BRPI0509306B1 - processos para desintegrar a torta do filtro em uma formação subterránea, e para impedir o dano às telas e outro equipamento subterráneo durante a colocação em uma formação subterránea, tela ou outro equipamento subterráneo, e, uso de um polìmero sólido. - Google Patents

Description

"PROCESSOS PARA DESINTEGRAR A TORTA DO FILTRO EM UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA, E PARA IMPEDIR O DANO ÀS TELAS E OUTRO EQUIPAMENTO SUBTERRÂNEO DURANTE A COLOCAÇÃO EM UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA, TELA OU OUTRO EQUIPAMENTO SUBTERRÂNEO, E, USO DE UM POLÍMERO SÓLIDO"

A presente invenção diz respeito à otimização e realce da produção de óleo, gás ou água de poços perfurados em formações subterrâneas. Mais particularmente a invenção diz respeito à desintegração, especialmente a degradação e remoção, de torta de filtro em formações subterrâneas, incluindo a remoção de torta de filtro em compactação por cascalho e outros acabamentos de controle de areia.

A remoção eficaz do dano de formação, especialmente próximo ao dano do furo do poço tal como a torta de filtro, pode significantemente aumentar a taxa de produção de hidrocarboneto ou água de poços que penetram formações subterrâneas. A remoção eficaz de dano também pode aumentar a injetividade de poços de injeção.

A taxa de produção de um poço de óleo, gás ou água seguindo a perfuração e operações de recondicionamento é muitas vezes limitada devido à presença de tortas de filtro geradas durante as operações. A torta de filtro deve ser removida de modo a maximizar a produção. Em formações de permeabilidade alta, pode ser suficiente rebaixar a partir da produção de fluido para levantar a torta de filtro e restaurar permeabilidade de formação. No geral entretanto, é necessário aplicar um tratamento químico para remover a torta de filtro. Os tratamentos convencionais para remover torta de filtro incluem o uso de soluções aquosas de um oxidante, soluções de ácido clorídrico, soluções de ácido orgânico incluindo ácido acético ou fórmico, combinações de ácido e oxidante, e soluções aquosas de enzimas que são introduzidas na formação depois da perfuração ou recondicionamento.

A US 6.140.277 e PCT/GB00/01032 detalha os problemas que afetam técnicas convencionais de remoção da torta de filtro. A colocação eficaz de fluidos reativos tais como ácido clorídrico é muito difícil e no geral resulta em eficácia muito variável de tratamento ao longo do furo do poço ou outra zona alvo. Os problemas de colocação foram tratados por métodos que geram ácido in situ (US 5.678.632; PCT/GB00/01032).

Um outro problema é que tortas de filtro freqüentemente consistem de vários componentes que no geral não são tratáveis por um tratamento único. Por exemplo, certas lamas de perfuração ou fluidos de perfuração contém carbonato de cálcio ou dolomita em combinação com um polímero ou polímeros que fornecem propriedades reológicas adequadas. Tanto o carbonato quanto o polímero contribuem para a formação de uma torta de filtro. Finos de rocha gerados durante perfuração das rochas de formação podem também estar presentes nas tortas de filtro.

Um ácido pode ser usado para dissolver os componentes de carbonato das tortas de filtro e fragmentadores adequados tais como agentes oxidantes ou enzimas podem ser usados para fragmentar os polímeros na torta de filtro. Estes no geral foram aplicados como tratamentos separados visto que ácidos e fragmentadores de polímero são freqüentemente incompatíveis (US 6.140.277; PCT/GB 00/01032).

A US 6.140.277 divulga o uso de formulações compreendendo um tensoativo viscoelástico, um agente quelante e uma enzima para fragmentar uma torta de filtro.

A PCT/GB00/01032 divulga o uso de formulações compreendendo ésteres que hidrolisam (opcionalmente usando enzimas que hidrolisam éster) para produzir ácido orgânico in situ em combinação com oxidantes ou fragmentadores de polímero de enzima para tratar o dano de formação incluindo tortas de filtro.

Tanto a US 6.140.277 quanto PCT/GB00/01032 permitem tratamentos de estágio único de tortas de filtro em que o tratamento dissolve carbonato e hidrolisa polímeros.

Além de problemas de colocação de fluído de tratamento e os problemas de tratar mais do que um componente em tortas de filtro, problemas adicionais aparecem na remoção de tortas de filtro durante acabamentos de controle de areia.

O controle de areia é muitas vezes necessário quando produz óleo, gás ou água de formações de arenito. Uma proporção grande de produção de hidrocarboneto pelo mundo inteiro é de formações de arenito subterrâneas. Estas formações muitas vezes têm uma porosidade e permeabilidade altas desse modo têm o potencial para produzir hidrocarbonetos em taxas altas. Freqüentemente entretanto, tais formações têm uma tendência para produzir areia, devido a não serem consolidadas ou pobremente consolidadas. A areia conforme usada aqui refere-se a materiais particulados finos que podem ser produzidos de arenitos pobremente consolidados. Normalmente estes serão grãos de areia. Arenitos pobremente consolidados foram apropriadamente definidos na US 3.741.308. As formações que produzem areia no geral são relativamente jovens no sentido de tempo geológico e são simplesmente compostos de areia frouxamente fixada ou sedimentos que não foram ainda convertidos para arenito sólido por métodos geoquímicos.

Fatores que causam produção de areia em formações fracas incluem produzir rebaixamento, supressão da pressão, tensões de rocha in situ, mudanças na taxa de fluxo ou mudanças em corte de água (a produção de areia é muitas vezes associada com penetração de água). Embora uma certa quantidade de produção de areia possa ser tolerada, a produção de areia excessiva pode causar uma variedade de problemas operacionais incluindo corrosão de bombas, tubulação, válvulas de estrangulação e curvas de tubo. Estes podem conduzir a sérias conseqüências de segurança e ambiental (US .3.741.308). Isto também pode levar ao colapso da formação ou revestimento e redução significante em ou perda de produção.

É portanto prática normal procurar pôr as medidas de controle de areia no lugar em poços perfurados em formações que são esperadas produzir areia. A tendência da formação para produzir areia é indicada pela força compressiva não confinada da formação. No geral se uma formação tem uma força compressiva não confinada de cerca de 1.100 p.s.i. (7.590 kPa) ou maior, a produção de areia é improvável assim as medidas de controle de areia provavelmente não devem ser requeridas. Em uma força compressiva não confinada entre cerca de 400 & 1.100 p.s.i. (2.760 & 7.590 kPa) a produção de areia pode ocorrer e o controle de areia é normalmente desejável. Abaixo de uma força compressiva não confinada de cerca de 400 p.s.i. (2.760 kPa) o controle de areia é quase certamente requerido.

Existem vários métodos estabelecidos para o controle de areia. Estes incluem métodos mecânicos que fisicamente impedem a areia de entrar nos fluidos produzidos e o uso de métodos químicos que ligam os grãos de areia entre si.

