BRPI0814186B1

BRPI0814186B1 - Método para remover pelo menos uma parte do dano ao reservatório do poço, em um reservatório subterrâneo contendo material apolar

Info

Publication number: BRPI0814186B1
Application number: BRPI0814186-0A
Authority: BR
Inventors: Quintero Lirio; A. Jones Thomas; E. Clark David; D. Gabrysch Allen; Forgiarini Merida Ana; Salager Jean-Louis
Original assignee: Baker Hughes Incorporated
Priority date: 2007-07-03
Filing date: 2008-06-27
Publication date: 2018-08-07
Also published as: GB2463429A; AU2008270589B2; GB2463429B; NO20093512L; US8091646B2; WO2009006251A1; NO344757B1; GB201000797D0; US20090008091A1; BRPI0814186A2; CN101809115A; AU2008270589A1

Description

(54) Título: MÉTODO PARA REMOVER PELO MENOS UMA PARTE DO DANO AO RESERVATÓRIO DO POÇO, EM UM RESERVATÓRIO SUBTERRÂNEO CONTENDO MATERIAL APOLAR (51) Int.CI.: C09K 8/524; C09K 8/528 (30) Prioridade Unionista: 03/07/2007 US 60/947,870, 26/06/2008 US 12/146,647 (73) Titular(es): BAKER HUGHES INCORPORATED (72) Inventor(es): LIRIO QUINTERO; THOMAS A. JONES; DAVID E. CLARK; ALLEN D. GABRYSCH; ANA FORGIARINI MERIDA; JEAN-LOUIS SALAGER (85) Data do Início da Fase Nacional: 04/01/2010

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Relatório Descritivo da Patente de Invenção para MÉTODO PARA REMOVER PELO MENOS UMA PARTE DO DANO AO RESERVATÓRIO DO POÇO, EM UM RESERVATÓRIO SUBTERRÂNEO CONTENDO MATERIAL APOLAR.

CAMPO TÉCNICO [001] A presente invenção se refere aos métodos e composições para reduzir ou remover os materiais apolares e o dano que eles causam nos reservatórios subterrâneos, e mais particularmente se refere, em uma modalidade não-limitativa, aos métodos e composições para reduzir ou remover os materiais apolares e o dano causado por eles do reservatório subterrâneo usando microemulsões.

ANTECEDENTES [002] O dano à formação envolve a alteração indesejável das características iniciais de uma formação produtora, tipicamente por exposição aos fluidos de perfuração. A água ou as partículas sólidas nos fluidos de perfuração, ou ambas, tendem a diminuir o volume de poro e a permeabilidade eficaz da formação produtível na região próxima ao furo de poço. Pode haver pelo menos três mecanismos possíveis operando. Primeiro, as partículas sólidas do fluido de perfuração podem fisicamente entupir ou obstruir transversalmente a trajetória do fluxo na formação porosa. Segundo, quando a água contata certos minerais de argila na formação, a argila tipicamente incha, assim aumentando em volume e, por sua vez, diminuindo o volume de poro. Terceiro, as reações químicas entre o fluido de perfuração e a rocha da formação e os fluidos podem precipitar sólidos ou semissólidos que entopem os espaços dos poros.

[003] Uma produção reduzida de hidrocarbonetos pode resultar do dano no reservatório quando uma lama de perfuração invadir profundamente o reservatório subterrâneo. Também será entendido que o fluido de perfuração, por exemplo, a lama à base de óleo, é depositado

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2/29 e concentrado na face do furo da sonda e parcialmente dentro da formação. Muitos operadores estão interessados em melhorar a limpeza da formação e remover o resíduo ou o material de obstrução ou melhorar o dano à formação após a perfuração no reservatório com as OBMs.

[004] Conhecem-se os fluidos de perfuração usados na perfuração de poços subterrâneos de óleo e gás juntamente com outras aplicações de fluidos de perfuração e procedimentos de perfuração. Na perfuração rotativa, existe uma variedade de funções e características que são esperadas dos fluidos de perfuração, também conhecidos como lamas de perfuração, ou simplesmente lamas.

[005] Os fluidos de perfuração são tipicamente classificados de acordo com o seu fluido de base. Nas lamas à base de água, as partículas sólidas estão suspensas em água ou salmoura. O óleo pode ser emulsificado na água que é a fase contínua. Os fluidos de perfuração à base de salmoura, obviamente, são uma lama à base de água (WBM) na qual o componente aquoso é a salmoura. As lamas à base de óleo (OBM) são o oposto ou o inverso. As partículas sólidas estão suspensas em óleo, e a água ou a salmoura é emulsificada no óleo e, portanto, o óleo é a fase contínua. As lamas à base de óleo podem ser microemulsões à base totalmente de óleo ou de água em óleo, que são também chamadas emulsões invertidas. Na lama à base de óleo, o óleo pode consistir em qualquer óleo que possa incluir, porém não esteja limitado ao, óleo diesel, óleo mineral, ésteres, ou alfa-olefinas. As OBMs, como definidas neste documento, também incluem fluidos ou lamas de base sintética (SBMs) que são produzidas sinteticamente, em vez de refinadas a partir de materiais de ocorrência natural. As SBMs frequentemente incluem, porém não estão necessariamente limitadas aos, oligômeros de olefina de etileno, ésteres preparados a partir de ácidos graxos e álcoois vegetais, éteres e poliéteres feitos a

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3/29 partir de álcoois e poliálcoois, hidrocarbonetos parafínicos, ou aromáticos, alquil benzenos, terpenos e outros produtos naturais e misturas destes tipos.

[006] Seria desejável se pudessem ser criados composições e métodos para auxiliar e melhorar a capacidade de limpar o dano à formação, e removê-lo de modo mais completo e fácil, sem causar dano adicional à formação.

SUMÁRIO [007] Proporciona-se, em uma forma não-limitativa, um método de remover pelo menos uma parte de material apolar de um reservatório subterrâneo. O método envolve bombear um fluido de limpeza para um reservatório subterrâneo que contém o material apolar, para contatar o fluido de limpeza com o material apolar. O fluido de limpeza pode incluir uma microemulsão de uma única fase (SPME), a qual, por sua vez, inclui pelo menos um tensoativo, pelo menos um fluido apolar, e pelo menos um fluido polar. Alternativamente, o fluido pode incluir uma microemulsão produzida in situ ou qualquer tipo de componentes formadores de emulsões que compreendam pelo menos um tensoativo e pelo menos um fluido polar. Neste último caso, forma-se uma microemulsão quando o, pelo menos um, tensoativo e o fluido polar contatam o material apolar. Pelo menos parte do material apolar é incorporada na SPME e/ou em uma emulsão formada in situ, incluindo as nanoemulsões, as microemulsões, as macroemulsões (emulsões padrões) ou as miniemulsões, no reservatório subterrâneo. O método adicionalmente envolve remover a emulsão que incorpora o material apolar do reservatório subterrâneo. Este método remove e/ou corrige pelo menos parcialmente o dano à formação.

