BRPI0721504B1

BRPI0721504B1 - Método para tratamento com um fluido de uma formação portando hidrocarboneto

Info

Publication number: BRPI0721504B1
Application number: BRPI0721504-5A
Authority: BR
Inventors: Gary A. Pope; Jimmie R. Baran; Vishal Bang; John Skildum; Mukul M. Sharma
Original assignee: Board Of Regents, The Unibersity Of Texas System; 3M Innovative Properties Company
Priority date: 2007-03-23
Filing date: 2007-12-30
Publication date: 2019-04-09
Also published as: CN101821305A; US9353309B2; BRPI0721504A2; RU2009138310A; EP2139933A4; WO2008118243A1; EP2139933A1; US20100152071A1

Abstract

“método para tratamento com um fluido de uma formação portando hidrocarboneto” a presente invenção inclui composições e métodos para tratamento de uma formação portando hidrocarboneto por contato da formação portando hidrocarboneto com um fluido que inclui pelo menos um dentre poliol ou éter poliol, onde o poliol e éter poliol possuem, independentemente, de 2 a 25 átomos de carbono; e pelo menos um dentre álcool monoidróxico, éter ou acetona, onde o álcool monoidróxico, éter e acetona possuem, independentemente, de 1 a 4 átomos de carbono e onde pelo menos um dentre poliol ou éter poliol está presente no fluido em pelo menos 50% em peso, com base no peso total do fluido.

Description

DA INVENÇÃO

O fato de que, em alguns poços, (por exemplo, poços de petróleo e/ou poços de gás) a salmoura está presente em formações geológicas portando hidrocarboneto nas vizinhanças do orifício do poço (também conhecidas na técnica como região próxima do orifício do poço) é conhecido na técnica de perfuração de poços subterrâneos. A salmoura pode ocorrer naturalmente (por exemplo, água conata) e/ou pode ser um resultado das operações conduzidas no poço.

No caso de alguns poços (por exemplo, alguns poços de gás), hidrocarbonetos líquidos (também conhecidos na técnica como condensados) podem ser formar e se acumular região próxima ao orifício do poço.

A presença do condensado pode causar uma diminuição maior em ambas as permeabilidades relativas do gás e do condensado e assim a produtividade do poço diminui.

A presença de salmoura e/ou gás condensado próxima ao orifício do poço de uma formação na região geológica portando hidrocarboneto pode inibir ou parar a produção de hidrocarbonetos do poço e consequentemente é tipicamente indesej ável.

Várias abordagens foram tentadas para aumentar a produção de hidrocarboneto em tais poços. Uma abordagem, por exemplo, envolve uma operação de fratura e sustentação (por exemplo, antes ou simultaneamente a uma operação de embalamento do cascalho) para aumentar a permeabilidade da formação geológica portando hidrocarboneto adjacente ao

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2/32 orifício do poço. Tratamentos químicos (por exemplo, injeção de metanol) vêm sendo usados para aperfeiçoar a produtividade de tais poços de petróleo e/ou gás. Os últimos tratamentos são tipicamente injetados na região próxima ao orifício do poço de uma formação geológica portando hidrocarboneto onde eles interagem com a salmoura e/ou condensado para deslocar e/ou dissolve o mesmo, pelo que, facilitando o aumento da produção de hidrocarboneto do poço.

Embora tenha sido verificado que estas abordagens são úteis para aumentar a produção de hidrocarboneto, pode ser desejável, em alguns casos, por exemplo, aumentar a produtividade dos poços, caso eles tenham sido fraturados ou não, com um tratamento que seja durável, econômico e utilizar técnicas conhecidas pelos versados na arte.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

Em um aspecto, a presente invenção provê um método para tratamento de uma formação portando hidrocarboneto apresentando, pelo menos, uma primeira permeabilidade de gás, o método compreendendo:

injeção de um fluido dentro de uma formação portando hidrocarboneto, onde o fluido compreende pelo menos um material de pelo menos dois dentre o Grupo I, o Grupo II, ou o Grupo III, onde:

o grupo I é um poliol ou éter poliol, onde o poliol e o éter poliol possuem, independentemente, de 2 a 25 átomos de carbono;

o grupo II é um álcool monoidróxico, éter, ou acetona, onde o álcool monoidróxico, éter, e acetona possuem, independentemente, de 1 a 4 átomos de carbono; e

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3/32 o grupo III é tolueno, diesel, heptano, octano, ou condensado, onde no fluido pelo menos um solubiliza ou desloca pelo menos um dentre salmoura ou condensado na formação portando hidrocarboneto, onde o fluido é isento de agente tensoativo polimérico não iônico compreendendo grupos perfluoralquilssulfonamido, onde a formação portando hidrocarboneto apresenta pelo menos uma segunda permeabilidade de gás após injeção do fluido no interior da formação, onde a segunda permeabilidade de gás é pelo menos 5% (em algumas concretizações, pelo menos

10, 15, 20,

40, 50,

75,

100, 125 ou mesmo pelo menos 150% ou mais) superior a primeira permeabilidade de gás.

Em algumas concretizações, a permeabilidade de gás é permeabilidade de gás relativa.

Em algumas concretizações, o fluido compreende pelo menos um dentre poliol ou éter poliol, onde o poliol éter poliol possuem, independentemente, de 2 a 25 átomos de carbono. Em algumas concretizações, o poliol ou éter poliol é pelo menos um dentre 2-butoxietanol, etileno glicol, propileno glicol, poli(propileno glicol), 1,3-propanodiol, 1,8-octanodiol, éter dietileno glicol monometílico, éter etileno glicol monobutílico, ou dipropileno glicol éter monometílico. Em algumas concretizações, o fluido compreende, adicionalmente, pelo menos um álcool monoidróxico, éter, ou acetona, onde o álcool monoidróxico, éter, ou acetona possuem, independentemente, de 1 a 4 átomos de carbono. Em algumas concretizações, o fluido compreende pelo menos um dentre etanol ou isopropanol. Em algumas concretizações, o fluido solubiliza pelo menos parcialmente salmoura na

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4/32 formação portando hidrocarboneto. Em algumas concretizações, a segunda permeabilidade de gás é pelo menos 10% (em algumas concretizações, pelo menos 10, 15, 20, 40, 50, 75, 100, 125 ou mesmo pelo menos 150% ou mais) superior a primeira permeabilidade de gás.

Em algumas concretizações, o método compreende, adicionalmente, obtenção de hidrocarbonetos de um orifício de poço penetrando a formação portando hidrocarboneto após injeção do fluido. Em algumas concretizações, a formação portando hidrocarboneto é uma formação clástica. Em algumas concretizações, a formação portando hidrocarboneto é uma formação não clástica. Em algumas concretizações, o fluido é isento de compostos organossilícicos. Em algumas concretizações, o fluido é essencialmente isento de agente tensoativo.