Os métodos comuns para o controle de areia mecânico são compactação por cascalho e o uso de telas pré-compactadas. As compactações por cascalho usam cascalho (areia dimensionada) colocado no furo do poço e fisicamente impede a areia de entrar no fluxo da produção. Uma tela é usada para impedir a produção de cascalho. As compactações por cascalho podem ter furo aberto (compactações por cascalho externas) ou furo revestido (compactações por cascalho interna). "Frat-compactações (Frac-packs)" combinam compactações por cascalho de furo revestido e conclusões de fraturamento hidráulico e são no geral esperados fornecer produtividade mais alta do que compactação por cascalho plana. As telas pré-compactadas são comumente usados em poços de furo aberto horizontais e tipicamente consistem de uma camada de cascalho unido por resina mantida entre duas telas. O processo de colocar o cascalho em compactações por cascalho internos e externos envolve bombear uma pasta fluida de cascalho colocada em suspensão em um fluido carregador. Para manter a circulação deste fluido e colocação de cascalho eficaz para compactações por cascalho externas, particularmente em poços horizontais longos ou desviados, a torta de filtro de lama de perfuração na face do furo do poço desempenha um papel importante na prevenção da perda de fluido e mantendo a circulação. No caso de compactações por cascalho externas, é portanto muito importante que a torta de filtro permaneça intacta durante a colocação do cascalho. Uma torta de filtro intacta também é desejável quando se coloca as telas compactadas, para impedir perda de fluido. Evitar a perda de fluido é extremamente importante no caso de poços horizontais longos ou desviados onde o intervalo de produção pode ter vários milhares de pés de comprimento.

Em conclusões de controle de areia, o aprisionamento de torta de filtro entre a formação e telas ou cascalho pode potencialmente resultar em uma redução de produtividade significante. Uma vez que a compactação por cascalho foi completada, ou depois que as telas pré-compactadas foram colocadas no furo do poço, a remoção eficaz da torta de filtro é necessária para maximizar a produção ou taxas de injeção. O documento SPE 50673 da Society of Petroleum Engineers descreve o estado da técnica com respeito a limpeza de conclusões de controle de areia em poços horizontais de furo aberto.

A US 6.140.277 divulga que seria altamente vantajoso se o fluido usado para liberar o cascalho pudesse ser também usado para dissolver a torta de filtro. Isto eliminaria a necessidade quanto a um tratamento separado apenas para dissolver a torta de filtro e resultar em economia de tempo e custos substancial. O fluido portanto necessita de dois atributos contraditórios: a torta de filtro não deve ser prematuramente degradada (antes que a colocação da compactação por cascalho seja completada) mas o fluido deve eventualmente dissolver a torta de filtro.

Não é possível adicionar ácido diretamente ao fluido de compactação por cascalho visto que isto fragmentaria a torta de filtro muito rapidamente levando ao vazamento de fluído prematuro que afetaria adversamente tanto a operação de compactação por cascalho quanto a eficiência do tratamento da torta de filtro ao longo do resto do furo do poço.

A US 6.140.277 divulga que existe um necessidade urgente no setor de perfuração e conclusões para um fluido seguro para degradar rápida, eficiente e completamente a torta de filtro e que possa ser usado como um fluido carregador em conjunção com outras operações de conclusão, recondicionamento ou simulação. A US 6.140.277 divulga ainda o uso de uma formulação contendo um tensoativo viscoelástico, agente quelante e enzima para colocar cascalho e dissolver a torta de filtro.

Além da limpeza eficaz de tortas de filtro em compactação por cascalho de furo aberto, também é desejável manter as telas usadas em conclusões de controle de areia tão limpo quanto possível durante a colocação na formação subterrânea e durante as operações de construção de poço subseqüentes. Isto é difícil em furos do poço inclinados, desviados ou horizontais visto que o equipamento pode dispor contra a parede do furo do poço e lama de perfuração, finos de formação e outros materiais indesejados podem ser forçados na tela. A limpeza eficaz das telas pode ser muito difícil. Outro equipamento de produção de furo descendente também pode ser avariado pelo material particulado que entra nas regiões do equipamento que deve ser mantidas limpas. O uso de centralizadores ou meios funcionalmente equivalentes de impedir o equipamento de contatar o furo do poço pode ajudar a manter o equipamento limpo.

O objetivo da presente invenção é fornecer um processo alternativo para desintegrar, por exemplo degradar, uma torta de filtro presente em uma formação subterrânea. Um outro objetivo da presente invenção é fornecer um processo para degradar uma torta de filtro em compactação por cascalho e outras operações de controle de areia.

Um outro objetivo da presente invenção é fornecer um processo de degradar uma torta de filtro em que a taxa de degradação da torta de filtro é controlada e é altamente previsível.

É um objetivo adicional da presente invenção fornecer um processo de degradar uma torta de filtro que é ambientalmente aceitável pela utilização de componentes que são de baixo impacto ambiental.

Um outro objetivo da presente invenção é fornecer meios de impedir dano as telas e outro equipamento em furo descendente durante a colocação na formação subterrânea.

Conseqüentemente, a presente invenção fornece um processo para desintegrar a torta de filtro em uma formação subterrânea, processo este que compreende:

a) incorporar em um fluido de tratamento um polímero sólido capaz de ser convertido por hidrólise em um ou mais ácidos orgânicos;

b) introduzir o fluido de tratamento na formação subterrânea; e

c) permitir que o polímero sólido hidrólise na presença de água para produzir ácido orgânico tal que o material solúvel em ácido dentro da torta de filtro ou formação adjacente seja dissolvido.

A invenção também fornece o uso de um polímero sólido, que é capaz de ser convertido por hidrólise em um ou mais ácidos orgânicos, como um agente de desintegração da torta de filtro em um fluido de tratamento de formação subterrânea.

O processo da presente invenção pode ser usado para tratar danos de formação presentes dentro do furo do poço ou partes adjacentes da formação subterrânea. Em particular ele pode ser usado para tratar, e desse modo desintegrar, degradar ou remover completamente, as tortas de filtro que surgem das operações de perfuração ou recondicionamento.

Um poço é perfurado até a formação subterrânea a ser tratada. O poço no geral é uma conclusão de furo aberto em que o interior do furo do poço é revestido com uma torta de filtro. A torta de filtro normalmente necessita ser pelo menos parcialmente removida para permitir que o poço produza em taxas altas. O revestimento e perfuração de um poço no geral desviará o dano à formação causado pelas tortas de filtro, assim o processo da presente invenção não é normalmente aplicável a tais poços, a menos que exista dano de formação passível ao tratamento usando a formulação da presente invenção.

O furo do poço serve como um meio conveniente para introduzir o fluido de tratamento na formação por qualquer método conhecidos àqueles habilitados na técnica incluindo por intermédio da coluna de perfuração (caso este em que as bombas de lama podem ser usadas), tubulação enrolada ou descontrole do fluido.