[008] Um ácido pode ser opcionalmente usado para solubilizar as partículas sólidas contaminantes na formação. O ácido pode ser um ácido mineral e/ou um ácido orgânico e, em uma modalidade nãoPetição 870170097981, de 14/12/2017, pág. 10/43

4/29 limitativa, pode ser um poli(ácido amino carboxílico) (PACA). Os agentes oxidantes, as enzimas solúveis em água (por exemplo, os catalisadores), os agentes dissolventes (por exemplo, os quelantes), e as suas combinações podem também ser usados nos fluidos contidos aqui. Os precursores para estes componentes podem também ser empregados, em outras palavras, estes componentes adicionais podem ser gerados ou ativados in situ no reservatório subterrâneo e/ou no fundo do poço. [009] As microemulsões deste método podem envolver microemulsões de uma única fase, macroscopicamente homogêneas, termodinamicamente estáveis, que incluem uma fase polar, uma fase apolar, um tensoativo, e opcionalmente um cotensoativo e o ácido.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS [0010] A figura 1 é uma fotografia do surgimento típico do resíduo da filtração de OBM após a vedação por lama sobre um disco cerâmico de 20 mm, antes da saturação com uma microemulsão bicontínua; [0011] A figura 2 é uma fotografia dos restos do resíduo da filtração de OBM da figura 1 após o tratamento com uma microemulsão bicontínua, conforme descrito neste documento;

[0012] A figura 3A é uma fotografia de um fluido de limpeza de microemulsão, usado neste documento no Exemplo 1;

[0013] A figura 3B é uma fotografia do petróleo bruto usado no Exemplo 1;

[0014] A figura 3C é uma fotografia do fluido de limpeza de microemulsão mostrado na figura 3A em contato com o petróleo bruto da figura 3B;

[0015] A figura 4 é um gráfico dos resultados do teste de limpeza em uma célula de HPHT do Exemplo 2 representando graficamente o volume de filtrado como uma função do tempo, juntamente com uma fotografia de um fluido de limpeza de microemulsão antes do tratamento e de um resíduo da filtração formado com o lodo, comparada às foPetição 870170097981, de 14/12/2017, pág. 11/43

5/29 tografias do fluido coletado após o tratamento e do resíduo da filtração após o tratamento;

[0016] A figura 5 é um gráfico da tensão interfacial entre o petróleo bruto e o fluido de tratamento como uma função do tempo, para duas temperaturas diferentes, 25°C e 85°C;

[0017] A figura 6A é uma fotografia de um resíduo da filtração formado com o lodo de um campo de petróleo, sobre um disco usado no Exemplo 3;

[0018] A figura 6B é uma fotografia do resíduo da filtração da figura 6A após o tratamento com uma microemulsão em uma célula de HPHT;

[0019] A figura 6C é uma fotografia do resíduo da filtração da figura 6B após o disco ter sido enxaguado com água; e [0020] A figura 7 é um gráfico de barras mostrando os resultados do teste do retorno da permeabilidade do Exemplo 4.

DESCRIÇÃO DETALHADA [0021] Descobriu-se que o dano à formação do reservatório subterrâneo, causado por materiais apolares, incluindo, porém não necessariamente limitados à, lama à base de óleo, lama de base sintética, parafinas, asfaltenos, lodos, emulsões, e suas combinações, pode ser removido, melhorado, restaurado ou de outro modo corrigido, e que estes materiais apolares podem também ser removidos, usando microemulsões. Os lodos são fluidos de viscosidades extremamente altas, formados sob condição dinâmica quando o petróleo bruto ou a OBM contata os fluidos aquosos que contêm certos aditivos que poderiam visar a emulsificação e os sólidos presos. As microemulsões podem ser microemulsões de uma única fase (SPMEs), formadas antes do bombeamento para o reservatório subterrâneo, ou as microemulsões podem ser formadas in situ no reservatório subterrâneo ou uma microemulsão injetada poderia formar uma nova microemulsão incorPetição 870170097981, de 14/12/2017, pág. 12/43

6/29 porando fluidos apoiares e polares e partículas já presentes na formação. Este método de limpeza aperfeiçoado ocorre por solubilização do material apolar e, no fim, do material polar na microemulsão, quando o fluido de tratamento contata o material apolar. Uma microemulsão in situ pode ser formada quando um ou mais tensoativos e uma fase polar (por exemplo, a água) contatam a formação do reservatório e solubilizam o material apolar encontrado nos meios porosos. Ou seja, por no fim pretende-se neste documento que o material apolar e o tensoativo em algum ponto posterior no tempo, tal como fundo de poço ou adicionados separadamente, contatem um fluido polar, tal como os fluidos do reservatório, ou um fluido de polaridade intermediária, tal como um álcool ou cotensoativo adicionado separadamente. Por no fim pretende-se que o contato não seja necessário ou compulsório, porém que tal contato final não possa ser excluído. Por exemplo, para preparar uma microemulsão, nem sempre é necessário adicionar um cotensoativo de álcool, porém, em algumas situações (por exemplo, quando se emprega tensoativos iônicos em baixa temperatura), ele é quase necessário ou pelo menos torna as coisas mais fáceis.

[0022] Nos métodos e nas composições aqui contidos, a limpeza pode ser efetuada alterando-se a OBM e outros materiais apolares para uma microemulsão (Winsor III) e/ou microemulsão de uma única fase, tal como a química de Winsor IV ou similar, conforme será descrito posteriormente em mais detalhe. As microemulsões de uma única fase podem ser definidas como fases bicontínuas formadas por óleo e água. Em uma explicação não-limitativa do fenômeno, uma microemulsão de uma única fase contata a lama à base de óleo e os outros materiais apolares e forma uma microemulsão contínua de água (óleo em água). Foi surpreendentemente descoberto que este contato pode ser efetuado sem circular o poço, pelo que se pretende bombear o fluido através do sistema de fluido ativo inteiro, incluindo o poço e todos

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7/29 os tanques de superfície que constituem um sistema primário. Ou seja, o fluido, com a SPME pré-formada, é bombeado para a formação ou o reservatório subterrâneo e deixado saturar os materiais apolares presentes, com a mistura ocorrendo por difusão. Em outras modalidades não-limitativas, pode ser útil circular o fluido para remover o dano à superfície antes de bombear a SPME pré-formada para a formação ou o reservatório subterrâneo. Foi também descoberto que a microemulsão pode ser formada in situ no fundo do poço. Ou seja, não é necessário formar a microemulsão sobre a superfície e bombeá-la para o fundo do poço abaixo. Conforme observado, a literatura geralmente descreve estas microemulsões como microemulsões de uma única fase, referidas como caso de comportamento de fases de Winsor IV, porém o presente método inclui o uso de sistemas de três fases nos quais a microemulsão está em equilíbrio com um excesso de uma ou de ambas a fase polar (salmoura) e a fase apolar (óleo), que é normalmente referida como caso de comportamento de fases de Winsor

III.

[0023] Mais especificamente, os métodos e as composições aqui contidos envolvem a utilização de um fluido formado in situ, tal como uma microemulsão, por remoção da lama à base de óleo (OBM) ou da lama à base de óleo sintética (SBM), e a inversão da molhabilidade e a remoção ou a minimização do dano à formação nos reservatórios subterrâneos dos poços de óleo ou gás perfurados com SBMs ou OBMs. O fluido in situ (por exemplo, a microemulsão, a nanoemulsão, etc.) pode ser formado quando pelo menos um tensoativo e uma fase polar (normalmente, porém não-limitada à água ou salmoura) contatar a OBM ou outros materiais apolares e solubilizar o material apolar da OBM. Deve ser entendido neste documento que o termo OBM inclui as SBMs.