Em um aspecto, a presente invenção provê um método para tratamento de uma formação portando hidrocarboneto, o método compreendendo contato da formação portando hidrocarboneto com um fluido, onde o fluido compreende:

pelo menos um dentre poliol ou éter poliol, onde o poliol e éter poliol possuem, independentemente, de 2 a 25 átomos de carbono; e pelo menos um dentre álcool monoidróxico, éter, ou acetona, onde o álcool monoidróxico, éter e acetona possuem, independentemente, de 1 a 4 átomos de carbono, onde o fluido é isento de agente tensoativo polimérico não iônico compreendendo grupos perfluoralquilssulfonamido, e onde pelo menos um dentre poliol ou éter poliol está presente no fluido em pelo menos 50% em peso (em algumas concretizações, pelo menos 55, 60, 65, 70, 80, 90% ou

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5/32 mais), com base no peso total do fluido.

Em algumas concretizações fluido é isento de compostos organossilícicos .

Em algumas concretizações fluido é essencialmente isento de agente tensoativo.

Em algumas concretizações, a formação portando hidrocarboneto apresenta pelo menos uma primeira permeabilidade de gás antes do contato da formação portando hidrocarboneto com o fluido e pelo menos uma segunda permeabilidade de gás após contato da formação portando hidrocarboneto com o fluido, e onde segunda permeabilidade de gás é pelo menos

5% (em algumas concretizações, pelo menos 10, 15, 20,

40,

50,

75, 100,

150% ou mais) superior a primeira permeabilidade de gás.

Em algumas concretizações, a permeabilidade de gás é permeabilidade de gás relativa. Em algumas concretizações, a formação portando hidrocarboneto apresenta pelo menos uma fratura, o método compreendendo, adicionalmente, contato da fratura com o fluido. Em algumas concretizações, a fratura apresenta vários propantes.

Em um aspecto, a presente invenção provê um método para tratamento de uma formação portando hidrocarboneto apresentando salmoura, pelo menos uma temperatura, e pelo menos uma primeira permeabilidade de gás, a salmoura apresentando pelo menos uma composição, o método compreendendo:

obtenção de informações de compatibilidade para pelo menos uma salmoura modelo e pelo menos um fluido modelo em pelo menos uma temperatura modelo, onde cada salmoura modelo possui, independentemente, uma composição selecionada pelo menos parcialmente, com base na composição

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6/32 de formação de salmoura, onde cada temperatura modelo é selecionada independentemente, pelo menos parcialmente, com base na temperatura de formação, e onde cada fluido modelo compreende, independentemente:

pelo menos um dentre poliol ou éter poliol, onde o poliol e éter poliol possuem, independentemente, de 2 a 25 átomos de carbono; e pelo menos um dentre álcool monoidróxico, éter, ou acetona, onde o álcool monoidróxico, éter, e acetona possuem, independentemente, de 1 a 4 átomos de carbono;

seleção de um fluido de tratamento para tratamento da formação subterrânea portando hidrocarboneto com base, pelo menos, parcialmente, na informação de compatibilidade, onde o fluido de tratamento é isento de agente tensoativo polimérico não iônico compreendendo grupos perfluoralquilssulfonamido; e contato da formação portando hidrocarboneto com o fluido de tratamento, onde quando o fluido está em contato com a formação portando hidrocarboneto, a formação apresenta pelo menos uma segunda permeabilidade de gás, e onde a segunda permeabilidade de gás é pelo menos 5% (em algumas concretizações, pelo menos 10, 15, 20, 40, 50, 75,

100, 125 ou mesmo pelo menos 150% ou mais) superior a primeira permeabilidade de gás. Em algumas concretizações, o fluido de tratamento apresenta a mesma composição que pelo menos um fluido modelo. Em algumas concretizações, o fluido é isento de compostos organossilícicos. Em algumas concretizações, o fluido é essencialmente isento de agente tensoativo.

Em um aspecto, a presente invenção provê um método

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7/32 para tratamento de uma formação portando hidrocarboneto, o método compreendendo contato da formação portando hidrocarboneto com um fluido, onde o fluido consiste essencialmente (isto é, não contém quaisquer componentes que afetem materialmente solubilização de água ou propriedades de deslocamento da composição sob condições de descida de orifício, que alterem ou interajam (por exemplo, preferível ou de forma prejudicial absorvam a superfície de formação) em pelo menos um dentre poliol ou éter poliol, onde o poliol e éter poliol possuem, independentemente, de 2 a 25 átomos de carbono; e pelo menos um dentre álcool monoidróxico, éter, ou acetona, onde o álcool monoidróxico, éter e acetona possuem, independentemente, de 1 a 4 átomos de carbono e onde pelo menos um dentre poliol ou éter poliol está presente no fluido em pelo menos 50% em peso, com base no peso total do fluido.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

Para um entendimento complete dos aspectos e vantagens da presente invenção, será feita referência agora à descrição detalhada da invenção, juntamente com as figuras anexas e nas quais:

A figura 1 é uma ilustração esquemática de uma concretização exemplar de uma plataforma de petróleo e gás afastada da costa operando um aparelho para tratamento da região próxima ao orifício do poço de acordo com a presente invenção;

A figura 2 é uma vista expandida da figura 1 que mostra a região próxima ao orifício do poço em maiores detalhes para aquelas concretizações relacionadas à formação fraturada; e

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A figura 3 é uma ilustração esquemática do ajuste de inundação do núcleo para teste das amostras de núcleo e outros materiais empregando as composições e métodos da presente invenção.

DESCRIÇÃO DETALHADA DA INVENÇÃO

Embora a fabricação e o emprego das várias concretizações da presente invenção sejam discutidos em detalhes a seguir, deve ser apreciado que a presente invenção provê muitos conceitos inventivos aplicáveis que podem ser concretizados em uma ampla variedade de conceitos específicos. As concretizações específicas discutidas no presente documento são meramente ilustrativas dos modos de fabricação e emprego da invenção e não delimitam o escopo da mesma.

De modo a facilitar o entendimento desta invenção, vários termos são definidos a seguir. Os termos definidos no presente documento possuem significados conforme geralmente entendidos por um versado na técnica nas áreas relevantes para a presente invenção. Os termos, tais como, um, uma” e o, a” não pretendem se referir apenas ao singular, porém incluem a classe geral a qual o exemplo específico pode ser empregado para ilustração. A terminologia no presente documento é empregada para descrever concretizações específicas da invenção, porém seu uso não delimita a invenção, exceto conforme ressaltado nas reivindicações. As definições que se seguem dos termos se aplicam a todo o relatório descritivo e reivindicações.

