BRPI0504019B1 - processo de redução seletiva e controlada da permeabilidade relativa à água em formações petrolíferas de alta permeabilidade - Google Patents

Abstract

"processo de redução seletiva e controlada da permeabilidade relativa à água em formações petrolíferas de alta permeabilidade". é descrito um processo de redução seletiva e controlada da permeabilidade relativa à água em formações petrolíferas de alta permeabilidade, com quase nenhuma redução da permeabilidade ao óleo. o processo compreende, para rochas reservatórios de arenito uma primeira camada de polímero catiônico, seguida de banco espaçador de salmoura e de uma segunda camada de polímero constituída de uma suspensão de polímero aniônico e um microgel aniônico ou não iônico, opcionalmente esta configuração sendo repetida, aumenta consideravelmente a espessura das camadas, de modo a permitir o uso do processo para permeabilidades elevadas. para rochas carbonáticas a primeira camada é de polímero aniônico, e a segunda, uma suspensão de polímero catiônico/microgel catiônico ou não iônico.

Description

PROCESSO DE REDUÇÃO SELETIVA E CONTROLADA DA

PERMEABILIDADE RELATIVA À ÁGUA EM FORMAÇÕES PETROLÍFERAS DE ALTA PERMEABILIDADE CAMPO DA INVENÇÃO A presente invenção pertence ao campo dos processos de redução da permeabilidade relativa à água em formações petrolíferas, mais especificamente, a processos de redução seletiva e controlada da permeabilidade relativa à água em formações petrolíferas de alta permeabilidade.

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO A produção de água associada à de óleo tem se mostrado como uma das maiores dificuldades para as empresas de petróleo em todo o mundo. O breakthrough prematuro da água de formação ou injeção, e a crescente produção de água que se observa daí em diante, resultam num acelerado declínio da produção de óleo, aumentando, os custos operacionais de bombeio, tratamento e descarte de grandes volumes de água. A produção de água atinge tais proporções que se pode dizer que as companhias de petróleo na verdade são companhias de água, já que para uma produção de óleo de 75 milhões de barris de óleo por dia (BPD), são produzidos 300-400 milhões de barris de água. Isto representa 5-6 barris de água por barril de óleo, chegando até 9 barris de água por barril de óleo ou mesmo 50 barris de água por barril de óleo.

As propriedades consideradas ideais para um fluido atuar como controlador da permeabilidade e mobilidade de água em fluxo em meio poroso são as seguintes: 1) ser injetado sem dificuldade a grande distância do poço tratado; 2) Ter propriedades que interajam fracamente com as condições físico-química do reservatório; 3) Deve ter colóides ou espécies poliméricas adsorvíveis em muitos tipos de rocha reservatório para formação de camadas com espessura controlada; essas camadas devem estar completamente hidratadas na presença de água e desidratadas na fase óleo 4) Estas camadas devem permanecer estáveis, por longo período de tempo, sob as condições físico-químicas do reservatório.

Conforme citado no artigo SPE 77963 “New Insights into Water Control - A Review of the State of the Art” por Gino di Lullo e Phil Rae, a produção de água em um poço de petróleo traz uma coletânea de problemas tais como incrustaçáo em poços suscetíveis, indução de migração de finos ou falha da matriz de arenito, aumento da corrosão de colunas, e morte de poços por carga hídrostática. Assim, embora a produção de água seja uma consequência inevitável da produção de óleo, é usualmente desejável retardar seu início, ou sua elevação, tanto quanto possível. A produção de água em poços produtores de petróleo aumenta na medida em que os campos de óleo se tomam maduros. As fontes de água são água de formação (aqüíferos) ou de injeção usada para finalidades de manutenção da pressão do reservatório. Além disso, heterogeneidades encontradas em rochas reservatório podem causar canalizações de água através de trechos de permeabilidade mais elevada/fraturas (naturais ou induzidas) e cone ou crista de água próximo ao furo de poço devido a proximidade do poço com a zona portadora de água, altas permeabilidades verticais da rocha, ou altos diferenciais de pressão entre o poço e a formação normalmente devido a espessura limitada do reservatório ou redução de pressão excessiva.

Seja qual for o cenário, a causa é quase sempre associada a uma mobilidade mais elevada da água em relação à do óleo. Normalmente quanto menor o grau API do óleo tanto maior a possibilidade de produção prematura de água, já que óleos de baixa gravidade são tipicamente muito mais viscosos e, portanto têm menor mobilidade. 0 controle de produção de água tem obtido algum sucesso pelo uso de vários tipos de sistemas formadores de gel. São conhecidos três tipos principais de tratamentos do tipo gel químico. . Bloqueadores de permeabilidade ou formadores de gel; . Redutores de Permeabilidade Desproporcionada e ou Bloqueadores de Permeabilidade Seletiva; e . Modificadores de Permeabilidade Relativa (MPR).

Bloqueadores de Permeabilidade: Como indica o nome, esses materiais fecham os espaços de poro impedindo o movimento de fluido, normalmente por meio de uma reação química controlada retardada que permite a injeção profunda do material antes que ele reaja para formar um gel tridimensional. Soluções de silicato de sódio, ativadas internamente com ésteres de uréia ou resinas aminopiasto, são exemplos comuns de processos desse tipo.

Outras opções incluem resinas, látices ou soluções poliméricas que geleíficam como resultado de temperatura, salinidade ou pH para formar precipitados coagulados ou géis tridimensionais, tais como aqueles criados por látex ou reinas fenólicas. Os melhores sistemas conhecidos são os baseados em poliacrilamida reticulada com cromo e PVA reticulado com aldeído glutárico. As soluções são de baixa concentração e são bombeadas no estado não reticulado de modo a apresentar baixa viscosidade. Elas são ativadas in situ, iniciadas por efeito de temperatura e controladas por tampões para formar um gel tamponante de alta viscosidade.

Esses materiais não são seletivos e eles fecham poros contendo óleo e/ou água, o que exige outros procedimentos para evitar o bloqueio da zona produtora de óleo.

Bloqueadores de Permeabilidade Seletiva Esses materiais têm a mesma capacidade de bloqueio dos espaços de poro, restringindo o movimento de fluido, mas a precipitação, inchamento, ou viscosificação é menor em presença de hidrocarbonetos do que em presença de água, já que são parcialmente solúveis em óleo. O efeito final é uma redução da permeabilidade relativa à água em um fator superior à do óleo. Os materiais para uso em fluidos base água preferidos são derivados de resina que formam um precipitado coloidal que aglutina, formando uma massa gelatinosa em presença de água. Os materiais para fluidos base óleo incluem tetra metíl ortosilicato (TMOS) e silicato de etita que reagem em presença de água para formar um gel de sílica rígido. Há também novos sistemas à base de tensoativo aniônico viscoelástico (VAS ou viscoelastic anionic surfactant) destinados ao controle de água. Esses sistemas produzem géis que por efeito de cisalhamento se tornam muito finos em presença de cátions. Esses géis podem permear facilmente em rochas porosas e permeáveis, o que permite que sejam bombeados e injetados no reservatório com viscosidade total e altas taxas abaixo da pressão de faturamento. Uma vez nos poros da formação, a viscosidade desses géis pode aumentar até 100 vezes, de modo a restringir o movimento de fluido. A química desses sistemas é tal que eles se quebram em contato com a fase hidrocarboneto de modo que eles revertem à viscosidade da salmoura base. Isto libera somente os poros com saturação residual de hidrocarbonetos, deixando-os vazios e fortemente úmidos. Os poros com alta saturação de água permanecem tamponados com um gel de alta viscosidade.