O polímero usado no processo da presente invenção é qualquer polímero sólido que hidrolise na presença de água para gerar um ácido orgânico ou ácidos. Preferivelmente o polímero é um poliéster, mais preferivelmente um poliéster alifático selecionado do grupo que pode ser sintetizado pelos processos adequados conhecidos àqueles habilitados na técnica, incluindo a condensação de fusão da abertura do anel de lactídeo (dímero cíclico de ácido láctico), glicolídeo (dímero cíclico de ácido glicólico) e caprolactona. Polímeros adequados incluem polilactídeo (ácido poliláctico), poliglicolídeo (ácido poliglicólico), copolímero de lactídeo- glicolídeo, copolímero de lactídeo-caprolactona, copolímero de glicolídeo- caprolactona ou copolímero de lactídeo-glicolídeo-caprolactona.

A hidrólise de um polímero produzido pela condensação de lactídeo produz ácido láctico e hidrolisa de um polímero produzido pela condensação de glicolídeo produzindo ácido glicólico. Ácido láctico e ácido glicólico (ácido hidroxiacético) são os ácidos preferidos produzidos pela hidrólise do polímero usado no processo da presente invenção. Os polímeros adequados também incluem homopolímeros ou copolímeros de ácido láctico e ácido hidroxiacético (ácido glicólico) e copolímeros de ácido láctico e/ou ácido glicólico com um ou mais outros compostos contendo porções de ácido hidróxi-, carboxílico- ou hidroxicarboxílico. A US 4.986.353 fornece exemplos de monômeros adequados com que o ácido láctico ou ácido glicólico podem ser condensados. Monômeros adequados incluem mas não são limitados aos ácidos tribásicos tais como ácido cítrico, ácidos dibásicos tais como ácido adípico, e dióis tais como etileno glicol e polióis. Eles também incluem moléculas disfuncionais tais como ácido 2,2-(bisidroximetil) propanóico. As moléculas de co-condensação preferidas de acordo com o processo de US 4.986.353 são ácido cítrico, ácido 2,2-(bisidroximetil) propanóico, trimetilol-etano, e ácido adípico. Estes, ou quaisquer outros monômeros podem também ser incorporados nos polímeros de acordo com o processo da presente invenção contanto que o polímero sólido passe por hidrólise na presença de água para gerar um ácido orgânico ou ácidos.

A produção de ácido é de hidrólise simples de ligações de éster no poliéster.

Os polímeros que hidrolisam para produzir ácido láctico e/ou ácido glicólico são preferidos. Os polímeros mais preferidos são poliésteres alifáticos selecionados do grupo que pode ser sintetizado pela condensação de ácido láctico, ácido glicólico e caprolactona. A composição do polímero ou copolímero é um determinante principal da taxa de hidrólise do polímero. Uma composição que fornecerá a taxa necessária de hidrólise sob as condições de temperatura da formação tratada no geral será selecionada. Depois da colocação do polímero, o poço normalmente será fechado durante um tempo suficiente para o polímero hidrolisar e produzir ácido e dissolver material solúvel em ácido. Preferivelmente5 os ácidos orgânicos produzidos pela hidrólise do polímero reagem com carbonato de cálcio para formar sais de cálcio com uma solubilidade em água de pelo menos alguns porcentos na temperatura de formação. O ácido láctico e ácido glicólico são ácidos adequados.

O tipo de ácido orgânico, a quantidade de ácido liberado e a taxa de produção de ácido em uma dada temperatura podem ser determinados selecionando-se uma composição polimérica apropriada e forma de apresentação do polímero sólido (tamanho e forma dos sólidos) e a quantidade de polímero no fluido de tratamento.

A hidrólise do polímero é pela corrosão volumétrica (Biodegradable Polymers as Drug Delivery Systems, Editado por Mark Chasin e Robert Langer. Mareei Dekker Inc., Nova Iorque, Basel e Hong Kong, 1990). A taxa de hidrólise é primariamente influenciada por quatro variáveis chave; estereoquímica monomérica (forma D ou L), razão de comonômero, linearidade de cadeia de polímero e peso molecular do polímero. Conforme a hidrólise ocorre na superfície do polímero, para uma composição polimérica dada, o tamanho da partícula do polímero também é um determinante principal da taxa de hidrólise e produção de ácido. As partículas menores de um polímero de uma dada composição em uma dada temperatura têm uma área de superfície maior por peso unitário do que as partículas maiores assim produzirá ácido em uma taxa mais rápida. No geral, o ácido poliláctico e outros polímeros ricos em ácido láctico degradarão em uma taxa mais lenta do que o ácido poliglicólico e polímeros ricos em ácido glicólico. A incorporação de caprolactona nos polímeros podem aumentar ainda a taxa de hidrólise dos polímeros. A taxa de hidrólise dos polímeros podem também ser influenciadas pela extensão da estrutura de bloco ou aleatória em copolímeros, por modificação química dos grupos finais do polímero ou pela introdução de ramificação nos polímeros, por exemplo incorporando-se polióis no polímero. A taxa de despolimerização também pode ser aumentada incorporando-se produtos químicos específicos tais como compostos de amônio quaternários nos poliésteres (US 5.278.256). As composições de polímero que hidrolisam de modo relativamente rápido incluem ácido poliglicólico e polímeros onde o ácido glicólico representa mais de 50% dos monômeros constituintes do polímero. As composições de polímero que hidrolisam de modo relativamente lento incluem ácido poliláctico e polímeros onde ácido láctico representa mais de 50% dos monômeros constituintes do polímero. Em temperaturas baixas, por exemplo de 20°C a 100°C, polímeros ricos em ácido glicólico (isto é contendo mais de 50%) tenderão a serem usados no processo da presente invenção. Em temperaturas mais altas, por exemplo de cerca de 80° a 170°C polímeros ricos em ácido láctico (isto é contendo mais de 50%) tenderão a serem usados.

Polímero suficiente está presente no fluido de tratamento para produzir ácido suficiente, quando o polímero é hidrolisado, para ter um efeito substantivo em torta de filtro. Por efeito substantivo é intencionado que ácido suficiente seja produzido na hidrólise do polímero para fornecer dissolução suficiente de material solúvel em ácido, presente em ou adjacente à torta de filtro, para ajudar na desintegração da torta de filtro e/ou a remoção de dano na formação subterrânea. O processo da invenção desse modo serve para aumentar a permeabilidade da formação subterrânea. Tipicamente a permeabilidade da formação subterrânea é substancialmente restaurada para, e pode ainda exceder, o nível que ela teria sem a formação de torta de filtro.