O termo salmoura se refere à água possuindo pelo menos um sal eletrólito dissolvido na mesma (por exemplo, possuindo uma concentração diferente de zero e que pode

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9/32 ser, em algumas concretizações, inferior a 1.000 partes por milhão em peso de (ppm), ou superior a 1.000 ppm, superior a 10.000 ppm, superior a 20.000 ppm, 30.000 ppm, 40.000 ppm, 50.000 ppm, 100.000 ppm, 150.000 ppm ou mesmo 5 superior a 200.000 ppm).

O termo composição da salmoura” se refere aos tipos de eletrólitos dissolvidos e suas concentrações na salmoura.

O termo informações de compatibilidade se refere às informações relacionadas à estabilidade de fase de uma solução ou dispersão.

O termo condições de descida do orifício se refere à temperatura, pressão, umidade e outras condições que são normalmente encontradas nas formações subterrâneas.

O termo homogênea significa macroscopicamente uniforme em sua extensão e não propensa a separação de fase macroscópica espontânea.

O termo formação portando hidrocarboneto inclui ambas formações portando hidrocarboneto no campo (isto é, 20 formação subterrânea portando hidrocarbonetos) e porções de tal formações portando hidrocarboneto (por exemplo, amostras de núcleo).

O termo fratura se refere à fratura que feita pelo homem. No campo, por exemplo, as faturas são fabricadas 25 tipicamente por injeção de um fluido de fratura no interior de uma formação geológica subterrânea, a uma razão e pressão suficientes para abrir uma fratura na mesma (isto é, excedendo a resistência da rocha).

O termo grupo silano hidrolisável se refere ao grupo possuindo pelo menos uma fração Si-O-Z que sofre hidrólise

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10/32 com água em um pH entre cerca de 2 e cerca de 12, onde Z é H ou alquila ou arila substituída ou não substituída.

O termo não iônico se refere aos agentes tensoativos que estão isentos de grupos iônicos (por exemplo, sais) ou grupos (por exemplo, -CO2H, -SO3H, -OSO3H, -P(=O) (OH)2) que are pronta e substancialmente ionizados em água.

O termo ponto de ebulição normal se refere ao ponto de ebulição a uma pressão de 100 kPa.

O termo polímero se refere a uma molécula de peso 10 molecular de pelo menos 1.000 g/mol, a estrutura da mesma incluindo a múltipla repetição das unidades derivadas, de modo real ou conceitual, das moléculas de massa molecular relativa baixa.

O termo polimérico se refere à inclusão de um 15 polímero.

O termo solvente se refere a um material líquido homogêneo (inclusive qualquer água com a qual ele possa ser combinado) que é capaz de dissolver, pelo menos parcialmente, o(s) agente(s) tensoativo(s) polimérico(s) 20 fluorado(s) não iônico(s) com o(s) qual(is) ele é combinado a 25°C.

O termo miscível em água” significa solúvel em água em todas as proporções.

O termo produtividade quando aplicado a um poço se refere à capacidade de um poço de produzir hidrocarbonetos; isto é, a razão da taxa de fluxo de hidrocarboneto para a queda de pressão, onde a queda de pressão é a diferença entre a pressão média do reservatório e a pressão do poço de escoamento na parte inferior do orifício (isto é, o fluxo por unidade de força de acionamento).

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Em algumas concretizações dos métodos de acordo com a presente invenção, quando o fluido está em contato com a formação, a formação está essencialmente isenta de sal precipitado. Conforme empregado no presente documento, o termo substancialmente isenta de sal precipitado” se refere a quando a quantidade de sal na formação tiver sido reduzida, dissolvida ou deslocada em uma quantidade suficiente, de modo que ela não interfira com a produtividade da formação portando hidrocarboneto. Em alguns casos a quantidade de sais precipitados pode ser zero. Em um exemplo, substancialmente isenta de sal precipitado é uma quantidade de sal que é menor que os 5% a mais que a solubilidade do produto em uma dada temperatura e pressão.

Conforme empregado no presente documento, o termo essencialmente isento de agente tensoativo” se refere a um fluido que pode apresentar um agente tensoativo em uma quantidade insuficiente para que o fluido tenha o ponto de turvação, por exemplo, quando estiver abaixo de sua concentração de micela crítica. Um fluido essencialmente isento de agente tensoativo pode ser um fluido que possui um agente tensoativo, porém, em uma quantidade insuficiente para alterar a capacidade de umectabilidade, por exemplo, de uma formação clástica portando hidrocarboneto sob condições de descida de orifício. Um fluido essencialmente isento de agente tensoativo inclui aquele que possui uma porcentagem em peso de agente tensoativo tão baixa quanto 0% em peso.

Os métodos de acordo com a presente invenção são tipicamente úteis, por exemplo, para aumentar a

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12/32 produtividade dos poços de petróleo e/ou gás que apresentam salmoura (e opcionalmente condensado) presentes na região próxima ao orifício do poço da formação portando hidrocarboneto. A salmoura pode ser água conata ou não conata, móvel (por exemplo, fluxo cruzado) ou imóvel (por exemplo, residual), água ocorrendo naturalmente ou água resultante de operações na formação (por exemplo, água de fluidos de perfuração aquosa ou fluidos de fraturamento aquoso). Em algumas concretizações, a salmoura é água conata. Os depositantes descobriram que os fluidos úteis na prática da presente invenção tipicamente solubilizam ou deslocam a salmoura nas formações portando hidrocarboneto de modo surpreendentemente mais eficaz que o metanol. Os fluidos podem ser úteis, por exemplo, quando a salmoura presente na formação portando hidrocarboneto possui um alto nível de salinidade e/ou quando um alto nível de saturação de água está presente na formação. Os fluidos descritos no presente documento podem ser usados para deslocar ou solubilizar a salmoura (e opcionalmente o condensado) nas formações que podem ou não terem sido tratadas anteriormente com um agente tensoativo (por exemplo, um agente tensoativo polimérico fluorado não iônico, tais como aqueles descritos no Pedido de Patente US número de série 11/390960, depositado em 27 de março de 2006, incorporado ao presente documento como referência por sua revelação dos métodos de preparação e formulação dos agentes tensoativos poliméricos fluorados não iônicos.

Em algumas concretizações, a formação portando hidrocarboneto compreende, pelo menos, um dentre um reservatório de gás seco, um reservatório de gás úmido, um

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13/32 reservatório de gás condensado retrógrado, um reservatório hermético a gás, um reservatório de gás de leito de carvão ou um reservatório de armazenamento de gás.