[0024] Um dos benefícios da formação de fluido in situ da microePetição 870170097981, de 14/12/2017, pág. 14/43

8/29 mulsão é que o fluido de limpeza não requer nenhum óleo ou solvente adicional na formulação, ou pelo menos muito menos do que a proporção que poderia ser solubilizada na microemulsão final, o que dá uma maior capacidade para a incorporação de óleo ou material apolar ou capacidade de limpeza quando contatado com a OBM ou os outros materiais apolares. Um outro benefício é que quaisquer partículas ou outra contaminação molhável a óleo tornam-se de molháveis a óleo para molháveis à água. Adicionalmente, a molhamento à água aperfeiçoa a correção do dano (incluindo, porém não-limitada à destruição do resíduo da filtração) quando os ácidos minerais, os ácidos orgânicos, os agentes oxidantes, as enzimas solúveis em água (por exemplo, os catalisadores), ou os precursores destes componentes (por exemplo, os geradores de ácido in situ) são espalhados em um reservatório subterrâneo, depois ou durante o processo de inversão da molhabilidade, porque ela favorece o contato entre o ácido e as partículas. Como a OBM (ou a SBM) é contatada e absorvida e/ou os materiais apolares, molháveis a óleo, são convertidos de molháveis a óleo para molháveis à água durante a formação in situ de um fluido, tal como uma microemulsão ou nanoemulsão ou os precursores delas, a mistura de tensoativos e uma fase polar (por exemplo, água) pode também conter ácidos, agentes dissolventes (quelantes) ou outros aditivos precursores que podem dissolver as partículas solúveis em ácidos ou dissolver a barita e os outros particulados e também dissolver qualquer aditivo de perda de fluido polimérico (se presente). Em muitos casos, o tensoativo pode ser uma mistura de tensoativos e é frequentemente uma mistura de tensoativo e cotensoativo, em que o cotensoativo é uma substância anfifílica curta, tal como um álcool (nos exemplos nãolimitativos, o propanol, o butanol, o pentanol em suas diferentes estruturas de isomerização), bem como os glicóis, e os álcoois ou fenóis etoxilados e propoxilados. Os álcoois são também observados neste

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9/29 documento como substâncias de polaridade intermediária, ou seja, intermediários entre substâncias apolares, tais como os óleos, e substâncias polares, tais como a água.

[0025] Em uma modalidade não-limitativa, a emulsão formada in situ pode ser feita usando um tensoativo, um fluido polar e uma quantidade relativamente pequena de fluido apolar e/ou fluido de polaridade intermediária. Verificou-se que algumas vezes é útil, quando se forma uma emulsão in situ no fundo do poço, injetar uma solução em água de tensoativo já contendo algum óleo solubilizado (em um exemplo não-restritivo, somente de cerca de 2 a cerca de 40% ou aproximadamente). Em outras palavras, o fluido injetado pode ser considerado como uma microemulsão de uma única fase contendo somente 2% de óleo, e então, uma vez no reservatório, este fluido solubilizará o óleo que está in situ e, desse modo, torna-se uma outra microemulsão de uma única fase contendo muito mais óleo, em uma situação nãolimitativa, cerca de 70 ou 80%.

[0026] O uso desta química de fluido in situ (por exemplo, microemulsão de uma única fase) na limpeza de reservatório opcionalmente permite o contato direto de um agente quelante, tal como um ácido e/ou uma combinação de ácidos misturada nos fluidos convencionais de finalização de salmoura (ou gerada in situ), sem causar uma emulsão contínua de óleo de alta viscosidade (lodo) e o bloqueio da formação. A ação da microemulsão de uma única fase, por exemplo, altera os materiais apolares presentes, o que permite que um agente quelante (se presente), tal como um ácido ou um sal de um ácido, tal como um poli(ácido amino carboxílico) (PACA) ou poli(ácido láctico) e/ou um ácido mineral ou o seu sal, por exemplo, o ácido clorídrico, ou um ácido orgânico ou o seu sal, por exemplo, o ácido acético, ou outro ácido, solubilize a formação e/ou as partículas que possam estar presentes, tais como o carbonato de cálcio, a hematita, a ilmenita, e a barita. As

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10/29 partículas compostas de tetróxido de magnésio (em uma modalidade não-limitativa) podem ser tratadas com um fluido in situ (por exemplo, uma microemulsão de uma única fase, contendo um ácido ou mistura de ácidos), desde que o ácido seja um ácido orgânico em uma modalidade não-limitativa. Verificou-se que os PACAs efetuam relativamente melhor em um ambiente alcalino como o sal destes ácidos, o que os diferencia adicionalmente dos ácidos mais comuns e de seus sais. [0027] Por exemplo, um sal de PACA dissocia o sulfato de bário do carbonato de cálcio tratado; o PACA prende o cátion. Em um exemplo não-limitativo, um sal de Na ou K de PACA, quando contatando o carbonato de cálcio, contata e dissolve o sal de bário através de troca catiônica. As formas de sais dos PACAs efetuam relativamente melhor do que a forma de ácido simples, porém a forma de ácido não dissociada ainda efetua as funções e atinge os resultados desejados dos métodos e das composições aqui contidos. A forma de ácido simples trabalha algo melhor em pH relativamente baixo.

[0028] O efeito líquido de tal sistema de tratamento melhorará a chance de um operador de injetar água em um reservatório para manter a pressão do reservatório (por exemplo, para os poços de injeção), e melhorará as taxas de produção nos poços produtores. Em qualquer caso, a alteração do material apolar é efetuada criando o fluido in situ (por exemplo, a microemulsão de uma única fase) através do intervalo entre injeção/produção ou bombeando a SPME pré-formada para a formação.

[0029] Em resumo, a tecnologia de limpeza do material de OBM de uma modalidade não-limitativa aqui contida, também referida como limpeza de uma etapa, utiliza SPMEs pré-formadas e/ou microemulsão de uma única fase in situ, por exemplo, e técnicas opcionais de agente quelante em uma única mistura para alterar o óleo ou inverter a emulsão de uma OBM ou outros materiais apolares para uma microePetição 870170097981, de 14/12/2017, pág. 17/43

11/29 mulsão (ou em outro fluido in situ) e simultaneamente decompõe os seus componentes solúveis em ácidos. A alteração dos materiais apolares usando uma SPME pré-formada ou uma microemulsão de uma única fase in situ (ou em outro fluido formado in situ) facilita a eliminação destes materiais apolares e de sólidos molháveis a óleo como solubilizados no componente de solução aquosa do fluido in situ, assim impedindo a ocorrência de um lodo que poderia se formar.

[0030] Será apreciado que não é necessário que todos os materiais apolares e todas as partículas contaminantes molháveis a óleo sejam removidos de um reservatório subterrâneo, para o método e as suas composições aqui contidos serem considerados bem-sucedidos. O sucesso é obtido se mais materiais apolares e/ou mais partículas forem removidos usando as microemulsões aqui contidas, quer seja não formadas in situ (por exemplo, a microemulsão de uma única fase), do que se ela não for usada, ou se mais materiais apolares e/ou partículas forem removidos usando as microemulsões juntamente com um agente quelante, em comparação com o caso onde nenhuma microemulsão e/ou agente quelante for usado. Alternativamente, os métodos e as composições são considerados bem-sucedidos se pelo menos uma parte dos materiais apolares for removida. Em uma modalidade não-limitativa, pelo menos uma maioria (>50%) dos materiais apolares é removida. Em geral, obviamente, é desejável remover tanto quanto possível da OBM, dos materiais apolares, dos contaminantes e de outros particulados. Um objetivo não-restritivo dos métodos e das composições aqui contidos é remover o material apolar e as partículas molháveis a óleo para obter uma alta porcentagem de injeção de água (em uma situação não-limitativa, >50% de aumento na taxa de injeção) ou uma maior porcentagem de produção de óleo e gás (por exemplo, >50%), em comparação com a produção esperada no caso onde nenhuma microemulsão for usada, seja qual for.

