, fluir de volta através do furo de poço para recuperar pelo menos um pouco da composição da parte da furo de poço ou da parte da formação subterrânea.

36. Método de acordo com a reivindicação 29, caracterizado pelo fato de que ainda compreende: um polímero com viscosidade crescente.

37. Método de acordo com a reivindicação 36, caracterizado pelo fato de que ainda compreende a etapa de: após a etapa de introdução da composição, deixar tempo suficiente na sua temperatura estática para substancialmente fragmentar o polímero com viscosidade crescente; e fluir de volta através do furo de poço para recuperar pelo menos um pouco da composição da parte da furo de poço ou da parte da formação subterrânea.

38. Método de acordo com a reivindicação 36, caracterizado pelo fato de que ainda compreende a etapa de: deixar a composição formar uma torta de filtro em uma parede do furo de poço ou uma parede de uma formação subterrânea; deixar a composição substancialmente fragmentar o polímero com viscosidade crescente na torta de filtro; e fluir de volta através do furo de poço para recuperar pelo menos um pouco da composição da parte do fiiro de poço ou da parte da formação subterrânea.

39. Método de acordo com a reivindicação 36, caracterizado pelo fato de que ainda compreende: areia, cascalho, material de sustentação revestido com resina ou material de sustentação sintético.

40. Método de acordo com a reivindicação 39, caracterizado pelo fato de que ainda compreende a etapa de: fratura hidráulica da parte da formação subterrânea.

41. Método de acordo com a reivindicação 39, caracterizado pelo fato de que ainda compreende a etapa de: recheio de cascalho adjacente à parte da formação subterrânea.

42. Método de acordo com a reivindicação 29, caracterizado pelo fato de que a parte do furo de poço ou a parte da formação subterrânea está em uma temperatura estática de menos do que IOO0F (38°C).

43. Composição para o tratamento de uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea, caracterizada pelo fato de que compreende: (a) água; (b) um polímero de xantana; (c) um perborato; e (d) um ativador selecionado do grupo consistindo de um metal de transição quelatado, um agente de quelação e um metal de transição, e qualquer combinação destes em qualquer proporção; e (e) um agente tamponante selecionado para ajudar a manter o pH da composição em qualquer faixa dentro de uma faixa de 3 a 10.

44. Método para o tratamento de uma parte de um furo de poço ou uma parte de uma formação subterrânea, caracterizado pelo fato de que compreende as etapas de: (A) formação ou fornecimento de uma composição compreendendo: (a) água; (b) um polímero de xantana; (c) um perborato; (d) um ativador selecionado do grupo consistindo de um metal de transição quelatado, um agente de quelação e um metal de transição, e qualquer combinação destes em qualquer proporção; e (e) um tampão selecionado para ajudar a manter o pH da composição em qualquer faixa dentro de uma faixa de 3 a 10; e (B) introdução da composição através de um furo de poço para tratar uma parte de um fiiro de poço ou uma parte de uma formação subterrânea.