Em algumas concretizações, a formação portando hidrocarboneto apresenta pelo menos uma fratura. Em algumas destas concretizações, a fratura apresenta vários propantes na mesma. Os materiais propantes para fratura são tipicamente introduzidos no interior da formação como parte do tratamento hidráulico da fratura. Propantes exemplares 10 conhecidos na técnica incluem aqueles fabricados de areia (por exemplo, Ottawa, Brady or Colorado Sands, frequentemente referidos como areias brancas e areias marrons possuindo várias taxas), areia revestida com resina, bauxita sinterizada, cerâmicas (isto é, vidros, 15 cerâmicas cristalinas, cerâmicas vítreas e suas combinações), termoplásticos, materiais orgânicos (por exemplo, conchas de nozes moídas ou trituradas, conchas de sementes, pedaços de frutas e madeira processada) e argila. Os propantes de areia estão disponíveis, por exemplo, na 20 Badger Mining Corp., Berlin, WI; Borden Chemical, Columbus,

OH; e Fairmont Minerals, Chardon, OH. Os propantes termoplásticos estão disponíveis, por exemplo, na Dow Chemical Company, Midland, MI; e BJ Services, Houston, TX. Os propantes à base de argila estão disponíveis, por 25 exemplo, na CarboCeramics, Irving, TX; e Saint-Gobain,

Courbevoie, França. Os propantes cerâmicos de bauxita sintetizada estão disponíveis, por exemplo, na Borovichi Refractories, Borovichi, Russia; 3M Company, St. Paul, MN; CarboCeramics; e Saint Gobain. Os propantes em microesfera 30 e bolhas de vidro estão disponíveis, por exemplo, na

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Diversified Industries, Sidney, British Columbia, Canadá; e 3M Company. Em algumas concretizações, os propantes formam embalagens dentro da formação e/ou orifício do poço. Os propantes podem ser selecionados para serem quimicamente 5 compatíveis com os fluidos e composições descritos no presente documento. Sólidos particulados podem ser introduzidos dentro da formação, por exemplo, como parte de um tratamento hidráulico de fratura, particulado de controle de areia que pode ser introduzido no orifício do 10 poço/formação como parte de um tratamento de controle de areia, tal como, empacotamento de cascalho ou empacotamento de fracionados.

As várias salmouras e fluidos de tratamento modelo empregados no presente documento podem ser preparados por 15 qualquer método apropriado incluindo, agitação mecânica ou manual e/ou rotação dos vários componentes do mesmo. Informações com relação à temperatura e composição da salmoura da formação portando hidrocarboneto são obtidas tipicamente por medição da(s) condição(ões) pertinentes em 20 ou próximo a um orifício do poço localizado em uma zona geológica específica de interesse em uma formação portando hidrocarboneto. Os métodos de medição apropriados são conhecidos dos versados na técnica. Em alguns, exemplos de manipulação adicional dos dados (por exemplo, cálculos de 25 computador) obtidos da formação portando hidrocarboneto podem ser úteis e tal manipulação se encontra dentro do escopo da presente invenção.

As informações de compatibilidade podem ser geradas apor vários métodos incluindo, simulação por computador, 30 medições físicas ou uma combinação destas. As informações

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15/32 de compatibilidade podem ser tão pequenas quanto um elemento de conjunto simples (por exemplo, uma medição de compatibilidade entre a formulação de fluido e uma salmoura e opcionalmente condensado em uma dada temperatura) ou elas podem conter qualquer número maior de elementos do conjunto. Tipicamente, a escolha das formulações de fluido e temperaturas a serem estudadas e os resultados incluídos dentro das informações de compatibilidade ficarão aparentes aos versados na técnica que realizam o método (porém isto 10 não é um requisito) a luz da presente revelação. Em algumas concretizações, as informações de compatibilidade compreendem informações relacionadas à precipitação de sal de uma mistura de salmoura modelo e o fluido de tratamento modelo.

Um método conveniente para avaliar a compatibilidade envolve a combinação (por exemplo, em um recipiente) de uma formulação de salmoura modelo e de fluido modelo em uma dada temperatura e então misturando a formulação de salmoura modelo e de fluido modelo. A mistura é avaliada 20 com o tempo (por exemplo, 5 minutos, 1 hora, 12 horas, 24 horas ou mais) para verificar se a fase separa ou se torna enevoada ou se o sal precipita. Ajustando-se as quantidades relativas da formulação de salmoura modelo e/ou fluido modelo, é possível determinar a capacidade de deslocamento 25 de salmoura máxima (acima da qual ocorre a separação) da formulação de fluido em uma dada temperatura. A variação da temperatura na qual o procedimento acima é realizado resulta tipicamente em um entendimento mais completo da capacidade de adequação das formulações de fluido como 30 fluidos de tratamento em um dado poço. Além disto, de modo

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16/32 a calcular e/ou medir as interações da formulação de salmoura modelo e fluido modelo é também contemplado que podemos ser capazes de obter as informações de compatibilidade no total ou em parte, simplesmente com referência às informações previamente determinadas, coletadas e/ou tabuladas (por exemplo, em um livro de bolso ou base de dados de um computador).

Em algumas concretizações, um fluido de tratamento é selecionado com base, pelo menos em parte, nas informações de compatibilidade assim obtidas. Em geral, um fluido de tratamento é escolhido o qual lembra de perto ou é idêntico a um fluido modelo a partir das informações de compatibilidade ajustadas, porém isto não é um requisito.

Por exemplo, custo, disponibilidade, regulações, inflamabilidade e questões ambientais podem influenciar a escolha específica do fluido de tratamento para uso na produção de teste e/ou comercial.

Uma vez selecionadas, as composições de tratamento podem ser adicionalmente avaliadas; por exemplo, por injeção dentro de um espécime (por exemplo, uma amostra de núcleo) tratada tomada de uma zona geológica específica a ser ou um espécime proximamente semelhante. Isto pode ser realizado em um ambiente de laboratório usando técnicas convencionais, tais como, por exemplo, aquelas descritas por Kumar e outros em Improving the Gas e Condensate Relative Permeability Using Chemical Treatments”, paper SPE 100529, apresentando no 2006 SPE Gas Technology Symposium realizado em Calgary, Alberta, Canadá, em 15-17 de maio de

2006.

Em algumas concretizações, os métodos de acordo com a

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17/32 presente invenção incluem tratamento da formação portando hidrocarboneto que também apresenta condensado, e onde o fluido desloca, pelo menos parcialmente, o condensado na formação portando hidrocarboneto. O versado na técnica 5 reconhecerá que o presente método pode ser empregado para ambos, o tratamento de um poço e também para o teste dos núcleos e materiais em um laboratório.

A formação portando hidrocarboneto, incluindo formações clásticas, para tratamento com as composições e 10 métodos da presente invenção pode ser um poço de gás que produz pelo menos um dentre gás, água, gás e água, água líquida, água gasosa, água que se condensa na superfície, gás mesclado ou água que deixa a formação.