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12/29 [0031] A tecnologia de limpeza do reservatório subterrâneo, descrita neste documento, tem uma ampla faixa de aplicações. Por combinação do aspecto químico da limpeza do furo do poço com as técnicas de deslocamento, acredita-se que as desvantagens do reservatório subterrâneo após penetrar a zona produtora com as OBMs (por exemplo, fluidos de emulsão invertidos) possam ser significativamente reduzidas ou eliminadas.

[0032] A perfuração de um poço com as WBMs pode também causar o dano à formação. Por exemplo, o dano à formação causado pela WBM inclui, porém não está necessariamente limitado às, emulsões de água in situ ou de óleo bruto em salmoura, e invasão de sólidos. A água e/ou as partículas podem tender a diminuir o volume de poro e a permeabilidade eficaz da formulação, e a água pode adicionalmente inchar certos minerais de argila que possam estar presentes. [0033] Os métodos e as composições aqui contidos podem ser usados para remover, melhorar, e/ou corrigir o dano causado por depósitos de macromoléculas de óleos brutos, tal como o caso de deposição de asfaltenos nos meios porosos do reservatório. Outro dano que pode ser removido inclui quaisquer emulsões que incorporem ou incluam qualquer material apolar (óleo e outros hidrocarbonetos) do reservatório, ou introduzido na lama de perfuração, bem como outras substâncias injetadas no fundo do poço.

[0034] Assim, os métodos e as composições aqui contidos têm as vantagens de dano reduzido à formação e, consequentemente, recuperação aumentada de hidrocarbonetos, e/ou taxa de injeção de água aumentada, em comparação com um método e uma composição de outro modo idênticos, sem microemulsões (in situ ou diferente), por exemplo, as microemulsões de uma única fase e/ou a microemulsão de uma única fase incluindo um ácido ou outro componente. As microemulsões são misturas termodinamicamente estáveis, macroscopiPetição 870170097981, de 14/12/2017, pág. 19/43

13/29 camente homogêneas, de pelo menos três componentes: uma fase polar e uma fase apolar (normalmente, porém não-limitado à água e fase orgânica) e pelo menos um tensoativo, frequentemente mais do que um tensoativo, por exemplo, com um cotensoativo, tal como um álcool, particularmente quando forem usados tensoativos iônicos, como mencionado na referência: J L. Salager e R. E. Anton, Ionic Microemulsions, Capítulo 8, em P. Kumar e K. L. Mittal, ed. Handbook of Microemulsion Science and Technology, Marcel Dekker Inc. Nova York 1999, págs. 247-280. Os cotensoativos adequados incluem, porém não estão necessariamente limitados aos mono ou poliálcoois, ácidos ou aminas orgânicas de baixo peso molecular, polietileno glicol, solventes de baixa etoxilação, tais como butoxietanol e similares, e misturas destes. As microemulsões se formam espontaneamente e diferem marcadamente das macroemulsões termodinamicamente instáveis, que dependem de energia de mistura intensa para a sua formação. As microemulsões são bastante conhecidas na técnica, e é dirigida uma atenção respeitosamente a S. Ezrahi, A. Aserin e N. Garti, Chapter 7: Aggregation Behavior in One-Phase (Winsor IV) Microemulsion Systems, em P. Kumar e K. L. Mittal, ed., Handbook of Microemulsion Science and Technology, Marcel Dekker, Inc., Nova York, 1999, págs. 185-246.

[0035] Os capítulos mencionados descrevem os tipos de comportamento da fase de microemulsão definidos por Winsor: Winsor I, Winsor II e Winsor III. Um sistema ou formulação é definida como: Winsor I, quando contiver uma microemulsão em equilíbrio com uma fase de óleo em excesso; Winsor II, quando contiver uma microemulsão em equilíbrio com água em excesso; e Winsor III, quando contiver uma microemulsão de fase média em equilíbrio com água em excesso e óleo em excesso. O autor também descreve Winsor IV como uma microemulsão de uma única fase, sem nenhum óleo em excesso ou

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14/29 água em excesso. Embora não desejando estar limitado por qualquer uma teoria, acredita-se que as microemulsões formadas nos métodos e nas composições aqui contidos sejam do tipo Winsor IV, o que significa que o sistema inteiro é uma fase de microemulsão pelo menos inicialmente e em algum lugar no processo, com a possibilidade de terminar com uma ou duas fases em excesso à medida que a formulação injetada for diluída pelos fluidos do reservatório. Ou seja, a microemulsão de uma única fase original, uma Winsor I ou II, pode expelir alguma fase em excesso e tornar-se um sistema Winsor III com a mesma microemulsão e propriedades. A microemulsão Winsor IV de uma única fase, termodinamicamente estável, poderia desenvolver-se por uma alteração na formulação ou na composição até a formação de uma miniemulsão ou nanoemulsão, que é um sistema de duas fases Winsor I ou Winsor II com gotículas de tamanho de submícron que poderia ser estável por um longo período de tempo, porém não permanentemente estável como uma microemulção, conforme explicado na referência J.

L. Salager, Emulsion Phase Inversion Phenomena em Emulsions and Emulsion Stability, J. Sjoblom Ed., 2^a Edição, Cap. 4, págs. 185-226, Taylor e Francis, Londres (2006).

[0036] Os tensoativos adequados para criar os fluidos in situ (por exemplo, as microemulsões de uma única fase) aqui contidos incluem, porém não estão necessariamente limitados aos tensoativos nãoiônicos, aniônicos, catiônicos e anfotéricos e, em particular, suas combinações. Os cosolventes ou os cotensoativos, tais como os álcoois, são aditivos opcionais usados na formulação da microemulsão. Os tensoativos não-iônicos adequados incluem, porém não estão necessariamente limitados aos, alquil poliglicosídeos, ésteres de sorbitan, ésteres de poliglicol, ésteres de metil glicosídeo, ou etoxilatos de álcoois. Os tensoativos aniônicos adequados incluem, porém não estão necessariamente limitados aos alquil sulfatos de metais alcalinos, sulPetição 870170097981, de 14/12/2017, pág. 21/43