A desintegração de torta de filtro de acordo com o processo da invenção pode ser alcançado, por exemplo, pela dissolução de material solúvel em ácido, tal como carbonato, presente na torta de filtro. Alternativamente, ou além disso, a desintegração de torta de filtro no processo da invenção pode ser alcançada pela dissolução de material solúvel em ácido, por exemplo rocha de carbonato, adjacente à torta de filtro. Para obter dissolução suficiente, normalmente várias porcentagem p/v, pelo menos cerca de 1 a 2% e preferivelmente cerca de 2 a 10% p/v de polímero é incorporado no fluido de tratamento. Quantidades mais altas podem ser usadas se for determinado que isto é benéfico.

O polímero pode ser usado em formações subterrâneas em qualquer temperatura até pelo menos a temperatura de fusão do polímero selecionado. Por exemplo, ácido poli(L-)láctico tem uma temperatura de fusão de cerca de 173°C e ácido poliglicólico tem uma temperatura de fusão de 230°C. O processo pode entretanto ser operado proveitosamente em temperaturas de tão baixa quanto 20°C. Em formações em ou acima a temperatura de fusão do polímero selecionado, pré-refrigeração da formação por injeção de um grande volume de água adiante do fluido de tratamento contendo o polímero opcionalmente pode ser utilizado. Os efeitos da refrigeração de qualquer pré limpeza e do fluido de tratamento contendo o polímero, serão levados em conta em calcular o período de encerramento necessário. Porque o ácido é produzido entre um período de tempo, o material sólido pode ser colocado dentro da formação antes que a maioria do ácido seja produzido. O ácido depois é liberado para a zona total em que o contato com o polímero ocorre.

Os polímeros podem ser usados em qualquer configuração sólida, incluindo, mas não sendo limitado a esferas, cilindros, cubóides, fibras, pós, contas ou qualquer outra configuração que possa ser introduzida na formação. Preferivelmente será usado na forma de partículas na faixa de tamanho de 1 mícron a 2 mm, mais preferivelmente 10 mícrons a 1 mm.

Os polímeros do tamanho e forma desejada podem ser preparados por qualquer processo adequado conhecido àqueles habilitados na técnica incluindo mas não sendo limitado a dispersão fina alta da fusão de polímero, emulsificação seguido por evaporação de solvente, dissolvação, secagem por pulverização ou moagem. Alguns processos adequados de produzir micropartícuias, microesferas, microcápsulas, partículas e fibras formadas são revisadas em Chasin, M e Langer, R. (Eds.). Biodegradable Polymers as Drug Delivery Systems. Mareei Dekker Inc., Nova Iorque, (1990). A US 4.986.355 divulga um processo de preparar partículas de poliéster apropriadamente dimensionadas para usar como um aditivo de perda de fluido ou como um fragmentador de gel em uma formação subterrânea.

No general é desejável evitar o uso de solventes clorados em métodos com base em solvente de produzir as partículas do tamanho e forma desejados. Por exemplo cloreto de metileno foi usado para produzir micro- partículas de poliésteres tais como polilactídeo para usar em aplicações de liberação de medicamento, mas quantidades significantes de cloreto de metileno podem estar presentes nas micro-partículas ainda depois da secagem. A presença de solventes clorados reduzirá a aceitabilidade ambiental de outro modo excelente dos poliésteres. A solubilidade dos poliésteres em solventes não clorados no geral é limitada.

As partículas poliméricas da presente invenção são introduzidas na formação como uma pasta fluida ou suspensão com ou sem um agente de suspensão ou um agente viscosificante tal como goma guar reticulada em borato ou qualquer outro agente viscosificante adequado. Se viscosificar o fluido de tratamento, o uso de sistemas de gel tais como guar- borato que são "fragmentados" (isto é têm sua viscosidade reduzida) por ácido produzido a partir da hidrólise do polímero são preferidos, embora os fragmentadores de gel específicos tais como oxidantes ou enzimas também podem ser incorporados no fluido de tratamento contendo o polímero.

Como debatido acima, a taxa de hidrólise do polímero sólido pode ser controlada modificando-se sua composição química e/ou seu tamanho e forma físicos. O pH e a presença de catalisadores também podem afetar a taxa de hidrólise.

Em algumas formas de realização da invenção o polímero sólido pode ser usado como um revestimento para outras partículas colocadas na formação subterrânea, tais como cascalho usado na compactação por cascalho, ou pode estar contido dentro de outras partículas colocadas na formação subterrânea, tais como materiais de apoio porosos. Nestes casos, o ácido ainda será produzido pela hidrólise do polímero sólido e dissolverá os materiais solúveis em ácido dentro da formação subterrânea. Os métodos de revestir as partículas com o polímero sólido ou de incorporar o polímero sólido em outras partículas serão conhecidos àqueles habilitados na técnica.

Em outras formas de realização da invenção o polímero sólido pode ser usado como um revestimento para o equipamento colocado na formação subterrânea. O equipamento pode incluir telas, tais como telas de compactação por cascalho e telas pré-compactadas usadas para o controle de areia, ou outro equipamento de produção de furo descendente. Onde usado como um revestimento para o equipamento o polímero sólido, enquanto contribuindo ainda para a produção de ácido na formação subterrânea também protegerá a superfície do equipamento durante a colocação na formação e impedirá a entrada de lama de perfuração, finos de formação e outros materiais indesejados na tela, tela pré-compactada ou outro equipamento.

O polímero sólido também pode estar presente dentro de pelo menos parte dos espaços internos das telas ou equipamento de produção. A hidrólise do polímero sólido novamente contribuirá para a produção de ácido na formação subterrânea mas como no caso de um revestimento, impedirá a entrada de lama de perfuração, finos de formação e outros materiais indesejados na tela, tela pré-compactadas ou outro equipamento.

Se desejado, o polímero sólido pode estar presente tanto como um revestimento quanto nos espaços internos do equipamento. Depois da colocação do equipamento na formação subterrânea a dissolução completa eventual do polímero sólido resultará no equipamento subterrâneo que está disponível em um estado limpo. Para ajudar na prevenção de dano durante a colocação do equipamento na formação subterrânea o polímero sólido também pode ser usado em uma forma moldada como um centralizador para manter o equipamento de contato com o lado do furo do poço. Por exemplo as telas podem ser mantidas no centro do furo do poço durante a colocação em um furo do poço horizontal de furo aberto antes da compactação por cascalho. A dissolução completa eventual do polímero sólido contribuirá para a produção de ácido na formação subterrânea.

O revestimento do equipamento com polímero sólido, a colocação do polímero sólido dentro do equipamento e a moldagem dos centralizadores fora do polímero sólido podem ser por qualquer método conhecido àqueles habilitados na técnica.

Onde a produção de ácido sozinha é o bastante para dissolver suficientemente os materiais solúveis em ácido na torta do filtro e aumentar a permeabilidade de formação, o uso de um fluido de tratamento contendo apenas polímero de produção de ácido será usado. Entretanto na maioria dos casos, as tortas do filtro também conterão polímeros adicionados ao fluido de perfuração como aditivos de perda de fluido e polímeros viscosificantes de modo que os fragmentadores de polímero também serão incorporados no fluido de tratamento. Estes também serão introduzidos na formação subterrânea, onde eles servem para degradar o material polimérico (tal como polímeros viscosificantes) presente dentro das tortas do filtro na formulação.