Em algumas concretizações, o fluido compreende pelo 15 menos um poliol e/ou éter poliol que possui, independentemente, de 2 a 25 (em algumas concretizações de 2 a 20 ou mesmo de 2 a 10) átomos de carbono.

Conforme empregado no presente documento com referência ao fluido, o termo poliol se refere a uma 20 molécula orgânica consistindo nos átomos de C, H e O conectados um ao outro por ligações simples de C-H, C-C, CO, O-H e possuindo pelo menos dois grupos C-O-H. Por exemplo, os polióis úteis podem apresentar de 2 a 8 átomos de carbono ou de 2 a 6 átomos de carbono e éteres poliol 25 podem apresentar de 3 a 10 átomos de carbono, por exemplo, de 3 a 8 átomos de carbono ou de 5 a 8 átomos de carbono. Polióis úteis, exemplares, incluem etileno glicol, propileno glicol, poli(propileno glicol), 1,3-propanodiol, trimetilolpropano, glicerol, pentaeritritol e 1,830 octanodiol.

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Conforme empregado no presente documento com referência ao fluido, o termo éter poliol” se refere a uma molécula orgânica consistindo nos átomos de C, H e O conectados um ao outro por ligações simples de C-H, C-C, CO, O-H e que é pelo menos teoricamente derivável por eterificação pelo menos parcial de um poliol. Éteres poliol exemplares úteis incluem éter dietileno glicol monometílico, éter etileno glicol monobutílico, dipropileno glicol éter monometílico e éteres glicol disponíveis na Dow Chemical Co., Midland, MI, sob a denominação comercial DOWANOL”. O poliol e/ou éter poliol podem apresentar um ponto de ebulição normal inferior a 232°C; por exemplo, de modo a facilitar a remoção do poliol e/ou éter poliol de um poço após o tratamento.

Em algumas concretizações, o poliol ou éter poliol é pelo menos um dentre 2-butoxietanol, etileno glicol, propileno glicol, poli(propileno glicol), 1,3-propanodiol, 1,8-octanodiol, éter dietileno glicol monometílico, éter etileno glicol monobutílico, ou dipropileno glicol éter monometílico.

Em algumas concretizações, o fluido compreende, adicionalmente, pelo menos um álcool monoidróxico, éter, e/ou acetona que pode apresentar até (e incluindo) 4 átomos de carbono. É reconhecido que, por definição, os éteres devem apresentar pelo menos 2 átomos de carbono e acetonas devem apresentar, pelo menos 3 átomos de carbono.

Conforme	empregado no	presente	documento	com
referência ao	fluido,	o termo	álcool	monoidróxico”	se
refere a uma	molécula	orgânica	formada	inteiramente	de

átomos de C, H e O conectados um ao outro por ligações

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19/32 simples C-H, C-C, C-O, OH e possuindo, exatamente, um grupo C-O-H. Álcoois monoidróxicos exemplares possuindo a partir de 1 a 4 átomos de carbono incluem metanol, etanol, npropanol, isopropanol, 1-butanol, 2-butanol, isobutanol, e t-butanol.

Conforme empregado no presente documento com referência ao fluido, o termo éter se refere a uma molécula orgânica formada inteiramente de átomos de C,

O conectados um ao outro por ligações simples C-H,

C-C, CO, O-H e possuindo, pelo menos, um grupo C-O-C.

Éteres exemplares possuindo a partir de 2 a átomos de carbono incluem éter dietílico, éter etileno glicol metílico, tetraidrofurano, p-dioxano éter etileno glicol dimetílico.

Conforme empregado no presente documento com referência ao fluido, o termo acetona se refere a uma molécula orgânica formada inteiramente de átomos de C,

O conectados um ao outro por ligações simples C-H, C-C,

C-O e ligações duplas

C=O e possuindo, pelo menos, um grupo

CC(=O)-C. Acetonas átomos de carbono exemplares possuindo a partir de 3 a incluem acetona, 1-metóxi-2-propanona

2-butanona.

O fluido, por exemplo, pode ser capaz de pelo menos solubilizar ou deslocar o condensado na formação. Em algumas concretizações, métodos de acordo com a presente invenção são tipicamente úteis para tratamento das formações portando hidrocarboneto contendo condensado. Em algumas concretizações, a formação de hidrocarboneto é essencialmente isenta de condensado (isto é, não possui condensado que afete a produtividade da formação).

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A eficácia dos fluidos descritos no presente documento para aperfeiçoar a produtividade do hidrocarboneto de uma formação específica possuindo salmoura (e opcionalmente condensado) na mesma tipicamente será determinada pela 5 capacidade do fluido de dissolver a quantidade de salmoura (e opcionalmente condensado) presente na formação.

Consequentemente, a uma dada temperatura, quantidades maiores de fluido possuindo solubilidade de salmoura inferior (e/ou condensado) (isto é, composições que podem 10 dissolver em uma quantidade relativamente menor de salmoura e/ou condensado) tipicamente serão necessárias que no caso do fluido possuindo solubilidade de salmoura maior (e/ou condensado).

Em algumas concretizações, os fluidos úteis na prática 15 da presente invenção podem incluir, adicionalmente, água (por exemplo, no fluido). Em algumas concretizações, fluidos de acordo com a presente invenção são essencialmente isentos de água (isto é, contêm menos de 0,1% em peso de água com base no peso total da composição).

Métodos de acordo com a presente invenção podem ser úteis, por exemplo, para recuperação de hidrocarbonetos (por exemplo, pelo menos um dentre metano, etano, propano, butano, hexano, heptano ou octano) de formações clásticas subterrâneas portando hidrocarboneto (em algumas 25 concretizações, predominantemente arenito) ou de formações não clásticas subterrâneas portando hidrocarboneto (em algumas concretizações, predominantemente pedra calcária).

Em algumas concretizações, a formação portando hidrocarboneto compreende pelo menos um dentre xisto, 30 conglomerado, diatomita, areia ou arenito.

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Com referência à figura 1, uma plataforma de petróleo e gás offshore exemplar é ilustrada esquematicamente e geralmente designada 10. Uma plataforma semisubmergível 12 é centrada sobre a formação portando hidrocarboneto 5 submersa 14 localizada abaixo do leito do mar 16. O conduto submarino 18 se estende do deck 20 da plataforma 12 para a instalação de cabeçote do poço 22 incluindo equipamento para prevenção de explosão 24. A plataforma 12 é mostrada com aparelho de guindaste 26 e guincho 28 para elevar e 10 abaixar as cordas de tubo, tal como, as cordas de trabalho 30.