Modificadores de Permeabilidade Relativa Esses são sistemas poliméricos hidrossolúveis e hidrofílicos que, quando hidratados, produzem longas cadeias poliméricas que, na rocha, vão ocupar livremente os espaços de poros. Sendo fortemente hidrofílicos, eles atraem água e repelem óleo e como resultado líquido, exercem uma força de retenção sobre o fluxo de água nos poros, com efeito mínimo (e às vezes positivo) sobre o fluxo de óleo.

Polímeros úteis para esta aplicação incluem poliacrilamidas de alto peso molecular e mais recentemente escleroglucanos. No entanto, limitações de temperatura, sensibilidade ao cisalhamentoe baixa tolerância a íons de cálcio e magnésio minam a sua efetividade, já que são produzidos de volta mais rápido que esperado pelos fluidos de formação.

Radicais carregados foram adicionados a poliacrilamidas (poli-DMDAAC), de modo a aperfeiçoar sua resistência ao cisalhamento, tolerância à temperatura e a sais bem como sua adesão à rocha.

Idealmente os sistemas poliméricos MPR devem ser soluções ou suspensões aquosas, cujas características tais como concentração e propriedades físico-químicas dos produtos devem ser ajustadas à permeabilidade da formação, dentre outros parâmetros. Os MPRs produzem uma resistência ao fluxo de água da ordem de 2 a 100 vezes e uma resistência ao fluxo de óleo idealmente menor do que 2. Mudanças ambientais como pH, salinidade ou diferencial de pressão poço/formação podem afetar a efetividade e durabilidade do tratamento. Assim, intervenções pós-tratamento no poço podem destruir parcial ou completamente suas propriedades de controle de água.

No artigo SPE 8228 “In-Depth Permeability Corrtrol by Adsorption of Soft Size-Controlled Microgéis” por G. Chauveteau et al., é relatado que a injeção de microgéis estáveis, pré-formados como modificadores de permeabilidade relativa para reduzir a permeabilidade à água minimiza o risco de entupimento do poço ou a ausência de eficiência inerente a uma tecnologia à base de geleificação in situ. Pesquisas recentes mostram que microgéis formados por reticulação de uma solução de polímero sob cisalhamento são macios, com tamanho controlado, e quase insensíveis às condições de reservatório, estáveis por longos períodos e podem controlar a permeabilidade em profundidade por adsorção sobre todos os tipos de superfícies de rocha. Os resultados apresentados no referido artigo se destinam a saber como controlar a cinétíca de formação de reticulação por força tônica e determinar o papel das interações entre microgéis sobre a sua propagação em meio poroso. Os experimentos incluem testes de geleificação em diferentes forças iônicas, medidas de propriedades viscoelásticas de soluções, determinação da densidade de microgel e parâmetro de interação microgel-microgel para diferentes condições de estabilização, e a relação entre o parâmetro de interação e o modo de adsorção de microgéis. Microgéis com atração parcial adsorvem formando multicamadas e assim induzem barreiras de permeabilidade drásticas. Microgéis totalmente repulsivos adsorvem sob forma de monocamada e propagam facilmente em meio poroso em longas distâncias dependendo somente da quantidade de microgel injetada. Assim, pelo controle dos processos de geleificação e estabilização, os microgéis podem ser produzidos para serem agentes divergentes ou nedutores de permeabilidade desproporcionada para controlar a permeabilidade à água em longas distâncias dos poços.

No artigo SPE 64988 “New Size-Controlled Microgéis for Oil Production”, por G. Chauveteau et al., é relatado que os microgéis formados pela reticulação de polímeros sob cisalhamento são muito promissores para várias aplicações na produção de óleo. O sistema adequado de polímero e reticulador e sob as condições requeridas para obter as propriedades desejadas proporciona produtos quase ideais. Eles podem controlar a mobilidade da água a longas distâncias dos poços para aperfeiçoar a eficiência de varrido e reduzir de modo seletivo a permeabilidade à água para controle da produção de água. Este artigo relata experimentos relativos à compreensão teórica do processo de reticulação sob cisalhamento e testa os microgéis em meio poroso. As várias propriedades positivas dos microgéis são relatadas.