Os fragmentadores de polímero preferidos da presente invenção são fragmentadores oxidativos (oxidantes) e fragmentadores de enzima, embora qualquer outro fragmentador capaz de degradar pelo menos parcialmente os polímeros viscosificantes também possa ser usado. Os fragmentadores de polímero no geral serão usados pelo menos naquela concentração conhecida ser eficaz por aqueles habilitados na técnica. O fragmentador de polímero suficiente está presente no fluido de tratamento para ter um efeito substantivo nas tortas do filtro contendo aqueles polímeros que podem ser fragmentados pelos fragmentadores de polímero. Por efeito substantivo é significado que polímero suficiente é hidrolisado para ajudar na desintegração da torta do filtro e na remoção de dano do furo do poço próximo atribuível à presença de polímeros.

Os fragmentadores oxidativos usados no processo da presente invenção podem ser qualquer um daqueles fragmentadores oxidativos conhecidos na técnica para ser útil para reagir com os polímeros viscosificantes, na maioria dos casos polissacarídeos, para reduzir a viscosidade das composições contendo polímero viscosificante ou desintegrar as tortas do filtro contendo polímero viscosificante. O fragmentador oxidativo pode estar presente em solução ou como uma dispersão. Os compostos adequados incluem peróxidos, persulfatos, perboratos, percarbonatos, perfosfatos, hipocloritos, persilicatos e adutos de peróxido de hidrogênio tais como peróxido de hidrogênio uréia e peróxido de magnésio.

Os fragmentadores oxidativos preferidos para a incorporação em fluidos de tratamento a serem usados na presente invenção são os peróxidos que podem se decompor para gerar o peróxido de hidrogênio.

Dos fragmentadores oxidativos os mais preferidos são os percarbonatos e perboratos, o mais especialmente percarbonato de sódio e perborato de sódio.

Os fragmentadores de enzima preferidos para usar no processo da presente invenção incluem aquelas enzimas conhecidas na técnica a serem úteis para hidrolisar os polímeros viscosificantes e reduzir desse modo a viscosidade das composições contendo polímero viscosificante ou das tortas do filtro contendo polímero viscosificante. Os fragmentadores de enzima serão selecionados na base de sua capacidade conhecida para hidrolisar o polímero viscosificante. Normalmente o polímero viscosificante será um polissacarídeo e os fragmentadores de enzima serão selecionados na base de sua capacidade conhecida para hidrolisar os componentes de polissacarídeo na torta do filtro. Os exemplos de enzimas adequadas que podem ser usadas para fragmentar os polissacarideos incluem as enzimas que podem hidrolisar amido, xantana, celulose, guar, escleroglicano, succinoglicano ou derivados destes polímeros.

Em algumas formas de realização da presente invenção a eficácia dos fragmentadores oxidantes incorporados pode ser otimizada produzindo-se mais oxidantes reativos. Sob certas condições, por exemplo quando um peróxido é incluído no fluido de tratamento, a produção de peróxido de hidrogênio na presença do ácido orgânico pode resultar na formação de um perácido que é um oxidante mais eficaz que o peróxido de hidrogênio.

A hidrólise de ésteres na presença de peróxido de hidrogênio também pode resultar na produção de perácidos. Os ésteres são conhecidos ser hidrolisados por hidrolases (EC 3) tais como uma lipase (EC 3.1.1.3), uma esterase (EC 3.1.1.1) ou uma protease (EC 3.4) na presença de peróxido de hidrogênio ou outros peróxidos para formar um perácido (US 3.974.082; US 5.108.457; US 5.296.161; US 5.338.474; US 5.352.594; US 5.364.554). Os perácidos produzidos in situ por tais enzimas foram usados para aplicações de alvejamento. Os perácidos são oxidantes mais eficazes que os peróxidos, particularmente na faixa de temperatura de 25 a 80°C. Conseqüentemente, ésteres, enzimas que hidrolisam éster, compostos que geram peróxido de hidrogênio ou peróxido de hidrogênio podem ser incorporados em fluidos de tratamento da presente invenção. A hidrólise de poliésteres na presença de peróxido de hidrogênio também é esperada gerar perácidos.

Em algumas formas de realização da presente invenção, pode ser desejável incorporar mais do que um tipo de fragmentador de polímero, por exemplo um oxidante deve ser usado em combinação com um fragmentador de enzima no caso onde dois polissacarideos estão presentes mas apenas um é acessível ao ataque por uma enzima. Os oxidantes e as enzimas se desejado também podem ser usados na forma de preparações de liberação retardada, tal como será bem conhecido por aqueles habilitados na técnica.

As partículas poliméricas sólidas são introduzidas na formação como uma pasta fluida ou suspensão com ou sem um agente viscosificante tal como goma guar reticulada em borato ou qualquer outro agente viscosificante. O uso de sistemas de gel tais como guar-borato que são "fragmentados" (isto é têm sua viscosidade reduzida) por ácido produzido a partir da hidrólise do polímero é preferido, embora os fragmentadores de gel específicos tais como os oxidantes ou enzimas também podem ser incorporados no fluido de tratamento contendo o polímero e podem agir em outros tipos de géis que não são fragmentados por redução de pH.

Os materiais adicionais incluindo produtos químicos, catalisadores ou enzimas podem ser incorporados no fluido de tratamento por dissolução ou dispersão. Tais materiais adicionalmente ou ao invés podem ser incorporados no polímero sólido por dissolução, dispersão ou encapsulação por qualquer método conhecido àqueles habilitados na técnica.

Os materiais adicionais podem ter atividade ou atividades funcionais como produtos químicos do campo petrolífero, incluindo produtos químicos de produção. Os exemplos de tais atividades funcionais incluem, mas não se limitam a, atividade como um gel ou fragmentador de polímero, ácido, inibidor de corrosão, tensoativos, inibidores de incrustação, agente quelante, dissolventes de incrustação, modificadores de ponto de fluidez, inibidores de parafina, inibidores de asfalteno, solventes, catalisadores ou agentes bioativos, que podem ser usados no processo da presente invenção para ajudar na desintegração da torta do filtro ou para tratar os problemas associados com a produção de hidrocarboneto ou água.

Em uma forma de realização do processo da invenção como definido acima, pelo menos uma porção do polímero permanece na formação subterrânea e libera continuamente o ácido orgânico e um produto químico de produção durante a produção de hidrocarboneto ou injeção de água até que o polímero fosse completamente hidrolisado.

Uma função dos materiais adicionados é ajustar a gravidade específica do fluido de tratamento e polímero sólido ao valor desejado para a colocação na formação. Os materiais preferidos para ajustar a gravidade específica incluem sais de metal alcalino solúveis em água e outros sais usados para ajustar a gravidade específica da salmouras de campo petrolífero.