O orifício do poço 32 se estende através das várias camadas da terra incluindo a formação portando hidrocarboneto 14. O alojamento 34 é cimentado dentro 15 orifício do poço 32 com cimento 36. As cordas de trabalho 30 podem incluir várias ferramentas incluindo, por exemplo, conjunto de tela de controle 38, que é posicionado dentro do orifício do poço 32, adjacente à formação portando hidrocarboneto 14. Também, estendendo-se da plataforma 12, 20 através do orifício do poço 32, se encontra o tubo de distribuição de fluido 40, que possui seção de descarga de fluido ou gás 42, posicionada adjacente à formação portando hidrocarboneto 14, mostrada com a zona de produção 48 entre embaladores 44, 46. Quando se deseja tratar a região próxima ao orifício do poço da formação portando hidrocarboneto 14 adjacente à zona de produção 48, as cordas de trabalho 30 e o tubo de distribuição de fluido 40 são abaixados através do alojamento 34, até o conjunto de classificação de controle de areia 38 e a seção de descarga de fluido 43 serem posicionados adjacentes à região próxima

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22/32 ao orifício do poço da formação portando hidrocarboneto 14 incluindo as perfurações 50. Após isto, uma composição descrita no presente documento é bombeada a jusante no tubo de distribuição 40 para tratar progressivamente a região próxima ao orifício do poço da formação portando hidrocarboneto 14.

Conforme mostrado na figura 2, uma zona de tratamento é ilustrada em seguida ao alojamento 34, cimento 36 dentro da perfuração 50. Na vista expandida, é mostrada a fratura

57, onde o	propano	60	foi adicionado. A	fratura 57 é
mostrada em	relação	à	zona triturada”	62 e regiões
circundando	a região	de	orifício do poço	32 mostrando

formação portando hidrocarboneto virgem 14. A zona danificada 64 possui permeabilidade inferior e é mostrada entre a formação de hidrocarboneto virgem 14 e o alojamento 34.

Embora os desenhos ilustrem uma operação afastada da costa, o versado na técnica reconhecerá que as composições e métodos para tratamento de uma zona de produção de um orifício de poço podem também ser apropriadas para uso em operações na costa. Também, embora os desenhos ilustrem um poço vertical, o versado na técnica também reconhecerá que os métodos da presente invenção também podem ser úteis, por exemplo, para uso nos poços desviados, poços inclinados ou poços horizontais.

Um diagrama esquemático do aparelho de inundação de núcleo 100 usado para determinar a permeabilidade relativa da amostra de substrato é mostrado na figura 3. O aparelho de núcleo inundado 100 incluiu bombas de deslocamento positivo (Modelo número 1458, obtidas na General Electric

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Sensing, Billerica, MA) 102 para injetarem fluido 103 a uma taxa constante nos acumuladores de fluido 116. Múltiplos orifícios de pressão 112 no porta núcleo 108 foram usados para medir a queda de pressão através de quatro seções (5,1 cm) de comprimento cada) do núcleo 109. O orifício de pressão 111 foi empregado para medir a queda de pressão através de todo o núcleo. Os dois reguladores de retro pressão (Modelo número BPR-50; obtidos na Temco, Tulsa, OK) 104, 106 foram usados para controlar a pressão de escoamento a jusante e a montante, respectivamente, do núcleo 109. O fluxo do fluido escorreu através de um núcleo vertical para evitar segregação do gás pela gravidade. O porta núcleo de alta pressão (Tipo Hassler Model UTPT-1x83K-13 obtido na Phoenix, Houston, TX) 108, reguladores de retro pressão 106, acumuladores de fluido 116 e tubulação foram colocados dentro do forno de pressão e temperatura controladas (Modelo DC 1406F; temperatura máxima variando de 343°C obtido na SPX Corporation, Williamsport, PA) em temperaturas testadas.

Tipicamente, acredita-se ser desejável permitir um tempo de descanso após as formações portando hidrocarboneto serem contatadas com os fluidos descritos no presente documento, de modo a permitir mistura (por exemplo, mistura turbulenta). Ajustes de tempo exemplares incluem de algumas horas (por exemplo, 1 a 12 horas), cerca de 24 horas, ou mesmo de alguns dias (por exemplo, 2 a 10).

O versado na técnica, após rever a presente invenção, reconhecerá que vários fatores podem ser levados em consideração na prática da presente invenção incluindo, por exemplo, a resistência iônica da composição, pH (por

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24/32 exemplo, uma faixa de pH de cerca de 4 a cerca de 10) , e o estresse radial no orifício do poço (por exemplo, cerca de 100 kPa a cerca de 100 MPa).

Tipicamente, após tratamento de acordo com a presente invenção, os hidrocarbonetos são então obtidos do orifício do poço em uma taxa aumentada, quando comparada à taxa antes do tratamento. Em algumas concretizações onde a formação apresenta pelo menos uma fratura, a fratura apresenta pelo menos uma primeira condutividade antes do contato da fratura com a composição e pelo menos uma segunda condutividade após contato da fratura com a composição, e onde a segunda condutividade é pelo menos 5 (em algumas concretizações, 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 100, 110, 120, 130, 140, ou mesmo 150%) superior em relação à primeira condutividade.

Os métodos de acordo com a presente invenção podem ser praticados, por exemplo, em um ambiente de laboratório, (por exemplo, em uma amostra de núcleo (isto é, uma porção) da formação portando hidrocarboneto)) ou no campo (por exemplo, na formação subterrânea portando hidrocarboneto situada na descida do orifício em um poço). Tipicamente, os métodos de acordo com a presente invenção são aplicáveis às condições de descida do orifício possuindo uma pressão na faixa de cerca de 100 kPa a cerca de 100 MPa e uma temperatura em uma faixa de cerca de 37,8°C a 204°C, embora eles também possam ser úteis para tratar formações portando hidrocarboneto sob outras condições.

Além da salmoura e/ou condensado, outros materiais (por exemplo, asfalteno ou água) podem estar presentes na formação portando hidrocarboneto. Métodos de acordo com a

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25/32 presente invenção também podem ser úteis naqueles casos.

Vários métodos (por exemplo, bombeamento sob pressão) conhecidos dos versados na técnica de petróleo e gás podem ser empregados de acordo com a presente invenção para contatar as formações subterrâneas portando hidrocarboneto com fluido. Tubulação de bobina pode ser usada, por exemplo, para distribuir o fluido a uma zona específica na formação. Em algumas concretizações, quando da prática da presente invenção, pode ser desejável isolar uma zona específica (por exemplo, com embaladores convencionais) que será contatada com o fluido.

Vantagens e concretizações desta invenção são adicionalmente ilustradas pelos exemplos que se seguem, porém os materiais e quantidades específicos citados nestes exemplos, bem como outras condições e detalhes, não devem ser tidos como limitando esta invenção. A menos que de outra forma observado, todas as partes, porcentagens, razões, etc. nos exemplos e no restante do relatório descritivo são em peso.