No artigo SPE 59317 “Controlling Gelation Time and Microgel Size for Water Shotoff", por G. Chauveteau et al., são descritos experimentos para determinar como controlar tanto o tamanho como a conformação de microgéis formados sob cisalhamento contínuo. Os estudos realizados indicam que as espécies que reticulam podem ser dímeros, tetrâmeros ou associações de tetrâmeros dependendo do pH e concentração de Zr em presença de lactato. Os microgéis formados em regime de difusão são isotrópicos e seu tamanho diminui significativamente à medida que a taxa de cisalhamento aumenta, enquanto quando formados em regime de correção eles são anisotrópicos e seu tamanho diminui muito pouco com a taxa de cisalhamento. Como os resultados experimentais confirmam esse modelo, é possível desenhar a preparação de microgel em função de seu papel na aplicação alvo, ou modificadores de permeabilidade relativa para controle da produção de água ou melhoradores de viscosidade para controle de mobilidade com polímeros. O pedido norte-americano publicado 2004/0229756 trata de métodos e soluções para tratar formações produtoras de água e hidrocarbonetos pra reduzir a permeabilidade à água das mesmas. As soluções propostas compreendem um polímero reativo hidrofílico, um composto hidrofóbico capaz de reagir in situ com o polímero e um tensoativo. As soluções são preparadas e injetadas na formação e a formação é fechada (shut-in) para que a reação ocorra entre o polímero e o composto hidrofóbico. O produto de reação se liga a sítios de adsorção sobre superfícies no interior do espaço poroso da formação e reduz a permeabilidade à água da mesma sem reduzir substancialmente a permeabilidade a hidrocarboneto da mesma. O polímero reativo hidrofílico é selecionado dentre o grupo que consiste de polietileno imína, polivinil amina, poli(vinilamina/álcool vinilico), quitosana, polilisina e polímeros de acrilato de alquila. O pedido norte-americano publicado 2004/0171495 trata de método para reduzir a permeabilidade à água durante a fase de perfuração, que envolve prover um polímero que compreende (i) um monômero selecionado dentre o grupo que consiste de acrilatos de alqula, metacrilatos de alqula, acrilamidas de alqulía, metacrilamidas de alquila, onde os grupos alquila têm de 4 até 22 átomos de carbono, e (ii) um monômero selecionado dentre o grupo que consiste de acrilamida, ácido 2-acrilamido-2-metil propano sulfônico, Ν,Ν-dimetilacrilamida, vinilpirrolidona, dimetilamino etil metacrilato, ácido acrílico, dimetil amino propil metacrilamida, cloreto de trimetilamônio metil metacrilato, metacrilamida e acrilato de hidroxietila, e colcoar o polímero no poço, pelo que é reduzida a permeabilidade à água do poço. A patente US 6.579.909 trata de um processo para preparar microgéis de tamanho controlado. Uma composição geleificante incluindo um polímero e um aditivo reticulador destinado ao polímero é injetado em um meio poroso e permeável, e uma solução monodispersa de microgéis de tamanho substancialmente constante é recuperado na saída. A invenção também diz respeito a uma aplicação do método para reduzir a permeabilidade de formações do tipo rocha reservatório. A patente US 6.516.885 trata de um processo para redução de permeabilidade à água pela injeção de uma primeira composição química, efetiva como polímero modificador da permeabilidade relativa na zona de hidrocarboneto e água, seguida imediatamente da injeção de uma segunda composição química nas zonas, que forma uma composição polimérica bloqueadora de fluxo e após período de shut-in para reação do polímero modificador de permeabilidade, produzir as composições de polímero de suas zonas de hidrocarboneto para prover um trajeto para os hidrocarbonetos desde as zonas enquanto permite que as composições de polímero bloqueadoras formem o bloqueio de água nas zonas de água. O hidrocarboneto para o qual é descrito o processo é um gás. A primeira composição compreende uma poliacrilamida catiônica reticulável e a segunda composição química compreende um sistema reticulável poliacrilamida-acetato de cromo. A patente US 4,172.066 descreve microgéis discretos, esferoidais de um polímero reticulado inchado ou que pode inchar em água como poliacrilamida reticulada, úteis para reduzir a permeabilidade de estruturas porosas. Os materiais descritos têm diâmetros inferiores a 20 micra, de preferência inferior a 4 micra e ainda mais preferível, inferior a cerca de 1 micra. Quando inchados com água o tamanho de partícula dos microgéis pode estar na faixa de 0,5 até 200 micra, de preferência entre 1 e 10 micra. No estado parcialmente inchado com água os microgéis contêm pelo menos 30% em peso de polímero reticulado e até 70% em peso de água. Monômeros úteis são amidas com insaturação etilênica como acrilamida, metacrilamida e fumaramida, N-(dimetilaminometil)acrilamida, N-(drietilaminometil)metacrilamida, derivados quatemizados como cloreto de N-(trimetilamônio metil)acrilamida), ácidos carboxílicos insaturados como ácido acrílico, ácido metacrílico, ácido itacônico, ácido fumárico e similares, compostos insaturados de amônio quaternário como cloreto de vinilbenziitrimetilamônio, etc. O pedido brasileiro PI 9904294-0, da Requerente e aqui integralmente incorporado como referência ensina um processo para a redução seletiva e controlada da permeabilidade relativa à água em formações petrolíferas apresentando rochas de arenito que compreende a injeção alternada, em um poço de produção, de bancos de composições aquosas de polímeros catiônicos seguida da injeção de bancos de composições aquosas de polímeros aniônicos e opcionalmente bancos de agente reticulador catiônico trivalente, opcionalmente seguida de injeção de novos bancos de polímero aniônico e banco de agente reticulador trivalente, formando camadas, até que seja atingido o valor de Fator de Resistência Residual FRR desejado. No processo descrito, os bancos de polímero e reticulador são sempre separados por bancos espaçadores de solução aquosa de um sal alcalino como NaCI ou KCI. Quando a formação é rica em rochas carbonáticas inicialmente é injetado um polímero aniônico, seguido sucessivamente de bancos de polímero catiônico ou de agente reticulante multivalente e polímero aniônico, sendo a última camada sempre constituída de agente reticulante, dando desta maneira um caráter aniônico ao filme hidrofílico formado. Todos os bancos de polímero são alternados com bancos espaçadores de solução aquosa de sal alcalino como KCI. O processo se aplica a formações com valores de permeabilidade de até 3 Darcy. O processo descrito nesse pedido brasileiro é relativamente trabalhoso, necessitando da colocação de várias camadas de polímero para formar o filme necessário para a redução da permeabilidade à água. Já na presente invenção, a mistura de polímero aniônico e microgéis com tamanho de partícula controlado utilizada como segunda camada a ser injetada na formação permite a redução drástica do número de camadas necessário para obter o valor de FRR desejado, o que torna o presente processo mais eficaz, de menor custo e de aplicação mais rápida para o tratamento de permeabilidades elevadas e poços de alta vazão. Além disso, o filme em camadas do pedido citado forma uma estrutura no plano, enquanto a presente invenção descreve uma estrutura em volume, onde as partículas de microgel sofrem hidratação e desidratação conforme estejam em presença de água ou de óleo, num processo reversível.

Ainda, conforme descrito na página 6 do pedido PI 9904294-0, o pocesso envolve uma reticulação pontual sem formação de gel, enquanto na invenção ocorre adsorção na camada catiônica tanto do polímero aniônico como do microgel, também aniônico, o que fortalece/aumenta a rigidez da camada.

Ainda vantajosamente em relação a processos do estado da técnica que utilizam somente o microgel, o processo da invenção que combina polímero aniônico e microgel além da camada inicial de polímero catlônico, proporciona melhor adsorção à dita camada inicial, aumentando assim a eficiência do processo já que são necessários volumes menores de soluções de polímeros para atingir o efeito desejado de redução de valores de FRRw.

Assim, em relação às tecnologias existentes - uso de microgel sozinho ou a tecnologia do PI 9904294-0 - o processo da presente invenção proporciona resultados potencializados em relação ao controle da relação FRRN, não sugeridos nem descritos nessas tecnologias do estado da técnica.

Assim, apesar dos desenvolvimentos do estado da técnica, ainda há necessidade de um processo seletivo tendo como alvo campos de alta produtividade e permeabilidade utilizando polímeros de alto peso molecular, solúveis em água do mar e usados em conjunto com microgéis polimérícos à base de acrilamida reticulada, com distribuição de tamanho de partícula controlado para redução da permeabilidade relativa à água em formações petrolíferas de alta permeabilidade, enquanto a permeabilidade ao óleo é pouco afetada, tal processo sendo descrito e reivindicado no presente pedido.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

De um modo amplo, o processo para redução seletiva e controlada da permeabilidade à água em formações petrolíferas de alta permeabilidade e temperatura até 110°C atravessadas por um poço para produção de óleo e/ou gás compreende, para o dito poço, as seguintes etapas: a) injetar volume de banco de solução aquosa de polímero catiônico em quantidade requerida para adsorção em determinado raio de penetração na formação, uma parte da dita solução aquosa criando uma camada polimérica aderida à formação e contendo cargas residuais positivas livres, enquanto outra parte permanece não aderida para ser deslocada por bancos sucessivos de salmoura e polímero/microgel até o raio de penetração requerido; b) injetar banco espaçador de solução aquosa de salmoura para deslocar dita parte não aderida do banco de solução aquosa de polímero catiônico para o interior da formação, pelo que serão separados o banco de solução de polímero catiônico já injetado e o banco de suspensão de polímero aniônico/microgel aniônico ou não iônico a ser injetado; c) injetar um banco de suspensão aquosa de polímero aniônico e um microgel aniônico ou não iônico em quantidade suficiente para formar uma camada de polímero aniônico e dito microgel aderida à camada de polímero catiônico já adsorvida à rocha da formação; d) injetar banco espaçador de solução aquosa de salmoura para separação entre bancos de polímero e deslocamento do banco de suspensão de polímero aniônico /microgel aniônico ou não iônico para o interior da formação; e) caso necessário repetir a sequência de tratamento a), b) e c) até que a pressão de injeção da solução aquosa da etapa d) atinja um valor tal que resulte no valor programado do Fator de Resistência Residual; f) fechar o poço pelo tempo necessário para finalizar o processo de adsorção entre as camadas; e g) Recolocar o poço em produção.