15/29 fonatos de alquila ou alquilarila, sulfatos e sulfonatos de éter alquílico lineares ou ramificados, sulfatos de álcoois polipropoxilados e/ou polietoxilados, dissulfonatos de alquila ou alquilarila, dissulfatos de alquila, sulfossuccinatos de alquila, sulfatos de éter alquílico, sulfatos de éter lineares e ramificados, e suas misturas. Os tensoativos catiônicos adequados incluem, porém não estão necessariamente limitados aos ésteres metílicos de arginina, alcanolaminas e alquilenodiamidas. Em uma modalidade não-limitativa, pelo menos dois tensoativos em uma mistura podem ser usados para criar as microemulsões de uma única fase in situ, bem como os outros fluidos in situ. Os tensoativos adequados podem também incluir os assim chamados tensoativos estendidos contendo uma extensão central de braço espaçador não-iônica e um grupo polar iônico ou não-iônico. A extensão central de braço espaçador não-iônica pode ser o resultado da polipropoxilação, polietoxilação, ou uma mistura das duas, nas modalidades não-limitativas. [0037] Em uma outra modalidade não-restritiva, a formulação de SPME e fluido in situ (por exemplo, macroemulsão, nanoemulsão, etc.) pode conter um cotensoativo que pode ser um álcool tendo de cerca de 3 a cerca de 10 átomos de carbono, em uma outra modalidade nãolimitativa de cerca de 4 a cerca de 6 átomos de carbono. Um exemplo específico de um cotensoativo adequado inclui, porém não está necessariamente limitado ao butanol. Estes cotensoativos podem ser alcoxilados, por exemplo, etoxilados e/ou propoxilados, embora na maioria dos casos deve estar presente uma etoxilação suficiente para efetuar os propósitos dos métodos aqui contidos. Em uma modalidade não-restritiva, o número de unidades etóxi varia de cerca de 3 a cerca de 15, alternativamente de cerca de 6, independentemente até cerca de 10.

[0038] Em uma versão não-restritiva, pode ser empregado um cotensoativo opcional. A proporção de cotensoativo a ser usada com o

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16/29 tensoativo é difícil de especificar antecipadamente e pode ser influenciada por diversos fatores relacionados, porém não necessariamente limitada à natureza do tensoativo, à natureza do cotensoativo, ao tipo de fluido de perfuração que está sendo removido, deslocado ou de outro modo afetado, às condições do furo do poço, e similares. Em uma modalidade não-limitativa, um fluido a ser bombeado inclui uma mistura de tensoativos de sulfato de alquila polietoxilado e éster de poliglicerol (tal como o éster de PG 8-10 disponível da Oleon N.V.) que tem uma razão molar de OH livre/OH esterificado de 3,4/1, opcionalmente com um álcool alquílico etoxilado com 7,5 EO ou maior.

[0039] Em uma modalidade não-limitativa aqui contida, a SPME ou a emulsão formada in situ contém um líquido apolar, o qual pode incluir um fluido sintético incluindo, porém não necessariamente limitado aos fluidos de éster; parafinas (tais como os fluidos PARA-TEQ® da Baker Hughes Drilling Fluids) e olefinas isomerizadas (tais como ISOTEQ® da Baker Hughes Drilling Fluids). Entretanto, podem também ser usados óleos diesel e mineral, tais como os óleos Escaid 110 (da Exxon) ou ECD 99-DW (da TOTAL), como um líquido apolar na preparação dos sistemas de fluidos daqui. Os outros líquidos apolares adequados incluem, porém não necessariamente estão limitados ao limoneno, pineno e outros terpenos, xileno, solventes comuns, e similares. Conforme observado anteriormente, uma vantagem de formar a fórmula ativa (por exemplo, a nanoemulsão, a microemulsão de uma única fase, etc.) in situ é que menos líquido apolar necessita ser usado (em comparação com uma microemulsão pré-formada), visto que todo ou a maior parte do líquido apolar é encontrada nos materiais apolares, a OBM (ou a SBM) propriamente dita. Isto dá uma capacidade maior para a microemulsão, por exemplo, solubilizar o óleo e as outras substâncias dos materiais apolares.

[0040] Será apreciado que a quantidade de fluido in situ a ser criaPetição 870170097981, de 14/12/2017, pág. 23/43

17/29 da ou formada e as quantidades de componentes de formação in situ (polares, apolares e um tensoativo e cotensoativo, se presente) a serem adicionadas ou incluídas são difíceis de determinar e predizer antecipadamente ou em geral com muita exatidão, visto que são dependentes de diversos fatores relacionados, incluindo, porém não necessariamente limitados ao tipo de salmoura, ao tipo de OBM ou SBM, à temperatura da formação, ao tensoativo ou mistura de tensoativos particular usada, se um agente quelante ou ácido está presente e que tipo, etc. Todavia, para dar alguma idéia das quantidades usadas, em uma modalidade não-limitativa, a proporção de componentes que não são de salmoura no fluido in situ (por exemplo, a microemulsão de uma única fase) pode variar de cerca de 15 a cerca de 85 % em volume, mesmo cerca de 90 % em volume, e em outras modalidades nãolimitativas pode variar de cerca de 1 a cerca de 20% em volume em uma microemulsão diluída, algumas vezes chamada de soluções micelares, e de cerca de 70 a cerca de 95% em volume em uma outra microemulsão diluída, algumas vezes chamada de uma solução micelar invertida.

[0041] Espera-se que a salmoura seja um componente comum do fluido in situ (por exemplo, microemulsão de uma única fase), e quaisquer das salmouras comumente usadas, e espera-se que os sais para prepará-las, sejam adequadoos nas composições e nos métodos aqui contidos. Embora espere-se que a água seja o líquido polar usado para preparar as microemulsões in situ, será apreciado que outros líquidos polares, tais como os álcoois e os glicóis, sozinhos ou juntos com a água, possam ser usados.

[0042] Na modalidade não-limitativa onde o fluido in situ (por exemplo, a microemulsão de uma única fase) contiver pelo menos um agente quelante, o agente quelante deve ser capaz de solubilizar ou dissolver pelo menos alguns dos materiais particulados presentes. O

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18/29 agente quelante pode ser um ou mais ácidos inorgânicos ou seus sais, incluindo, porém não necessariamente limitados ao ácido clorídrico, ácido sulfúrico, e/ou ácidos orgânicos, incluindo, porém não necessariamente limitados a um agente orgânico ou seu sal, por exemplo, ácido acético, ácido fórmico e suas misturas. Em uma modalidade nãolimitativa, o ácido pode ser somente um ácido mineral ou somente um ácido orgânico.

[0043] Na maioria das modalidades, o fluido in situ pode conter em algum ponto um agente quelante, tal como o poli(ácido láctico) e/ou um poli(ácido amino carboxílico) (PACA) do tipo acrílico ou maleico, ou polissacarídeos carboxilados, ou um sal de PACA. Os PACAs e os outros agentes quelantes adequados incluem, porém não estão necessariamente limitados ao ácido nitrilotriacético (NTA), ácido etilenodiamina tetra-acético (EDTA), ácido trans-1,2-diaminociclo-hexano-N,N,N’,N’tetra-acético mono-hidrato (CDTA), ácido dietilenotriamina pentaacético (DTPA), ácido dioxaoctametileno dinitrilo tetra-acético (DOCTA), ácido hidroxietiletilenodiamina triacético (HEDTA), ácido trietilenotetramina hexa-acético (TTHA), ácido trans-1,2-diaminociclo-hexano tetra-acético (DCTA), tripolifosfatos, polifosfatos, pirofosfatos, alfa-éter carboxilatos, sais de óxi-diacetato, tartronato de carboximetila (CMT) e óxi-succinato de carboximetila (CMOS), sais cítricos, tartáricos e tartrônicos e suas misturas.