Onde os polímeros sólidos contêm outros materiais por dissolução, dispersão ou encapsulação, a hidrólise do polímero sólido liberará os outros materiais. No caso dos materiais encapsulados no polímero, a liberação no geral seguirá a produção de ácido e no caso dos materiais dissolvidos ou dispersados, a liberação será coincidente com a produção do ácido.

Porque o ácido é produzido pela hidrólise dos polímeros sólidos, a incorporação no fluido de tratamento dos produtos químicos que reagem com o ácido para produzir oxidantes desejáveis ou outros produtos químicos para o tratamento da formação subterrânea é conveniente. Tais produtos químicos reativos em ácido podem ser incorporados no fluido de tratamento, no componente polimérico sólido do fluido, ou ambos. Os exemplos de produtos químicos adequados são peróxido de cálcio e bifluoreto de amônio. O peróxido de cálcio se decompõe na presença de ácido para formar o peróxido de hidrogênio e o bifluoreto de amônio se decompõe na presença de ácido para formar o fluoreto de hidrogênio. A produção de fluoreto de hidrogênio permite a dissolução de materiais que não são facilmente solúveis em soluções de ácidos orgânicos.

Mais do que um polímero com ou sem outros materiais, produtos químicos, catalisadores ou enzimas encapsulados, dissolvidos ou dispersados podem ser introduzidos na formação ao mesmo tempo. Por exemplo, um polímero que se dissolve rápido pode ser selecionado para fornecer a produção de ácido relativamente rápida. Isto pode ser usado em combinação com um outro polímero que se dissolve lentamente contendo um produto químico de tratamento do poço tal como um inibidor de incrustação para fornecer liberação controlada do produto químico de tratamento do poço durante operações de produção subseqüentes. A dissolução completa eventual dos polímeros sólidos permite o procedimento de purificação ideal.

Todo os produtos químicos necessários para o processo da presente invenção normalmente serão de grau técnico para reduzir o custo do processo.

Onde uma enzima é usada como um fragmentador de polímero de acordo com o processo da presente invenção, é necessário selecionar uma enzima que permaneça ativa sob condições de reservatório e no fluido de tratamento por pelo menos tanto tempo quanto a atividade catalítica seja necessária.

A enzima no geral é uma enzima solúvel em água. No geral é vantajoso para as enzimas serem facilmente solúveis em água embora as enzimas também possam ser ativas e ser usadas em ambientes de atividade aquosa baixa ou sistemas de fase dupla tais como emulsões ou dispersões. Tipicamente, enzimas isoladas são usadas. As enzimas podem ser isoladas de fonte vegetal, animal, bacteriana ou fungica. As enzimas podem ser produzidas de organismos do tipo selvagem, convencionalmente criados, mutados ou geneticamente engendrados. As enzimas, opcionalmente, podem ser modificadas quimicamente, contanto que elas retenham ou possuam a capacidade catalítica desejada. Preferivelmente, as enzimas serão enzimas industriais disponível a granel a partir de fontes comerciais.

Onde é desejado tratar a torta do filtro durante as operações de compactação por cascalho o polímero sólido e opcionalmente os fragmentadores de polímero da presente invenção serão incorporados no fluido carregador para a compactação por cascalho.

Onde desejado, a viscosidade da solução será ajustada ao valor escolhido usando polímeros viscosificantes ou tensoativos viscosificantes com as características necessárias para as operações de compactação por cascalho.

Os tamanhos e razões adequados do cascalho e polímero sólido serão selecionados para fornecer a compactação por cascalho o desejado na compactação por cascalho e para produzir a quantidade desejada de ácido. O polímero sólido pode ser usado em qualquer concentração que resultará na remoção subseqüente de pelo menos uma porção do material solúvel em ácido na torta do filtro. Os tamanhos e razões adequados serão conhecidos a ou podem ser facilmente determinados por aqueles habilitados na técnica.

O fluido de compactação por cascalho, contendo cascalho e polímero sólido e opcionalmente fragmentadores de polímero pode ser preparado e colocado na formação por qualquer método de compactação por cascalho tal como é bem conhecido àqueles habilitados na técnica.

O polímero tornar-se-á distribuído por todo a compactação por cascalho e o ácido será liberado ao volume total da compactação por cascalho, incluindo aquela porção na proximidade imediata da torta do filtro que alinha o furo do poço. Os fragmentadores de polímero, se opcionalmente incorporados também serão liberados ao volume total da compactação por cascalho.

Embora a maioria do ácido seja produzida a partir da hidrólise do polímero sólido depois da colocação do polímero sólido na formação subterrânea, traços do ácido presente no fluido de tratamento poderiam potencialmente levar à dissolução precipitada da torta do filtro. Isto poderia provar ser um problema particular em situações onde volumes grandes de fluido podem estar em contato com áreas relativamente pequenas da torta do filtro, por exemplo durante a compactação por cascalho de poços horizontais longos onde um volume grande mesmo de um ácido muito diluído poderia levar à erosão precipitada de uma porção da torta do filtro levando ao vazamento de fluido, circulação perdida e deficiência da compactação por cascalho. Esta situação pode ser evitada por incorporação nos fluidos de tratamento e fluidos de compactação por cascalho de acordo com a presente invenção de uma quantidade adequada de um tampão, tal como por exemplo um tampão de borato alcalino, que manteria o pH em um nível acima daquele em que a erosão da torta do filtro ocorreria durante pelo menos o período de tempo necessário para completar a compactação por cascalho.

Similarmente, a dissolução precipitada da torta do filtro devido aos fragmentadores de polímero que atacam a torta do filtro pode ser voltada paro o uso de preparações de liberação controlada de fragmentador de polímero tal como será conhecido àqueles habilitados na técnica, incluindo, mas não sendo limitadas a, preparações em que o fragmentador de polímero é incorporado no polímero sólido polímero por encapsulação, dissolução ou dispersão.

O fluido de tratamento é normalmente preparado dissolvendo- se ou dispersando-se o polímero sólido e fragmentador de polímero em água adequada por exemplo água municipal (potável), água produzida ou água do mar. Se ele for preferida, o fluido de tratamento pode ser preparado adicionando-se os componentes individuais à água em uma base contínua, preferivelmente cuidadosamente controlada e monitorada visto que o fluido é injetado no reservatório subterrâneo. Outros métodos de preparar o fluido de tratamento serão bem conhecidos àqueles habilitados na técnica. Uma único solução ou dispersão contendo todos os componentes é preferivelmente usada.

As concentrações do polímero sólido e fragmentadores de polímero presentes no fluido de tratamento dependerão das quantidades de ácido e fragmentador necessárias para desintegrar a torta do filtro. Tipicamente, polímero sólido suficiente para produzir entre 0,5% e 10% p/v de ácido orgânico quando completamente hidrolisado será usado. Os fragmentadores de polímero enzimáticos são tipicamente usados em 0,05% a 5% v/v de preparações de líquido ou na quantidade equivalente de preparação de enzima seca. As quantidades de fragmentador oxidativo usado dependerão do tipo de fragmentador utilizado mas serão da ordem de 0,005 a 60 Kg/m , preferivelmente 0,2 a 10 Kg/m3.