Assim, a invenção provê um processo para a redução seletiva e controlada da permeabilidade relativa à água em formações petrolíferas de alta permeabilidade à base de polímeros de alto peso molecular, solúveis em água do mar, e microgéis poliméricos à base de acrilamida reticulada. A invenção provê ainda um processo para a redução seletiva e controlada da permeabilidade relativa à água em formações petrolíferas der alta permeabilidade com configuração multicamada, compreendendo a injeção de camadas de polímeros: uma, um polímero catiônico e outra, uma mistura de polímero aniônico e microgéis, com camadas repetidas na mesma seqüência, conforme necessário. A invenção provê também um processo para a redução seletiva e controlada da permeabilidade relativa à água em formações petrolíferas de alta permeabilidade onde a configuração multicamada proporciona adsorção melhorada da primeira camada com a rocha e entre as primeira e segunda camadas de polímeros tal que aperfeiçoa a aplicação do processo. A invenção provê adicionalmente um processo para a redução seletiva e controlada da permeabilidade relativa à água em formações petrolíferas de alta permeabilidade em que os polímeros catiônicos e aniônicos utilizados são solubilizados e suspensos em salmouras como água do mar objetivando permitir eventuais tratamentos de grandes volumes de modo a contornar dificuldades de suprimento de água industrial em plataformas.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS A FIGURA 1 anexa é um esquema que ilustra o inchamento e encolhimento de partículas de microgel na presença de água. A FIGURA 2 anexa representa um gráfico para a análise de distribuição granulométrica expressa em distribuição volumétrica. A FIGURA 3 anexa ilustra curvas da viscosidade X taxa de cisalhamento, das soluções poliméricas utilizadas nos testes de deslocamento. A FIGURA 4 anexa ilustra um gráfico de permeabilidade X volume poroso injetado para os testes 9 e 10 de filtrabilidade.

DESCRIÇÃO DETALHADA DAS MODALIDADES PREFERIDAS A presente invenção trata de um processo seletivo para o controle da permeabilidade à água de formações petrolíferas tendo como alvo campos de alta produtividade e permeabilidade, utilizando polímeros solúveis em água do mar. Esses polímeros são usados em conjunto com microgéis poliméricos à base de poliacrilamida reticulada, com distribuição de tamanho de partícula controlado.

De um modo geral, o processo de redução da permeabilidade relativa à água do intervalo produtor de água, na área do reservatório contígua a um poço qualquer, compreende introduzir na área a ser tratada uma solução aquosa de polímero, seguida de banco de salmoura e suspensão de polímero/microgel, injetadas a partir do dito poço. Subsequentemente o poço é posto em produção para a extração de óleo e/ou hidrocarboneto gasoso. Após o tratamento, a permeabilidade ao óleo e/ou hidrocarboneto gasoso na área tratada é pouco afetada, enquanto a permeabilidade à água é fortemente reduzida.

Deve ficar bem claro para os especialistas que embora o presente pedido esteja principalmente focado na redução da permeabilidade à água de formações petrolíferas de alta permeabilidade, ele se aplica igualmente a formações de permeabilidades variadas. A adaptação do processo é feita adequando os sistemas poliméricos e distribuição de tamanho de partícula dos microgéis aos fluidos do reservatório, à temperatura da formação e às condições permoporosas da rocha. O projeto dos sistemas seletivos depende da mineralogia da rocha e sua permeabilidade, da temperatura e da salinidade da água de formação. Com respeito à permeabilidade da rocha, quanto maior a permeabilidade, maior deve ser o volume hidrodinâmico do polímero, nos casos em que o filme hidrofílico é constituído de uma única camada de polímero, também conhecido como configuração monocamada conforme a tecnologia descrita no pedido PI9904294-0 (Selepol 1). É também possível aumentar a espessura do filme adicionando sucessivas camadas de polímeros e outros agentes químicos, alternadamente (Selepol 2 e 3), que constitui a configuração multicamada. A escolha dos polímeros catiônico e aniônico, por sua vez, depende da temperatura e da salinidade da água presente no reservatório.

As pesquisas da Requerente que resultaram no presente pedido objetivaram o desenvolvimento de processo seletivo, para reservatórios de altas permeabilidades e com alta velocidade de produção. Isto torna o presente processo adequado para a maioria dos grandes reservatórios da Petrobras, por exemplo o campo de Marlim. É conhecido por outro lado que tradicionalmente os processos seletivos para altas permeabilidades são à base de bloqueadores, sendo efetuados com sucesso. No entanto, verifica-se que o emprego destas técnicas exige, com freqüência, o isolamento dos intervalos de água dos de óleo, o que representa custos elevadíssimos ao se tratar poços satélites de campos off-shore. A isso, soma-se, ainda, a pouca efetividade desses isolamentos nos reservatórios de alta condutividade vertical, aumentando muito a incerteza de se posicionar as barreiras bloqueadoras somente nos canais de água. Nessas circunstâncias, somam-se as questões de custo e de risco de se danificar fortemente o fluxo de óleo. A utilização de microgéis reticulados de poliacrilamida, com distribuição de tamanho de partícula controlado, é muito promissora para as varias aplicações de melhoria do controle da produção de água. Utilizando-se condições reacionais apropriadas e um sistema adequado polímero/agente de reticulação pode-se obter estruturas poliméricas com propriedades desejadas, tais como grau de elasticidade e distribuição de tamanho de partícula.

Para a aplicação descrita no presente pedido, a injeção de microgéis com distribuição de tamanho de partícula controlado elimina os riscos inerentes ao processo de geleificação in-situ que é uma técnica reconhecidamente de difícil controle. A Figura 1 ilustra o comportamento de um microgel típico utilizado no presente processo, inchado em presença de água e de tamanho reduzido no estado desidratado, a reversibilidade característica desses sistemas sendo altamente positiva para as finalidades da invenção.

Conforme o conceito da invenção, a seleção do microgel é efetuada considerando os fatores de distribuição da garganta de poro do reservatório e distribuição do tamanho de partícula do microgel. Essa última quantidade deve ser estreita, em faixa selecionada que melhor se adapte à distribuição de garganta de poros do reservatório. A Figura 2 ilustra essa distribuição.

Vantajosamente, o processo da invenção que utiliza para rochas reservatórios de arenito uma primeira camada de polímero catiônico, seguida de banco espaçador de salmoura e de uma segunda camada de polímero constituída de uma suspensão de polímero aniônico e um microgel, opcionalmente esta configuração sendo repetida, aumenta consideravelmente a adsorção na rocha, e forma camadas espessas, de modo a permitir o uso do processo para permeabilidades elevadas. O banco espaçador de salmoura entre os bancos de solução/suspensão de polímero permite o deslocamento e separação entre os bancos de polímero, bem como a adsorção dos diversos bancos de polímero aos filmes de polímero formados anteriormente, sem formação de precipitados bloqueadores, e na extensão de tratamento desejada.

Contrariamente ao processo descrito no PI 9904294-0, na presente invenção é dispensado o uso de reticulador para conferir melhor resistência do filme polimérico. A dissolução/suspensão de polímero formador de bancos é efetuada na invenção em uma solução salina, para reduzir a viscosidade da solução/suspensão e evitar inchamento das argilas da formação.

Para formações produtoras com baixa permeabilidade (100 e 300 mD) e baixa salinidade o processo envolve a injeção no poço produtor de uma única camada de polímero catiônico de alto peso molecular, ou uma camada de polímero catiônico de baixo peso molecular seguida de uma camada de polímero aniônico/microgel de baixo peso molecular, seguida ou não de outras camadas de polímero catiônico e aniônico/microgel.

Quando a formação é rica em rochas carbonáticas, o processo da invenção compreende a injeção de um polímero aniônico, seguido de banco espaçador e uma camada de suspensão de polímero catiônico/microgel, seguindo os mesmos critérios de tipo de polímero e número de camadas, válidos para rochas ricas em arenito.