[0044] A concentração de agente quelante no fluido in situ (por exemplo, uma microemulsão de uma única fase) tem um limite inferior de cerca de 1% em volume, alternativamente de cerca de 5% em volume, e um limite superior de cerca de 30% em volume, alternativamente cerca de 20% em volume, e em uma outra modalidade nãorestritiva até cerca de 15% em volume.

[0045] Existem diversos modos pelos quais o agente quelante pode ser distribuído de acordo com o procedimento aqui contido. O agenPetição 870170097981, de 14/12/2017, pág. 25/43

19/29 te quelante pode ser adicionado ao fluido bombeado com os componentes para formar a microemulsão de uma única fase, por exemplo, in situ, ou pode ser adicionado antes (como uma pré-saturação) ou após o tratamento com o fluido in situ (por exemplo, a microemulsão de uma única fase), ou pode ser adicionado à solução de microemulsão na saturação assim que ela for formada no local, antes de remover a maior parte dos materiais apolares e a OBM (por exemplo, a emulsão invertida) e suas combinações.

[0046] Com especificidade adicional, os métodos e as composições aqui contidos podem dizer respeito aos fluidos de limpeza de uma manobra, projetados para alterar fisicamente uma OBM (por exemplo, uma emulsão invertida) e outros materiais apolares, e opcionalmente acidificar os componentes solúveis em ácido presentes. O método não somente altera fisicamente a natureza dos materiais apolares, os componentes de óleo resultantes, os quais são incorporados na formação in situ de microemulsão de uma única fase (por exemplo) e então adicionalmente microemulsificados ou solubilizados, permitem a facilidade da injeção de água, no caso de poços de injeção, ou a facilidade da produção através de peneiras de completação, no caso de poços de produção. Com a conversão do óleo externo em óleo emulsificado interno em água, mais a decomposição opcional de minerais (por exemplo, partículas, por exemplo, carbonato de cálcio e outros componentes solúveis em ácido) por agentes quelantes, a maior parte do fluido apolar e material particulado é removida ou microdimensionada até o ponto em que somente uma quantidade mínima ou reduzida de componentes que danificam permanece no reservatório subterrâneo.

[0047] Em uma modalidade não-limitativa e em detalhe ainda adicional, as composições e os métodos aqui contidos utilizam uma microemulsão ou outro fluido in situ para converter uma OBM e partícuPetição 870170097981, de 14/12/2017, pág. 26/43

20/29 las molháveis a óleo em um fluido à base de água e partículas molháveis à água. Os benefícios de tais conversões, frequentemente chamadas inversão, são diversos. Os materiais apolares são molháveis a óleo e apresentam problemas de compatibilidade para certas operações de finalização, tais como a injeção de água e o enchimento com cascalho, ao passo que os componentes à base de água ou molháveis à água são naturalmente compatíveis com a água de injeção e os fluidos transportadores de enchimento com cascalho à base de salmoura. Adicionalmente, as WBMs e as partículas molháveis à água são ideais para a correção do dano do reservatório subterrâneo quando ácidos minerais, ácidos orgânicos, agentes oxidantes, enzimas solúveis em água (catalisadores) e geradores de ácido in situ forem espalhados em um furo de poço após (ou durante) o tratamento.

[0048] A solução de saturação de fluido in situ (por exemplo, a microemulsão) pode também conter ácidos, agentes dissolventes de barita (quelantes) ou outros aditivos precursores que podem dissolver as partículas solúveis em ácido ou dissolver a barita e decompor os aditivos de perda de fluido (poliméricos ou diferentes). O valor de tal conversão usando uma única solução de saturação com todos os seus componentes funcionais é que a OBM (por exemplo, a emulsão invertida) e os outros materiais apolares podem ser convertidos em materiais à base de água ou de água contínua contendo particulados dissolvíveis e aditivos de controle de perda de fluido que podem ser removidos em uma única etapa operacional.

[0049] Em uma outra modalidade não-limitativa, os sais adequados para uso na criação da salmoura incluem, porém não estão necessariamente limitados ao cloreto de amônio, cloreto de sódio, cloreto de potássio, cloreto de cálcio, brometo de sódio, brometo de cálcio, formiato de sódio, formiato de potássio, formiato de césio, cloreto ou acetato de magnésio e suas combinações. A massa específica das

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21/29 salmouras pode variar de cerca de 1 kg/litro a cerca de 1,8 kg/litro (cerca de 8,4 lb/gal a cerca de 15 lb/gal), embora outras massas específicas possam ser dadas alhures neste documento.

[0050] O tratamento com o fluido in situ (por exemplo, a microemulsão de uma única fase) pode ser composto de diferentes misturas de salmoura e óleo, dependendo da massa específica requerida do fluido para o poço.

[0051] Esta tecnologia não requer ou discrimina qualquer emulsão invertida. Em outras palavras, a microemulsão de uma única fase pode ser aplicada para a limpeza do reservatório para qualquer sistema de OBM, não obstante o tipo de óleo ou emulsificante usado para formular a lama. Esta versatilidade permite uma flexibilidade para o operador de formular o fluido de perfuração com base nas necessidades do furo de poço. Este não é o caso em alguns métodos anteriores, pelos quais são necessitados emulsificantes de amina altamente específicos porque eles requerem a protonação de ácido para inverter a molhabilidade. Na tecnologia aqui contida, o agente quelante é somente usado para a remoção de componentes obstrutivos solúveis em ácidos. Em uma modalidade não-limitativa, os métodos e as composições são praticados na ausência de emulsificantes de amina, tais como as aminas de colofônia e/ou os emulsificantes de amina da fórmula R-N[(CH2CH2R'A)xH]2.

[0052] Uma outra característica importante em relação aos outros métodos de remoção de OBM, emulsão invertida ou outro material apolar é que a fase de óleo da emulsão de OBM é microemulsificada na microemulsão de uma única fase (ou em outro fluido in situ, tal como a nanoemulsção, a miniemulsão ou a emulsão de uma única fase) por saturação, que é um contato simples, deixando a difusão produzir a mistura durante um período de tempo variando de alguns minutos até alguns dias. O processo de tratamento reduz a energia necessária

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22/29 para a microemulsão se formar quando comparado aos métodos anteriores. Esta eficiência elimina ou reduz o número de manobras e diminui o tempo requerido para completar o poço.

[0053] A invenção agora será adicionalmente discutida em relação à implementação real da invenção nos Exemplos, os quais não são pretendidos para limitar a invenção, porém simplesmente para ilustrála adicionalmente. Novamente, embora o fluido in situ possa ser referido como uma microemulsão ou microemulsão de uma única fase, deve ser apreciado que os métodos e as composições são esperados aplicarem-se a outros fluidos in situ, incluindo, porém não-limitados às miniemulsões, nanoemulsões, e todos os tipos de microemulsões. OBJETIVO [0054] Um objetivo destes Exemplos foi tentar estimular um reservatório não-produtor que tinha sido anteriormente perfurado com um fluido de perfuração de emulsão invertida. O presente reservatório era acreditado ter sido danificado durante a fase de penetrar a zona produtora e, desse modo, era virtualmente um não-produtor.

[0055] Os testes de estimulação em laboratório foram efetuados para determinar se a permeabilidade poderia ser restaurada após saturação dos testemunhos danificados (Berea e discos cerâmicos) com uma SPME bicontínua como descrita neste documento. O testemunho foi danificado vedando com uma amostra de OBM Os particulados abordados nestes experimentos vieram do resíduo da filtração depositado sobre os testemunhos.