Exemplo 1

Um agente tensoativo polimérico fluorado não iônico (Agente Tensoativo Polimérico Fluorado Não Iônico A”) foi preparado essencialmente como no Exemplo 4 da Patente US número 6.664.354 (Savu), exceto pelo emprego de 15,6 g (g) de essências minerais/iniciador de peróxido orgânico 50/50 (t-butil peróxi-2-etilexanoato obtido na Akzo Nobel, Arnhem, Os Países Baixos, sob a denominação comercial TRIGONOX-21-C50) no lugar de 2,2'-azobisisobutironitrila e com 9,9 g de 1-metil-2-pirrolidinona adicionada às cargas.

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Um núcleo com as dimensões especificadas a seguir foi cortado de uma fonte de bloco de rocha. O núcleo foi seco em um forno a 100°C por 24 horas e então foi pesado. O núcleo foi então envolvido com politetrafluoretileno (PTFE), folha de alumínio e envolvido encolhido com uma tubulação de encolhimento por calor (obtida sob a denominação comercial TEFLON HEAT SHRINK TUBING” na Zeus, Inc., Orangeburg, SC). O núcleo envolvido foi colocado em um porta núcleo dentro do forno em temperatura experimental.

Um procedimento de inundação de núcleo foi realizado em um núcleo de arenito por introdução de gás e fluidos de condensado seguido por água. O procedimento foi realizado usando um núcleo de arenito Berea em uma temperatura de reservatório de 79,4^oC.

A permeabilidade inicial do gás foi medida empregando nitrogênio a 23,9^oC. A saturação inicial da salmoura a 19% foi estabelecida por injeção do volume medido dentro do núcleo com vácuo. A permeabilidade relativa do gás na saturação inicial da água foi medida usando nitrogênio a 23,9 ^oC. A tabela 1 (a seguir) resume as propriedades do núcleo e as condições.

Uma mistura sintética de hidrocarboneto foi preparada exibindo comportamento de condensado de gás retrógrado. A tabela 2 (a seguir) fornece a composição da mistura sintética de gás. Uma inundação de duas fases com a mistura de fluido foi realizada empregando o método de cintilação dinâmico, que é também conhecido como o método do estado pseudo-firme, por cintilação do fluido através do regulador de contrapressão a montante ajustado acima da pressão de

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27/32 ponto de orvalho a 35,2 MPa para a pressão do núcleo ajustada abaixo da pressão do ponto de orvalho pelo regulador de retropressão a jusante. Este procedimento foi realizado em uma pressão de núcleo de 2,9 MPa. A tabela 3 a seguir resume os resultados para o fluxo de duas fases do pré-tratamento.

O núcleo foi então tratado com 18 volumes de poro da composição fornecida na tabela 4 (a seguir) e então descansou por 15 horas. O fluxo de duas fases de estado firme do gás e do condensado foi então realizado sob as mesmas condições que o fluxo de duas fases de prétratamento. A tabela 3 (a seguir) resume os resultados do fluxo de duas fases de pós-tratamento. Os resultados mostram que o tratamento químico aumentou a permeabilidade relativa do gás e do condensado em um fator de cerca de 1,9.

Em seguida, dois volumes de poro do gás, condensado e salmoura trifásicos em um fluxo fracional de salmoura iguais a 0,038 foram injetados para testar o efeito da água móvel no tratamento. Isto foi seguido por um fluxo de fluido (composição fornecida na Tabela 5 (a seguir)) para remover a salmoura do núcleo e finalmente com o fluxo bifásico da mesma mistura de gás, condensado e fluido (Condensado inundado 3) . A tabela 3 (a seguir) resume os resultados do Condensado inundado 3. O fator de aperfeiçoamento foi verificado como sendo de cerca de 2. Embora não desejando estar ligado a qualquer teoria, acredita-se que estes resultados mostrem que se uma zona portando gás fosse, por exemplo, invadida pela água móvel devido ao fluxo cruzado através do orifício do poço a

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28/32 partir da zona portando água mais profunda penetrada pelo mesmo poço, o dano resultante devido ao bloqueio da água seria completamente revertido por injeção de solvente na zona de gás tratado.

Um teste semelhante, porém mais severo do dano de bloqueio da água causado pela água móvel foi realizado por injeção de 1 volume de poro de 100% de salmoura dentro do mesmo núcleo. O núcleo foi então inundado com o fluido descrito na Tabela 5 (a seguir) para fluxar a salmoura e então novamente com a mesma mistura de gás, condensado e fluido bifásica, até o fluxo de estado firme do gás e condensado ser estabelecido (Condensado inundado 4). A tabela 3 (a seguir) resume os resultados para Condensado inundado 4. O fator de aperfeiçoamento neste momento foi de cerca de 1,9.

Tabela 1

Núcleo	Arenito Berea
Comprimento (cm)	20,32
Diâmetro, (cm)	2,54
Porosidade, %	20
Volume do poro, cm³	20, 6
Saturação inicial,%	19
Temperatura, (^oC)	79, 4
k, md	217

Tabela 2

Componente	Mol%
Metano	89
n-Butano	5, 0
n-Heptano	2,5
n-Decano	2,5

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n-Pentadecano

1

Tabela 3

	^krg	^kro	Fator de Aperfeiçoamento
Fluxo bifásico pré-tratamento	de	0,065	0,025	n/a
Fluxo bifásico tratamento	pós	0,123	0,047	1,88
Condensado inundado-3		0,134	0,052	2,05
Condensado inundado-4		0,121	0,047	1,86

Tabela 4

Componente	% em peso
Agente tensoativo polimérico fluorado	2
não iônico A
2-Butoxietanol	69
Etanol	29

Tabela 5

Componente	% em peso
2-Butoxietanol	70
Etanol	30

Exemplo 2

Testes de compatibilidade.

Foi realizado um procedimento para determinar a quantidade para cada salmoura na

Tabela 6 (a seguir) na qual fluido solubilizou em várias taxas.