Os polímeros aniônicos e catiônicos úteis para o processo devem apresentar grau de estabilidade química e térmica adequada para suportar temperaturas de reservatórios até 110°C. A quantidade de polímero utilizada na composição a ser injetada varia dentro de amplos limites. Para polímeros catiônicos, usualmente são empregadas quantidades entre 500 e 5000, de preferência entre 1000 e 3500, e mais preferivelmente, entre 2500 e 3000 ppm peso de polímero em relação à solução aquosa. Já para a suspensão de polímeros aniônicos/microgéis aniônicos ou não iônicos, as quantidades usadas variam entre 500 e 5000, de preferência entre 1000 e 2500, mais preferivelmente entre 1500 e 2000 ppm peso de polímero em relação ao total da suspensão. O microgel que forma a suspensão com polímero (aniônico ou catiônico) é utilizado em 100 a 5000 ppm, conforme as condições permoporosas do reservatório.

As quantidades em peso de polímero nos bancos de soluções/suspensões aquosas de polímeros bem como os volumes a serem injetados são determinados a partir dos testes de adsorção à rocha e serão funções da distância radial a ser atingida pelo banco de solução/suspensão aquosa de polímero no interior do reservatório.

Analogamente ao processo objeto do PI9904294-0, no presente processo os t$ncos espaçadores e as soluções/suspensões sucessivas de polímero deslocam as soluções mais concentradas para a penetração desejada, em um modo de injeção que forma camadas de diferentes espessuras, a primeira camada tendo maior penetração no reservatório, a segunda, um pouco menor, e assim por diante. A última camada, mais próxima da face do poço, é a de maior espessura. A forma geral das camadas no interior da formação é a de uma cunha, esse formato protegendo a face do poço. O peso molecular dos polímeros úteis para a presente invenção pode variar dentro de amplos limites, e em geral compreende pesos moleculares entre 1000 e 30.106dalton. O peso molecular dos polímeros de mais baixo peso molecular está entre 1.000 e 3.106 dalton, de preferência 200.000 a 1.106 dalton. Os polímeros de mais alto peso molecular têm pesos moleculares na faixa de mais de 3.106 até 30.106 dalton.

No presente processo os polímeros são solubilizados/suspensos em água de qualquer salinidade, incluindo água do mar. Os polímeros testados no presente processo admitem salinidades até 200.000 ppm equivalente em NaCI.

Na suspensão de polímero/microgel o polímero e o microgel são ambos catiônicos ou ambos aniônicos. Os microgéis não iônicos podem ser utilizados com os polímeros catônicos ou aniônicos. A injeção de cada banco de polímero é precedida da injeção de um banco de salmoura como KOI como condicionador de argilas e para a determinação da pressão e vazão adequadas para a injeção do polímero. Após a injeção de cada banco de polímero um novo banco de salmoura é injetado a fim de deslocar o banco de polímero para o interior da formação.

No presente relatório são reportados os resultados obtidos dos experimentos em escala de bancada para determinação das propriedades físico-químicas desses microgéis, bem como o comportamento desses em meio poroso, o que forma a base para a utilização dos mesmos em operações de controle da permeabilidade à água em formações petrolíferas de alta permeabilidade.

As soluções/suspensões aquosas compreendem polímeros com as estruturas descritas a seguir.

Polímeros catiônicos comerciais preferidos sâo derivados de dimetil aminoacrilato de etila (ADAM) (estrutura I) e de dimetilamino metacrilato de etila (MADAM), (estrutura II). (0 (II) A quatemização de (I) com sulfato de dimetila produz a estrutura (III) ouADQUAT: (III) A quatemização de (II) com o mesmo sulfato de dimetila produz a estrutura (IV) ou MADQUAT: IV) Enquanto a quatemização da mesma estrutura (I) porclorometilação produz a estrutura ADCL (V) (V) E a quatemização da estrutura (II) por clorometilação produz a estrutura MADCL (VI) (VI) Um copolímero de acrilamida AM e ADQUAT produz a estrutura (VII) (VII) Um copolímero de acrilamida AM e ADCL produz a estrutura (VIII): (VIII) Um copolímero de acrilamida AM e MADQUAT produz a estrutura (IX) (IX) Um copolímero de acrilamida AM e MADCL produz a estrutura (X) (X) Outros produtos úteis são produtos de reação de dimetil amina (DMA) e epicloridrina, conforme a estrutura (XI) abaixo, de uma poliamina: (XI) Ainda um produto útil é o produto de reação de metil amina e epicloridrina, produzindo a estrutura (XII) abaixo: (XII) A estrutura básica para a formação de polímeros aniônicos para uso na invenção é a acrilamida parcialmente hidrolisada.

Uma estrutura adicional útil como base para copolímeros ou terpolímeros aniônicos a serem utilizados é a estrutura XIV abaixo, o monômero ácido 2-acrilamido-2-metilpropanosulfônico (AMPS): (XIV) Um terpolímero derivado de AMPS, acrilamida e ácido acrílico e também útil para condições hostis de alta temperatura e alta salinidade é a estrutura XV abaixo: (XV) Ainda um outro derivado é a estrutura (XVI) abaixo: (XVI) Onde m+n = 100 e m está entre 1 e 99 enquanto n está entre 1 e 100.

Os polímeros catiônicos e aniônicos úteis para o processo são aqueles que possam ser solubilizados em salmouras como água do mar. A preparação de soluções poliméricas com salmouras visa permitir eventuais tratamentos de grandes volumes, contornando dificuldades de suprimento de água industrial em plataformas.

Especialmente adequados são polímeros que apresentem menor carga iônica (menor grau de hidrólise) e/ou maior volume hidrodinâmico associados a microgéis poliméricos à base de acrilamida reticulada, com distribuição de tamanho de partículas controlado.

Os microgéis úteis são produtos comerciais à base de poliacrilamida com grau de hidrólise entre 0 (não-iônico) e 20% (aniônico ou catiônico), e distribuição de tamanho de partícula entre 0,1 e 200 micra.

No presente processo é mantida a configuração multicamada dos processos SELEPOL 2, que consiste, para rochas de arenito, da injeção de duas camadas de polímeros: a 1a um polímero catiônico e a 2a uma suspensão de polímeros aniônico/microgel. Para rochas carbonáticas a 1a camada é de polímero aniônico. Se necessário, repetir a configuração em camada. O polímero aniônico útil para cada aplicação deve ser previamente testado quanto a estabilidade química na água de mistura e de produção de modo a obter o efeito desejado.