SUMÁRIO [0056] Com base nos resultados sozinhos da permeabilidade, pareceu inicialmente que a técnica de estimulação aplicada tinha um efeito limitado (Ver o Sumário de Dados abaixo). O teste de retorno da permeabilidade, após uma vedação com lama de 2 h, deu somente um reganho de permeabilidade de 47%. Entretanto, após uma inspeção

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23/29 dos diversos testemunhos, determinou-se que os sólidos no resíduo da filtração foram, na realidade, alterados para um estado de molháveis à água e que o resíduo da filtração compactado foi totalmente rompido. Em outras palavras, a tecnologia de destruição do resíduo da filtração pareceu fazer exatamente o que era projetado para fazer. A conclusão a partir do Laboratório de Retorno da Permeabilidade foi que o teor de sólidos não solúveis em ácidos e de baixo peso, com baixa distribuição de tamanho de partícula (PSD), dos fluidos vedados com lama causou danos irreversíveis devido ao entupimento. TECNOLOGIA DE MICROEMULSÃO BICONTÍNUA [0057] Um número considerável de testes de laboratório foi efetuado usando a tecnologia de emulsão bicontínua descrita neste documento, para verificar a sua capacidade de destruir um resíduo da filtração de emulsão invertida para poço aberto e outras aplicações de finalização.

[0058] Uma ênfase principal foi atacar um resíduo da filtração de OBM ou SBM com dois mecanismos completamente separados. O primeiro mecanismo foi projetado para romper a emulsão invertida do resíduo da filtração usando uma SPME que incorporou o óleo e o emulsificante na solução de saturação de microemulsão bicontínua. Em segundo lugar, o ácido foi tornado disponível para decompor o carbonato de cálcio solúvel usado como partículas obstrutivas.

[0059] Embora a abordagem tivesse dois mecanismos distintos, as soluções de saturação de microemulsão bicontínua foram projetadas para facilitar ambos os mecanismos de destruição simultaneamente, permitindo a facilidade de aplicação e o tempo reduzido da sonda. [0060] O efeito que as soluções de saturação de microemulsão bicontínua tiveram sobre a natureza compactada de um resíduo da filtração de SBM ou OBM foi de grande importância. Após um curto período de saturação (2-4 horas ou mais), as partículas do resíduo da

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24/29 filtração tornaram-se molháveis à água e fluidizadas, ou seja, de algum modo soltas, em vez de grudentas e unidas. Nas aplicações sem ácidos, as partículas do resíduo da filtração resultantes tornaram-se altamente porosas, tendo pouco ou nenhum efeito sobre os valores da permeabilidade.

[0061] O dado apresentado abaixo resume os resultados da destruição do resíduo da filtração, obtidos a partir de testes de laboratório usando a tecnologia de emulsão bicontínua descrita neste documento. [0062] No contexto aqui contido, destruição se refere à remoção da natureza de emulsão invertida de um resíduo da filtração de SBM/OBM, da mudança na molhabilidade dos particulados para molháveis à água e, nos casos onde o ácido for incluído, com a solução de saturação de emulsão bicontínua, do ácido.

SUMÁRIO DOS DADOS [0063] O fluido de perfuração era uma lama comercial. Após a sua laminação a quente por 16 horas, a 66°C (150°F), as propriedades do fluido foram analisadas. Além disso, a PSD foi determinada antes e depois de peneirar com peneiras de Malha US 325 (45 micra).

[0064] O resultado mais significativo da análise da lama foi a porcentagem de sólidos de baixo peso e o seu tamanho. Um teor de baixo peso de 14,3% é considerado três vezes o nível desejado para a perfuração em um reservatório, não obstante a permeabilidade da formação. Além disso, mais do que 90% (em volume) dos sólidos no sistema estavam abaixo de 50 mm. Estas condições são muito suscetíveis a causar dano e, apesar da mudança na molhabilidade destes sólidos para um estado de molháveis a água, elas podem ainda ser muito prejudiciais. A análise da PSD é mostrada abaixo.

TABELA I

DISTRIBUIÇÃO DE TAMANHO DE PARTÍCULA DOS SÓLIDOS DA LAMA

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Parâmetros	Base	Base Peneirada
D-50, mícron	20,53	19,29
D-10, mícron	4,59	4,52
D-90, mícron	58,57	49,58
% abaixo de 6 micra	13,5	13,7

[0065] O teste do retorno da permeabilidade concluiu que o dano à permeabilidade da formação foi provavelmente causado pela invasão dos sólidos finos.

[0066] É mostrada na figura 1 uma fotografia do surgimento típico do resíduo da filtração de OBM após a vedação por lama sobre um disco cerâmico de 20 mm, antes da saturação com uma microemulsão bicontínua. A figura 2 é uma fotografia dos restos do resíduo da filtração de OBM da figura 1 após o tratamento com uma microemulsão bicontínua, conforme descrito neste documento. Os sólidos que permanecem sobre o disco na figura 2 são molháveis à água. A solução de saturação não continha ácido. Com o ácido, a solução de saturação é capaz de romper a emulsão de lama e solubilizar as partículas solúveis em ácido.

EXEMPLO 1

TESTE DA LIMPEZA DO CILINDRO [0067] 10 ml de petróleo bruto pesado (10 °API, densidade = 1,0) foram colocados em um cilindro; cuja fotografia é mostrada como figura 3B. Uma fotografia do fluido de limpeza de microemulsão usado neste Exemplo é mostrada na figura 6A, enquanto que uma fotografia do petróleo bruto pesado da figura 3B, ao qual é adicionado o fluido de limpeza da figura 3A, é mostrada na figura 3C. As seguintes conclusões foram alcançadas:

· A solubilização total do petróleo bruto no fluido de limpeza foi observada após somente 15 minutos de contato entre os fluidos e sem energia para misturar.

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26/29 · Os sólidos e as superfícies tornaram-se completamente molháveis à água.

· Estes resultados não são possíveis com os tratamentos convencionais com solventes.

EXEMPLO 2

TESTE DE LIMPEZA NA CÉLULA DE HPHT [0068] O procedimento para o Teste de Limpeza usando uma célula de alta pressão, alta temperatura (HPHT), foi como se segue:

1. Gerar uma célula de HPHT com um disco de filtração cerâmico (o disco deve estar saturado com água).

2. Despejar o lodo de OBM/petróleo bruto (25/75), próximo à célula de HPHT.

3. Colocar a célula em uma camisa aquecida, na temperatura requerida, próxima às válvulas com haste de topo e de fundo.

4. Aplicar uma pressão diferencial de 3,4 MPa (500 psi) na célula e permitir que a célula atinja a temperatura desejada.

5. Abrir a válvula com haste de fundo da célula de HPHT e coletar o filtrado por 3 h.

6. Fechar a válvula de fundo e liberar a pressão sobre a célula. Despejar o lodo em excesso da célula de HPHT.

7. Após o resíduo da filtração ser depositado, despejar cuidadosamente o fluido de limpeza na célula de HPHT, sendo cuidadoso para não perturbar a integridade do resíduo da filtração.

8. O topo da célula de HPHT é preso, e a célula é colocada de volta à camisa aquecida e aquecida até a temperatura anteriormente usada.