Para os tratamentos do furo do poço próximo, o volume de fluido de tratamento introduzido na formação tipicamente será pelo menos igual ao volume do furo do poço mais uma concessão para algum vazamento na formação. Um volume de fluido entre 120% e 200% do volume do furo do poço normalmente será usado embora se um taxa alta de perda de fluido for esperada um volume até 300% ou mais alto do volume do furo do poço pode ser selecionado. Para os tratamentos de compactação por cascalho e fraturamento um volume de fluido apropriado para as necessidades do tratamento será usado e será facilmente determinado por aqueles habilitados na técnica. O polímero sólido normalmente será de um tamanho que não penetrará muito na formação de modo que será retido dentro, e produzira ácido dentro, do furo do poço, compactação por cascalho, fraturamento ou fragmentação.

O fluido de tratamento precisa ser preso durante um período longo o bastante para a quantidade desejada de ácido a ser produzido por hidrólise do polímero sólido, para o ácido produzido dissolver os materiais solúveis em ácido, e para quaisquer fragmentadores de polímero presentes fragmentar os polímeros. Normalmente é desejável que o tratamento seja concluído dentro de 1 a 3 dias. Em algumas circunstâncias, pode ser aceitável para o tratamento levar mais tempo. Por exemplo, alguns poços são perfurados e concluídos mas depois presos durante um tempo prolongado (de pelo menos várias semanas) antes de serem colocados na produção. O fluido de tratamento portanto pode ser deixado no furo do poço para remover a torta do filtro durante o aprisionamento prolongado. O poço normalmente será preso depois da introdução do fluido de tratamento durante um período, tipicamente entre 2 horas e uma semana, preferivelmente 6 a 48 horas, para permitir a produção de ácido e fragmentação do polímero. O poço depois é colocado em ou regressado à produção, ou no caso dos poços de injeção, colocado na injeção.

O fluido de tratamento pode conter outros materiais ou aditivos químicos tais como são comumente usados na indústria petrolífera se sua inclusão for considerada ser benéfica e se eles forem compatíveis com os outros componentes do fluido de tratamento.

No geral o fluido de tratamento será aquoso, embora em formações de temperatura muito alta, um hidrocarboneto adequado ou um solvente comum possam ser usados para reduzir a taxa de hidrólise do polímero sólido.

A presente invenção tem as vantagens particulares seguintes na técnica anterior:

O processo fornece um caminho simples, eficaz e conveniente para tratar a torta do filtro contendo tanto carbonato quanto polímeros usando um único fluido.

Também o processo no geral é um processo de risco muito baixo comparado aos métodos anteriores que envolvem um grau substantivo de acidificante.

Os componentes do sistema no geral são ambientalmente aceitáveis. Os poliésteres, enzimas e certos componentes oxidantes tais como os percarbonatos são de impacto ambiental baixo. Também, os fluidos não são altamente corrosivos, significando que o uso de inibidores de corrosão no geral não é necessário o que fornece benefícios ambientais adicionais. A invenção será ilustrada ainda pelos exemplos seguintes:

EXEMPLO 1

.1 g de pó de ácido poliglicólico foi adicionado aos tubos contendo 10 ml de água e 2 g de carbonato de cálcio (tamanho de partícula médio de 50 mícrons). Os tubos foram projetados e incubados a 25°C, 60°C e 80°C. A dissolução de carbonato de cálcio (devido ao ácido glicólico liberado pela hidrólise do ácido poliglicólico) foi monitorada tomando-se amostras do fluido aquoso, separando o material particulado por centrifugação e analisando o cálcio solúvel usando um método de ensaio colorimétrico.

A quantidade de carbonato de cálcio dissolvido depois de 24 horas foi de 6, 20 e 40 g/l a 25°C, 60°C e 80°C respectivamente. EXEMPLO 2

.1 g de grânulos de ácido poliláctico (diâmetro médio de 2,5 mm) foi adicionado aos tubos contendo 10 ml de água e 2 g de carbonato de cálcio (tamanho de partícula médio de 50 mícrons). Os tubos foram projetados e incubados a 80°C e 95°C. A dissolução de carbonato de cálcio (devido ao ácido láctico liberado pela hidrólise do ácido poliláctico) foi monitorada tomando-se amostras do fluido aquoso, separando o material particulado por centrifugação e analisando o cálcio solúvel usando um processo de ensaio colorimétrico.

A quantidade de carbonato de cálcio dissolvido depois de 24 horas foi de 2,5 e 12,4 g/l a 80°C e 95°C respectivamente. EXEMPLO 3

.1,000 g de ácido poliláctico moído (diâmetro médio de 400 mícrons) foi adicionado a 75 ml de água deionizada e colocado em uma célula de temperatura alta e pressão alta Ofite (HPHT). A célula foi selada e aquecida a 121 graus C. Depois de aproximadamente 23 horas, 48 horas ou 69 horas (três rodadas de separação) a célula foi aberta e qualquer material não dissolvido coletado e seco ao ar ao peso constante. A porcentagem do PLA inicial dissolvido depois foi determinada.

<table>table see original document page 27</column></row><table>

(*2,85 por medidor de pH)

Estes resultados indicam que a hidrólise requer dezenas de horas a 121 graus C. O pH baixo indica que a produção de ácido láctico está associada com a hidrólise do ácido poliláctico.

Os exemplos mostram que o carbonato de cálcio é dissolvido pelo ácido produzido da hidrólise dos polímeros sólidos. Eles mostram ainda que a taxa de produção de ácido é uma função da composição do polímero e da temperatura. A produção de ácido orgânico a partir de polímeros introduzidos em uma formação subterrânea levará à desintegração das tortas do filtro contendo carbonato ou outros tipos de torta do filtro em contato com uma formação de carbonato.

Claims (40)

1. Processo para desintegrar a torta do filtro em uma formação subterrânea, caracterizado pelo fato de que compreende: (i) . incorporar em um fluido de tratamento um polímero sólido capaz de ser convertido por hidrólise em um ou mais ácidos orgânicos; (ii) introduzir o fluido de tratamento na formação subterrânea; e (iii) permitir que o polímero sólido hidrólise na presença de água para produzir ácido orgânico tal que o material solúvel em ácido dentro da torta do filtro ou formação adjacente seja dissolvido.

2. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o polímero é um poliéster.

3. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que o polímero é um poliéster alifático.

4. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações 1,2 e 3, caracterizado pelo fato de que o polímero é polilactídeo, poliglicolídeo, copolímero de lactídeo-glicolídeo, copolímero de lactídeo-caprolactona, copolímero de glicolídeo-caprolactona ou copolímero de lactídeo-glicolídeo- caprolactona.

5. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o polímero é um polímero que incorpora lactídeo, glicolídeo ou caprolactona.

6. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o polímero é um polímero que incorpora lactídeo, glicolídeo ou caprolactona com outros monômeros.

7. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a hidrólise do polímero produz um ou mais ácidos orgânicos.

8. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a hidrólise do polímero produz ácido láctico ou ácido glicólico.

9. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que o polímero é ácido poliláctico ou ácido poliglicólico.

10. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que um ou mais outros materiais, produtos químicos, catalisadores ou enzimas são incorporados no polímero por encapsulação para permitir sua liberação controlada coincidente com ou depois da produção de ácido.

11. Processo de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que o dito um ou mais outros materiais, produtos químicos, catalisadores ou enzimas são incorporados no polímero por dissolução ou dispersão para permitir sua liberação controlada coincidente com a produção de ácido.

12. Processo de acordo com as reivindicações 10 ou 11, caracterizado pelo fato de que o dito um ou mais outros materiais, produtos químicos, catalisadores ou enzimas liberados do polímero têm atividade funcional para o tratamento da torta do filtro ou como produtos químicos de produção.

13. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que o polímero sólido é usado na forma de uma esfera, cilindro, cubóide, fibra, pó ou conta, ou outra configuração.

14. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que compreende ainda incorporar um tampão no fluido de tratamento.

15. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que compreende ainda incorporar no fluido de tratamento um ou mais fragmentadores de polímero.

16. Processo de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que o fragmentador de polímero é uma enzima hidrolase.

17. Processo de acordo com as reivindicações 15 ou 16, caracterizado pelo fato de que o fragmentador de polímero é uma enzima que hidrolisa polissacarídeo.

18. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações de 15 a 17, caracterizado pelo fato de que o fragmentador de polímero é uma enzima que pode hidrolisar amido, xantana, celulose, guar, escleroglicano ou succinoglicano ou um derivado de qualquer um destes polímeros.

19. Processo de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que o fragmentador de polímero é um oxidante.

20. Processo de acordo com a reivindicação 19, caracterizado pelo fato de que o fragmentador de polímero é um oxidante selecionado de persulfato, hipoclorito, peróxido, perborato, percarbonato, perfosfato, persilicato, um cátion metálico e um aduto de peróxido de hidrogênio.

21. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações de 15 a 20, caracterizado pelo fato de que o fragmentador de polímero está na forma de uma preparação de liberação retardada.

22. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que o fluido de tratamento é um fluido de compactação com cascalho que compreende um ou mais polímeros sólidos e opcionalmente um ou mais fragmentadores de polímero.

23. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que o fluido de tratamento desintegra ou degrada pelo menos uma porção da torta do filtro e aumenta a permeabilidade da formação.

24. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que pelo menos uma porção do polímero permanece na formação subterrânea e continuamente libera o ácido orgânico e um produto químico de produção durante a produção de hidrocarboneto ou injeção de água até que o polímero fosse completamente hidrolisado.

25. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que a formação subterrânea contém hidrocarboneto ou água.

26. Processo de acordo com a reivindicação 25, caracterizado pelo fato de que a formação subterrânea contém hidrocarboneto e em que o processo compreende ainda recuperar um hidrocarboneto da formação tratada.

27. Processo de acordo com a reivindicação 25, caracterizado pelo fato de que a formação subterrânea contém água e em que o processo compreende ainda recuperar a água da formação tratada.

28. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que o fluido de tratamento contendo o polímero sólido é introduzido na formação por intermédio de um furo do poço que se estende à formação.

29. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que o fluido de tratamento compreende ainda um agente viscosificante sensível ao ácido e em que a viscosidade do fluido é reduzida pelo ácido gerado pela hidrólise do polímero sólido.

30. Processo de acordo com a reivindicação 29, caracterizado pelo fato de que o agente viscosificante é a goma guar reticulada em borato.

31. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que o fluido de tratamento compreende ainda peróxido de cálcio e em que o ácido orgânico produzido pela hidrólise do polímero sólido leva à geração de peróxido de hidrogênio.

32. Processo de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que o fluido de tratamento compreende ainda bifluoreto de amônio e em que o ácido orgânico produzido pela hidrólise do polímero sólido leva à geração de fluoreto de hidrogênio.

33. Processo para impedir o dano às telas e outro equipamento subterrâneo durante a colocação em uma formação subterrânea, caracterizado pelo fato de que compreende o revestimento do equipamento com um polímero sólido capaz de ser convertido por hidrólise em um ou mais ácidos orgânicos, em que o polímero sólido é polilactídeo, copolímero de lactídeo- glicolídeo, copolímero de lactídeo-caprolactona, copolímero de glicolídeo- caprolactona ou copolímero de lactídeo-glicolídeo-caprolactona.

34. Processo para impedir o dano às telas e outro equipamento subterrâneo durante a colocação em uma formação subterrânea, caracterizado pelo fato de que compreende incorporar em pelo menos parte dos espaços internos do equipamento um polímero sólido que é capaz de ser convertido por hidrólise em um ou mais ácidos orgânicos.

35. Processo para impedir o dano às telas e outro equipamento subterrâneo durante a colocação em uma formação subterrânea, caracterizado pelo fato de que compreende usar como um centralizador para o equipamento uma forma moldada de um polímero sólido que é capaz de ser convertido por hidrólise em um ou mais ácidos orgânicos.

36. Tela ou outro equipamento subterrâneo, caracterizadafo) pelo fato de que são adequados para usar na produção de óleo, gás ou água a partir de poços perfurados nas formações subterrâneas e que compreendem, revestido nestes e/ou incorporado em pelo menos parte dos espaços internos destes, um polímero sólido como definido em qualquer uma das reivindicações precedentes que é capaz de ser convertido por hidrólise em um ou mais ácidos.

37. Tela ou outro equipamento subterrâneo de acordo com a reivindicação 36, caracterizadafo) pelo fato de que o polímero é um poliéster.

38. Tela ou outro equipamento subterrâneo de acordo com as reivindicações 36 ou 37, caracterizadaío) pelo fato de que o polímero é polilactídeo, copolímero de lactídeo-glicolídeo, copolímero de lactídeo- caprolactona, copolímero de glicolídeo-caprolactona ou copolímero de lactídeo-glicolídeo-caprolactona.

39. Uso de um polímero sólido, que é capaz de ser convertido por hidrólise em um ou mais ácidos orgânicos, caracterizado pelo fato de ser como um agente de desintegração de torta do filtro exógeno em um fluido de tratamento de formação subterrânea.

40. Uso de acordo com a reivindicação 39, caracterizado pelo fato de que o polímero é polilactídeo, copolímero de lactídeo-glicolídeo, copolímero de lactídeo-caprolactona, copolímero de glicolídeo-caprolactona ou copolímero de lactídeo-glicolídeo-caprolactona.