Polímeros e microgéis especialmente úteis, sem estarem limitados a esses, para injeção conforme o conceito da invenção estão listados abaixo. O produto FL -18 é um copolímero catiônico obtido através da polimerização de epicloridrina com dimetil amino etanol acrilato (ADAME), cujas propriedades físico-químicas encontram-se na Tabela 1. TABELA 1 0 produto DW430 é um copolímero aniônico obtido através da polimerização de acriiamida e ácido acrílico cujas propriedades físico-químicas encontram-se na Tabela 2. TABELA 2 O produto DP/BQ - 2252 é um micro-gel de caráter aniônico com distribuição de tamanho de partículas definido, obtido através da polimerização de acriiamida, AMPS e ácido acrílico com um agente de formação de ligações cruzadas. As propriedades físico-químicas do referido produto encontram-se na Tabela 3. TABELA 3 0 produto F04990 SH é um copolímero catiônico obtido através da polimerização de acrilamida com ADQUAT, cujas propriedades físico-químicas ertcontram-se na Tabela 4. TABELA 4 0 produto DP/BQ - 2305 é um micro-gel catiônico com distribuição de tamanho de partículas definido, obtido através da polimerização de acrilamida, ADCL com um agente de formação de ligações cruzadas, cujas propriedades físico-químicas encontram-se na Tabela 5. TABELA 5 Di-aWi ι(λ r\ním!nn ΓΝΟ/ΟΛ OOHC nr%rA\rt rvi! ri π X A nr' I X liiiilfirlni'’ . PREPARAÇÃO DAS SOLUÇÕES . salmoura A água do mar foi utilizada nos testes de deslocamento com rocha de um campo terrestre para saturação dos plugs, deslocamento dos fluidos e preparação das soluções poliméricas. A Tabela 6 abaixo mostra a composição dos íons nesta água, determinada com auxílio da técnica de Espectrometria de Emissão Atômica. TABELA 6 Nos testes de deslocamento em que se utilizaram plugues de um campo offshore a saturação dos mesmos foi efetuada com água sintética similar à água de formação desse campo A Tabela 7 a seguir mostra a composição da água sintética similar à água do campo offshore. TABELA 7 Para a preparação da água sintética os sais são dissolvidos em água destilada e a solução é filtrada em filtro 0,45 pm. . óleo O óleo utilizado nos diversos testes de deslocamento é uma mistura 1/1 (v/v) dos óleos minerais ENCA/NUJOL, proporcionando uma viscosidade de 7cp a 70°C. Esta viscosidade foi escolhida por ser a mesma viscosidade do óleo do campo citado, em condições de reservatório. . soluções poliméricas A metodologia utilizada para a preparação das soluções de polímero catiônico FL-18, sem estar limitada a este, é como descrita a seguir. A quantidade escolhida do polímero é adicionada rapidamente a 400 ml de água do mar sob alta agitação (700 rpm). Em seguida a velocidade é reduzida para a velocidade de 500 rpm durante 15 minutos. Em seguida a solução é diluída até a concentração de 3000 ppm. Para a preparação destas soluções é utilizada água do mar, cuja composição é mostrada na Tabela 6. A preparação das suspensões de polímero aniônico DW 430 e a suspensão de microgéis DP/BQ 2252, sem estar limitada a estes, é realizada conforme a seguinte metodologia: As soluções são preparadas adicionando-se rapidamente a quantidade escolhida do polímero DW 430 a 400 ml de água do mar sob alta agitação (700 rpm). Depois de cerca de 5 segundos sob alta velocidade, as soluções são mantidas por 2 horas na velocidade de 500 rpm. Após esse tempo uma quantidade definida da suspensão dos microgéis poliméricos DP/BQ 2252 é adicionada à solução previamente preparada e mantida sob agitação de 500 rpm por mais 1 hora. Em seguida é feita a diluição para a concentração desejada. Para a preparação destas soluções é utilizada água do mar, cuja composição é apresentada na Tabela 6. A preparação das soluções do polímero catiônico FO 4650 SH com a suspensão de microgéis DP/BQ 2305 segue a mesma metodologia utilizada descrita acima. A Figura 3 mostra as curvas de viscosidade vs. cisalhamento das soluções poliméricas aquosas e a Tabela 8 a seguir resume as concentrações e viscosidades dessas soluções para uma determinada condição de cisalhamento típica de meios porosos, todas as viscosidades sendo medidas a 70°C. Na Figura 3, as curvas são numeradas segundo a numeração da Tabela 8. TABELA 8 . TESTES DE LABORATÓRIO

Os testes de laboratório compreendem dois aspectos.

Um primeiro aspecto é o levantamento dos vários parâmetros físico-químicos dos sistemas poliméricos utilizados na invenção.

Um segundo aspecto compreende a avaliação dos diversos sistemas em meio poroso.

Conforme o primeiro aspecto, os parâmetros físico-químicos compreendem: - Reologia; - Distribuição de tamanho de partícula dos microgéis. E conforme o segundo aspecto, a avaliação dos diversos sistemas em meio poroso é efetuada através de testes de deslocamento monofásico e bifásico.

Esses aspectos são detalhados a seguir no presente relatório. . Reologia Esse estudo se destina a prever o comportamento dos fluídos viscosificados em condições de fluxo. Para isto, utilizou-se um viscosímetro Brookfield modelo LVT

Os sistemas poliméricos constituídos de polímero aniônico mais microgéis aqui testados se enquadram na classe dos fluidos não-newtonianos, mais especificamente, no grupo dos pseudoplásticos, onde a viscosidade diminui com o aumento da taxa de cisalhamento. O modelo matemático mais usado para descrever este comportamento é o modelo de Ostwald ou modelo de potência. . Distribuição de tamanho de partículas Para a determinação da Distribuição do Tamanho de Partículas utiliza-se um aparelho Master Sizer X. O princípio de operação empregado é a difração de luz, em que a intensidade de luz espalhada é medida em função do ângulo de espalhamento, gerando-se um padrão de difração a partir do qual obtêm-se informações sobre o tamanho das partículas fazendo uso de determinadas teorias óticas (teoria de Mie e Fraunhofer). A fonte de luz utilizada nas medidas é um LASER de He-Ne de potência de 25 mW. . Procedimento e Comentário de Ensaios: Para efetuara análise sobre uma solução polimérica tendo como solvente água do mar a amostra é re-dispersa em água salina com o auxílio de agitação. São realizadas diversas análises tomando-se diferentes alíquotas da amostra original. O resultado e gráfico estão expressos em distribuição volumétrica na Figura 1. A amostra apresenta um pico principal no tamanho de 0,7 micra, e mostra também população menor na faixa acima de 0,7 a 100 micra.

Os valores de D(0,1), D(0,5) e D(0,9) estão listados na Tabela 9 abaixo com valores de distribuição de tamanho de partícula para algumas suspensões de microgéis de polímeros. D(0,1) significa que 10% das partículas estão abaixo do valor listado, D(0,5), 50% e D(0,9), 90% das partículas abaixo do valor listado. Na Tabela 9 a sigla NF significa que a solução testada não foi filtrada, enquanto a sigla F significa que a solução foi submetida a filtraçâo em um filtro de 7 micra. No leste 2, a filtraçâo efetuada retira a fração de partículas acima deste valor de tamanho de partícula. TABELA 9 Os produtos DP/BQNF 2367, 2368, 2252 e DPCJNF 2298 são análogos aos microgéis das Tabelas 3 e 5.

Um teste importante na seleção do microgel com distribuição de tamanho de partícula controlado é o resultado do teste de Distribuição de Garganta de Poros da rocha do reservatório.