9. Aplicar 0,7 MPa (100 psi) de pressão diferencial à célula.

10. Abrir a válvula com haste de fundo e coletar o filtrado.

11. Após o filtrado ter sido coletado, fechar a haste de fundo da célula de HPHT.

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12. Aliviar a pressão das linhas e abrir a célula.

13. Desmontar a célula e observar o resíduo da filtração residual.

14. Checar para ver se os sólidos residuais são molháveis à água e estão dispersáveis.

[0069] Os resultados do teste de limpeza do Exemplo 2 são apresentados na figura 4. As fotografias do fluido de limpeza de microemulsão e do resíduo da filtração formado com o lodo são mostradas no topo do gráfico, respectivamente. As fotografias do fluido coletado após a limpeza e do resíduo da filtração após o tratamento são mostradas na base da figura 4. O gráfico é uma representação gráfica do volume de filtrado como uma função do tempo.

[0070] Estes resultados de HPHT demonstram que o fluido de tratamento de microemulsão trabalha rapidamente para remover o dano por lodo, e os resultados estão consistentes com as medições da tensão interfacial entre o petróleo bruto e o tratamento de limpeza, como mostrado na figura 5, a 25°C e a 85°C.

EXEMPLO 3 [0071] A figura 6A é uma fotografia de um resíduo da filtração formado com o lodo de um campo de petróleo. A figura 6B é uma fotografia do resíduo da filtração da figura 6A após o tratamento com uma microemulsão em uma célula de HPHT, de acordo com o procedimento do Exemplo 2. A figura 6C é uma fotografia do resíduo da filtração da figura 6B após o disco ter sido enxaguado com água, demonstrando a remoção essencialmente completa do resíduo da filtração do disco. EXEMPLO 4

TESTE DO RETORNO DA PERMEABILIDADE [0072] Um teste de fluxo foi corrido sobre testemunhos de Berea a

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66°C (150°F), usando o seguinte procedimento:

1. ) Saturar o testemunho com KCl a 2%.

2. ) Medir a permeabilidade inicial do testemunho usando

KCl a 2%.

3. ) Injetar volume de poro 5 de óleo de base GT-3000 com agente molhante usado na OBM no testemunho.

4. ) Medir a permeabilidade do testemunho ao KCl a 2%.

5. ) Injetar volume de poro 5 de fluido de limpeza.

6. ) Medir a permeabilidade final do testemunho ao KCl a

2%.

7. ) Determinar a permeabilidade reganhada.

[0073] A permeabilidade inicial do testemunho usado no Exemplo 4 era 115 milidarcies (md). O fluido de limpeza produziu um reganho de 174% de permeabilidade, o que indica que um maior estímulo estava ocorrendo dentro do testemunho após injetar o fluido de limpeza, conforme mostrado pelos gráficos de barras na figura 7.

[0074] No relatório descritivo precedente, a invenção foi descrita com referência às suas modalidades específicas, e foi sugerida como eficaz em proporcionar métodos e composições eficazes para remover materiais apolares dos reservatórios subterrâneos e das formações. Entretanto, será evidente que podem ser feitas diversas modificações e alterações a ela, sem sair do escopo mais amplo da invenção, como apresentada nas reivindicações em anexo. Desse modo, o relatório descritivo é para ser considerado em um sentido ilustrativo, em vez de um restritivo. Por exemplo, as combinações específicas de componentes formadores de microemulsão de uma única fase e de outros componentes para formar os fluidos in situ, tais como os tensoativos, os cotensoativos, os agentes quelantes, os ácidos, os solventes, os líquidos apolares, etc. e as suas proporções, que incidem nos parâmetros reivindicados, porém não especificamente identificados ou experimenPetição 870170097981, de 14/12/2017, pág. 35/43

29/29 tados em uma composição particular para melhorar a remoção dos materiais apoiares aqui contidos, são antecipadas estarem dentro do escopo desta invenção.

[0075] A presente invenção pode adequadamente compreender, consistir ou consistir essencialmente nos elementos divulgados e pode ser praticada na ausência de um elemento não divulgado.

[0076] As palavras compreendendo e compreende, como usadas por todas as reivindicações, são para serem interpretadas incluindo, porém não-limitados a.

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Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método para remover pelo menos uma parte do dano ao reservatório do poço, em um reservatório subterrâneo contendo material apolar, caracterizado pelo fato de que compreende:

bombear um fluido de limpeza ao reservatório subterrâneo para contatar o fluido de limpeza com o material apolar no dano ao reservatório do poço, sendo que o fluido de limpeza compreende componentes selecionados a partir do grupo que consiste em:

uma microemulsão de uma única fase (SPME) Winsor IV, a qual compreende:

pelo menos um tensoativo; pelo menos um fluido apolar; e pelo menos um fluido polar; e componentes formadores de microemulsão Winsor IV in situ compreendendo:

pelo menos um tensoativo; e pelo menos um fluido polar;

na ausência de um cosolvente e um cotensoativo;

incorporar pelo menos parte do material apolar em uma microemulsão selecionada a partir do grupo que consiste na Winsor IV SPME e uma microemulsão Winsor IV formada in situ no reservatório subterrâneo; e remover a microemulsão que incorpora o material apolar do dano ao reservatório do poço, no reservatório subterrâneo.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o pelo menos um tensoativo é selecionado a partir do grupo que consiste em tensoativos não-iônicos, tensoativos aniônicos, tensoativos catiônicos e tensoativos anfotéricos, tensoativos estendidos contendo uma extensão central de braço espaçador não-iônica e um grupo polar iônico ou não-iônico, e suas misturas.

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3. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de nos tensoativos:

os tensoativos não-iônicos são selecionados a partir do grupo que consiste em alquil poliglicosídeos, ésteres de sorbitano, ésteres de metil glicosídeo, ésteres de poliglicol, e etoxilatos de álcoois;

os tensoativos aniônicos são selecionados a partir do grupo que consiste em sulfatos de alquila de metais alcalinos, sulfonatos de alquila ou alquilarila, sulfatos e sulfonatos de éter alquílico lineares ou ramificados, sulfatos de álcoois polipropoxilados e/ou polietoxilados, dissulfonatos de alquila ou alquilarila, dissulfatos de alquila, sulfossuccinatos de alquila, sulfatos de éter alquílico, sulfatos de éter lineares e ramificados; e os tensoativos catiônicos são selecionados a partir do grupo que consiste em ésteres metílicos de arginina, alcanolaminas, e alquilenodiamidas, tensoativos estendidos com braços espaçadores propoxilados ou etoxilados, e suas misturas.
4. Método, de acordo com a reivindicação 1 ou 3, caracterizado pelo fato de que o pelo menos um fluido polar adicionalmente compreende a salmoura.
5. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que os componentes formadores de emulsão in situ adicionalmente compreendem um fluido apolar e/ou um fluido de polaridade intermediária.
6. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que o fluido de limpeza adicionalmente compreende um componente selecionado a partir do grupo que consiste em ácidos, agentes oxidantes, enzimas solúveis em água, agentes dissolventes de barita, precursores para estes componentes, e suas combinações.
7. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que o material apolar é selecionado a partir do grupo que

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3/3 consiste em lama à base de óleo, lama de base sintética, parafinas, hidrocarbonetos aromáticos, asfaltenos, emulsões, lodos, e suas combinações.

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