Foram empregados 3 de fluido contendo propileno glicol (PG) e isopropanol (IPA) nas taxas (Salmoura 1-2) mostradas na

Salmouras foram adicionadas a 137°C tabela 7 (a seguir).

em quantidades de 0,3 g

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30/32 para alcançarem os pontos de insolubilidade (isto é, para determinar quando o precipitado de sal (ppt) ou nebulosidade fosse observado). Os resultados são mostrados nas tabelas 7 e 8 a seguir

Tabela 6

Salmoura	% sólido	% NaCl	% CaCl2
1	21,7	16,5	5, 2
2	21,7	20,63	1,34
3	24,3	22,8	1,5
4	24,3	18,48	5, 82

Tabela 7

	Salmoura 1	Salmoura 2
PG/IPA	% limite	% limite		% limite	% limite
	inferior	superior	ppt/névoa	inferior	superior	ppt/névoa
70/30	28,6	30,2	Ppt	11,8	14,3	ppt
80/20	50,0	—	—	23,1	25,0	ppt
90/10	50,0	—	—	38,8	40,0	ppt
100/0	50,0	—	—	50,0	—	—

Tabela 8

PGIPA	Salmoura 3	Salmoura 4
% limite inferior	% limite superior	ppt/névoa	% limite inferior	% limite superior	ppt/névoa
70/30	6,3	9,1	Ppt	16,7	18,9	ppt
80/20	6,3	9,1	Ppt	28,6	30,2	ppt
90/10	9,1	11,8	Ppt	50,0	—	—
100/0	14,3	16,7	Ppt	50,0	—	—

Estas informações de compatibilidade podem ser usadas para selecionar um fluido de tratamento para a formação portando hidrocarboneto possuindo uma composição da salmoura semelhante à Salmoura 1, 2, 3 ou 4.

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Exemplo 3

3,0 g de fluido contendo 70% em peso de propileno glicol (PG) e 30% em peso de isopropanol (IPA) foram usados. Salmoura contendo 18% em peso de cloreto de sódio em água foi adicionada em quantidade de 0,25 g a 160°C até os 3,0 g terem sido adicionados. Nenhuma precipitação de sal foi observada. Com base nestas informações de compatibilidade, um fluido contendo cerca de PG/IPA a 70/30 pode ser empregado para tratar a formação portando hidrocarboneto saturado com salmoura a 50% contendo 18% em peso de cloreto de sódio.

Em comparação, quando o procedimento foi realizado por adição de 0,25 g da salmoura ao metanol a 160°C, ocorreu a precipitação.

Será entendido que concretizações específicas descritas no presente documento são mostradas como ilustração e não como limitações da invenção. Os aspectos principais desta invenção podem ser empregados nas várias concretizações sem fugir do escopo da invenção. Os versados na técnica reconhecerão ou serão capazes de realizar a determinação, usando não mais de uma experimentação de rotina, dos vários equivalentes dos procedimentos específicos descritos no presente documento. Tais equivalentes são considerados como estando dentro do escopo desta invenção e são cobertos pelas reivindicações.

O emprego do artigo o, a” ou um, uma” quando em conjunto com o termo compreendendo” nas reivindicações e/ou relatório descritivo pode significar um”, porém é também consistente com o significado de um ou mais”, pelo menos um” e um ou mais de um”. O uso do termo ou” nas

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32/32 reivindicações significa e/ou a menos que explicitamente indicado para se referir às alternativas apenas ou as alternativas são mutuamente exclusivas, embora a revelação sustente a definição que se refere apenas a algumas alternativas e e/ou. Através de todo este pedido, o termo cerca de é empregado para indicar que um valor inclui a variação inerente do erro para o dispositivo, o método sendo empregado para determinar o valor.

O termo ou combinações do(a) mesmo(a) conforme empregado no presente documento se refere a todas as permutações e combinações dos itens listados precedendo o termo. Por exemplo, A, B, C ou combinações dos mesmos se destina a incluir pelo menos um dentre: A, B, C, AB, AC, BC ou ABC, e se a ordem for importante em um contexto específico, também BA, CA, CB, CBA, BCA, ACB, BAC ou CAB. Continuando com este exemplo, são expressamente incluídas as combinações que contêm repetições de um ou mais itens ou termos, tais como, BB, AAA, MB, BBC, AAABCCCC, CBBAAA, CABABB e assim por diante. O versado na técnica entenderá que, tipicamente, não existe limite no número de itens ou nos termos de qualquer combinação, a menos que de outra forma seja aparente pelo contexto.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método para tratamento de uma formação portando hidrocarboneto, o método caracterizado por compreender contato da formação portando hidrocarboneto com um fluido, onde o fluido compreende:

pelo menos um dentre poliol ou éter poliol, onde o poliol apresenta de 2 a 25 átomos de carbono, e onde o éter poliol apresenta de 3 a 8 átomos de carbono; e pelo menos um dentre álcool monoidróxico, éter, ou acetona, onde o álcool monoidróxico, éter e acetona possuem, independentemente, de 1 a 4 átomos de carbono, onde o fluido é isento de agente tensoativo polimérico não iônico compreendendo grupos perfluoralquilssulfonamido, onde pelo menos um dentre poliol ou éter poliol está presente no fluido em pelo menos 50% em peso, com base no peso total do fluido, e onde a formação portando hidrocarboneto apresenta pelo menos uma primeira

permeabilidade de gás antes do contato da formação portando hidrocarboneto com o fluido e pelo menos uma segunda permeabilidade de gás após contato da formação portando hidrocarboneto com o fluido, e onde a segunda permeabilidade de gás é pelo menos 5% superior a primeira permeabilidade de gás. 2. Método, de acordo com a reivindicação 1,

caracterizado pelo fato de que o fluido compreende ainda pelo menos um dentre tolueno, diesel, heptano ou octano.

3. Método, de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que a formação portando hidrocarboneto apresenta pelo menos uma fratura e onde a fratura apresenta vários propantes, o método compreendendo,

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2/3 adicionalmente, contato da fratura com o fluido.

4. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizado pelo fato de que o poliol ou éter poliol é pelo menos um dentre 2butoxietanol, etileno glicol, propileno glicol, poli(propileno glicol),

1,3-propanodiol, 1,8-octanodiol, éter dietileno glicol monometílico, éter etileno glicol monobutílico ou dipropileno glicol éter monometílico.

5. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo fato de que o fluido compreende álcool monoidróxico, e em que o álcool monoidróxico é pelo menos um de metanol, etanol, npropanol, isopropanol,

1-butanol,

2-butanol, isobutanol ou t-butanol.

6. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a

5, caracterizado pelo fato de que o fluido compreende pelo menos um dentre etanol ou isopropanol.

7. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a

6, caracterizado pelo fato de que o fluido é isento de compostos organossilícicos.

8. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizado pelo fato de que a primeira permeabilidade de gás e a segunda permeabilidade de gás são permeabilidades relacionadas ao gás.

9. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 8, caracterizado pelo fato de que a segunda permeabilidade de gás é pelo menos 10% superior a primeira permeabilidade de gás.

10. Método, de acordo com qualquer uma das

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3/3 reivindicações 1 a 9, caracterizado por compreender ainda, obtenção de hidrocarbonetos de um orifício de poço penetrando a formação portando hidrocarboneto após injeção do fluido.