Foram realizados testes preliminares, numa configuração mono-camada tal como no Selepol 1. Esses testes objetivaram uma primeira verificação da seletividade da associação de polímeros de alto peso molecular com mícrogéis, combinados segundo sua ionicidade como mostra a Tabela 10. Objetivaram, também, uma primeira verificação da influência das concentrações de polímeros. TABELA 10 A Tabela 11 mostra as características dos plugues utilizados, e a Tabela 12 os resultados obtidos, em que os fatores de resistência residual FRRw e FRRo representam a relação entre permeabilidades efetivas à água e ao óleo, antes e depois do tratamento, isto é, representam o dano ao fluxo introduzido com o tratamento. E o FRRN é a relação entre o FRRw e o FRRo. Tem-se as melhores condições quando FRRw e FRRN alcançam valores elevados, e o FRRo próximo de um. TABELA 11 * Areia selecionada 70% (20/30) e 30% de areia Berea (80/100) TABELA 12 Analisando os resultados da Tabela 12 verifica-se que: • Os testes 1 a 4 são comparáveis entre si, todos em permeabilidades da ordem de 1 Darcy. Neles se pode notar um comportamento bastante seletivo. • Comparando-se os testes 1 e 2 com o teste 3, nota-se o aumento da efetividade do tratamento ao se dobrar as concentrações de polímeros, mantendo-se o dano ao óleo pequeno. • Já o teste 4, comparado ao 3, mostra uma efetividade um pouco maior do sistema Polímero Aniônico + Microgel Aniônico. • O teste 5, ao contrário dos demais, foi realizado com areia compactada. Mesmo nessa permeabilidade mais alta, o tratamento manteve efetividade e seletividade. • A título de comparação, os testes 6 e 7 empregaram somente o polímero de alto peso molecular sem microgel, nos moldes da técnica objeto do PI 9904294-0. Nota-se que o processo da invenção, com microgel, é mais efetiva.

Os bons valores de FRRw, especialmente no teste 3, e os baixos valores de FRRo, permitiram concluir que a concepção básica adotada de “polímero + microgel” é efetiva e seletiva mesmo em permeabilidades mais elevadas, Concluiu-se, ainda, que o par “polímero aniônico DW430 + microgel aniônico DP2252” apresentou os melhores resultados, e que a concentração de polímero é parâmetro fundamental no dimensionamento dos sistemas.

Foram igualmente realizados testes de filtrabilidade/injetividade, de modo a verificar o comportamento da injeção do sistema “DW430 + DP2252”, e a possibilidade do tamponamento de poros, perda de injetividade, e eventual redução da permeabilidade absoluta da rocha. Deseja-se, sim, reduzir a permeabilidade efetiva à água, entretanto, sem danos importantes na permeabilidade absoluta. A Tabela 13 mostra as características dos plugues empregados, e a Tabela 14, os valores de FRRw, sendo que nesses testes foram empregados grandes volumes de tratamento de modo a “extrapolar” possíveis perdas de injetividade. TABELA 13 TABELA 14 Onde Kar é a permeabilidade absoluta ao ar. A Figura 4 mostra o comportamento da permeabilidade efetiva (Kefetiva) à solução poliméríca e à água pós-tratamento versus volumes porosos injetados (VPI). Na Figura 4, a curva 1 refere-se ao teste 9 enquanto a curva 2 refere-se ao teste 10.0 trecho A-B representa a injeção das soluções aquosas de tratamento e o trecho B-C, a injeção de água. Note-se que os dados utilizados para construir a Figura 3 não constam das Tabelas a seguir.

Analisando os dados da Figura 4, verifica-se que: . A tendência da estabilização da permeabilidade efetiva ao longo da injeção dos tratamentos, o que evidencia que não acontece entupimento dos poros pelas partículas do microgel. Ao contrário, se tal acontecesse, a tendência de queda seria constante, ou mesmo crescente; . Adicionalmente, observa-se também a estabilização da permeabilidade efetiva à água pós-tratamento, como um indício da forte adsorção do tratamento à rocha. A dessorção, ou arraste do tratamento, resultaria numa recuperação de permeabilidade.

Em seguida foram efetuados testes em rochas de Marlim (características dos plugues utilizados são mostradas na Tabela 15), tal como mostra a Tabela 16.

Esses testes compreendem tratamentos com configuração multi-camada, incluindo um primeiro banco de polímero catiônico, atuando como âncora para o tratamento, tal como no PI9904294-0. Com o caráter mais aniônico dos arenitos, o polímero catiônico apresenta alta adsorção aos mesmos, e sobre essa primeira camada, adsorve o polímero aniônico + microgel aniônico. TABELA 15 TABELA 16 Analisando os resultados da Tabela 16: . Foram empregadas concentrações maiores de microgel nos testes 12 a 16, e comparando-se com o teste 17, confirmou-se que o teor de microgel é determinante na efetividade dos tratamentos. . Importante destacar que a interpretação dos resultados não deve ser muito rigorosa, observando-se mais as tendências dos fatores de resistência, visto que, teste a teste, permeabilidades, geometria e dimensões de poros, argilosidade, superfície específica, e demais parâmetros podem variar. . Exemplificando o comentário anterior, comparando-se os testes 12 e 13, o 1o teve volumes maiores de tratamento, com FRRw equivalente, porém FRRo mais elevado. Por outro lado, a permeabilidade do teste 12 era maior. Esses resultados podem ser dados como equivalentes, com altos valores de FRRw para permeabilidades dessa ordem, e FRRo menor no 13, evidenciando dano menor ao óleo, boa efetividade e seletividade. E a diferença de permeabilidade foi compensada pelos maiores volumes do teste 12. . Comparando 12 e 13 com o teste 14, vemos um FRRN da mesma ordem, mas FRRo e FRRw mais elevados, fugindo um pouco da tendência que vinha sendo observada. Foi realizado, portanto, mais um teste, o 15. . No teste 15, foram empregados volumes menores, e mantidas as concentrações. A tendência dos testes 12 e 13, entretanto com valores um pouco mais “tímidos”. Na mesma amostra, injetou-se mais 1VP (teste 15B), reforçando-se o tratamento para os mesmos níveis dos anteriores. . Os testes 12 e 13 foram realizados em temperatura ambiente, e os demais na temperatura de Marlim. Embora a temperatura seja um parâmetro muito importante no que diz respeito à resistência dos polímeros, e deve sempre ser considerada ao projetar tratamentos, os resultados mostram que os produtos resistem bem à temperatura de Marlim.

Os resultados da Tabela 17 mostram o efeito da concentração de microgel nos tratamentos efetuados conforme o processo da presente invenção (testes 16 e 17) em comparação a um teste sem a presença de microgel (estado da técnica, tal como representado pelo PI9904294-0). TABELA 17 REIVINDICAÇÕES

Claims (30)

1-. Processo de redução seletiva e controlada da permeabilidade relativa à água em formações petrolíferas de alta permeabilidade e temperatura de até 11Q°C atravessadas por um poço para produção de óleo e/ou gás, caracterizado por que compreende, para o dito poço de produção: a) injetar volume de banco de solução aquosa de polímero catiôníco em quantidade requerida para adsorção em determinado raio de penetração na formação, uma parte da dita solução aquosa criando uma camada polimérica aderida à formação e contendo cargas residuais positivas livres, enquanto outra parte permanece não aderida para ser deslocada por bancos sucessivos de salmoura e polímero/microgel até o raio de penetração requerido; b) injetar banco espaçador de solução aquosa de salmoura para deslocar dita parte não aderida do banco de solução aquosa de polímero catiôníco para o interior da formação, pelo que serão separados o banco de solução de polímero catiôníco já injetado e o banco de suspensão de polímero aniôníco/microgel aníônico ou não iônico a ser injetado; c) injetar um banco de suspensão aquosa de polímero aniôníco e um microgel aníônico ou não iônico em quantidade suficiente para formar uma camada de polímero aníônico e microgel aniôníco ou não iônico aderida á camada de polímero catiôníco já adsorvida à rocha da formação; d) injetar banco espaçador de solução aquosa de salmoura para separação entre bancos de polímero e deslocamento do banco de suspensão de polímero aníônico/microgei aníônico ou não iônico para o interior da formação; e) caso necessário repetir a seqüência de tratamento a), b) e c) até que a pressão de injeção da solução aquosa da etapa d) atinja um valor tal que resulte no valor programado do Fator de Resistência Residual; f) Fechar o poço pelo tempo necessário para finalizar o processo de adsorçâo entre as camadas; e g) Recolocar o poço em produção,

2. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que a formação petrolífera é uma formação de arenito.

3. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que a água das soluções aquosas de polímero é de qualquer salinidade, incluindo a água do mar.

4. Processo de acordo com a reivindicação 3t caracterizado por que a salinidade da água das soluções de polímero atinge 200.000 ppm equivalente em NaCI.

5. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que o polímero catiônico compreende copolímeros de ácido acrílico e acrilamida e seus ésteres, quaternizados ou não com sulfato de dimetila ou clorometilação, copolímeros de ácido metacrílico e acrilamida e seus ésteres, quaternizados ou não com sulfato de dimetila ou clorometilação, poliacrilamida, poliacrilamidas parcialmente hidrolisadas, e poliaminas.

6. Processo de acordo com a reivindicação 5, caracterizado por que o copolímero catiônico resulta da polimerização de epiclorídrina com dímetil amino etanol acrilato (ADAME),

7. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que o polímero aniônico compreende acrilamida copolimerizada com ácido acrílico, AM PS e seus copolímeros e terpolímeros em qualquer proporção,

8. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que o microgel compreende copolímeros de poli acrilamida reticulados com um agente de formação de ligações cruzadas, com grau de hidrólise entre 0 (não-tônico) e 20% (aniônico ou catiônico).

9. Processo de acordo com a reivindicação 8, caracterizado por que a distribuição de tamanho de partícula do microgel está entre 0,1 e 200 micra, de preferência entre 1 e 10 micra, e ainda mais preferivelmente entre 2 e 4 micra.

10. Processo de acordo com as reivindicações de 1 a 9, caracterizado por que a permeabilidade da rocha reservatório é média ou baixa.

11. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que as soluções/suspensões aquosas contêm entre 500 ppm e 5000 ppm, de preferência entre 1000 ppm e 3500 ppm, e ainda mais preferivelmente, entre 2500 ppm e 3000 ppm de polímero catiônico,

12. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que as soluções/suspensões aquosas contêm entre 500 ppm e 5000 ppm, de preferência entre 1000 ppm e 2500 ppm, e ainda mais preferivelmente, entre 1500 ppm e 2000 ppm de polímero aniônico.

13. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que a suspensão de polímero aniônico (catiônico)/microgel contém entre 100 ppm a 5000 ppm de microgel na suspensão.

14. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que na suspensão de polímero/microgel o polímero e o microgel são ambos catiônicos ou ambos aniônicos.

15. Processo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por que alternativamente o microgel é não iônico.

16. Processo de redução seletiva e controlada da permeabilidade relativa à água em formações petrolíferas de alta permeabilidade e temperatura de até 110X atravessadas por um poço para produção de óleo e/ou gás, caracterizado por que compreende, para o dito poço de produção: a) injetar volume de banco de solução aquosa de poli mero aniônico em quantidade requerida para adsorção em determinado raio de penetração na formação, uma parte da dita solução aquosa criando uma camada polímérica aderida à formação e contendo cargas residuais positivas livres, enquanto outra parte permanece não aderida para ser deslocada por bancos sucessivos de salmoura e polímero/microgel até o raio de penetração requerido; b) injetar banco espaçador de solução aquosa de salmoura para deslocar dita parte não aderida do banco de solução aquosa de polímero aniônico para o interior da formação, pelo que serão separados o banco de solução de polímero aniônico já injetado e o banco de suspensão de polímero catiônico/microgel catiônico ou não iônico a ser injetado; c) injetar um banco de suspensão aquosa de polímero catiônico e um microgel catiônico ou não iônico em quantidade suficiente para formar uma camada de polímero catiônico e microgel catiônico ou não iônico aderida à camada de polímero aniônico já adsorvida à rocha da formação; d) injetar banco espaçador de solução aquosa de salmoura para separação entre bancos de polímero e deslocamento do banco de suspensão de polímero catiônico/microgel catiônico ou não iônico para o interior da formação; e) caso necessário repetir a seqüência de tratamento a), b) e c) até que a pressão de injeção da solução aquosa da etapa d) atinja um valor tal que resulte no valor programado do Fator de Resistência Residual; f) fechar o poço pelo tempo necessário para finalizar o processo de adsorção entre as camadas; e g) recolocar o poço em produção.

17. Processo de acordo com a reivindicação 16, caracterizado por que a formação é uma formação carbonática.

18. Processo de acordo com a reivindicação 16, caracterizado por que a água das soluções aquosas de polímero é de qualquer salinidade, incluindo a água do mar.

19. Processo de acordo com a reivindicação 18, caracterizado por que a salinidade da água das soluções de polímero atinge 200.000 ppm equivalente em NaCI.

20. Processo de acordo com a reivindicação 16, caracterizado por que o polímero catiõnico compreende copolímeros de ácido acrílico e acrilamida e seus ésteres, quaternizados ou não com sulfato de dimetíla ou clorometilação, copolímeros de ácido metacrilico e acrilamida e seus ésteres, quaternizados ou não com sulfato de dimetila ou clorometilação, poliacrilamida, poliacri Iam idas parcial mente htdrolisadas, e poliaminas,

21. Processo de acordo com a reivindicação 20, caracterizado por que o copolímero catiõnico resulta da polmerização de epicloridrina com dimetil amino etanol acrilato (ADAME).

22. Processo de acordo com a reivindicação 16, caracterizado por que o polímero aniônico compreende acrilamida copolimerizada com ácido acrílico, AMPS e seus copolímeros e terpolímeros em qualquer proporção.

23. Processo de acordo com a reivindicação 16, caracterizado por que o microgel compreende copolímeros de poliacrilamida reticulados com um agente de formação de ligações cruzadas, com grau de hidrólse entre 0 (não-iõnico) e 20% (aniônico ou catiõnico).

24. Processo de acordo com a reivindicação 23, caracterizado por que a distribuição de tamanho de partícula do microgel está entre 0,1 e 200 micra, de preferência entre 1 e 10 micra, e ainda mais preferivelmente entre 2 e 4 micra,

25. Processo de acordo com as reívindícaçõesl 6 a 24, caracterizado por que a permeabilidade da rocha reservatório é média ou baixa.

26. Processo de acordo com a reivindicação 16, caracterizado por que as soluções/suspensões aquosas contêm entre 500 ppm e 5000 ppm, de preferência entre 1000 ppm e 3500 ppm, e ainda mais preferivelmente, entre 2500 ppm e 3000 ppm de polímero catiõnico.

27. Processo de acordo com a reivindicação 16, caracterizado por que as soluções/suspensões aquosas contêm entre 500 ppm e 5000 ppm, de preferência entre 1000 ppm e 2500 ppm, e ainda mais preferivelmente, entre 1500 ppm e 2000 ppm de polímero aniônico.

28. Processo de acordo com a reivindicação 16, caracterizado por que a suspensão de polímero aniônico {catiôníco)/microgel contém entre 100 ppm a 5000 ppm de míorogel na suspensão.

29. Processo de acordo com a reivindicação 16, caracterizado por que na suspensão de polfmero/microgel o polímero e o microgel são ambos catiônícos ou ambos aniônicos.

30. Processo de acordo com a reivindicação 16, caracterizado por que alternativa mente o microgel é não iônico.