BR112016002421B1

BR112016002421B1 - Métodos para utilização de fluidos de tratamento de acidificação complexantes

Info

Publication number: BR112016002421B1
Application number: BR112016002421-4A
Authority: BR
Inventors: Enrique Antonio Reyes; Aaron Michael Beuterbaugh; Alyssa Lynn Smith; Christopher Lynn Smith
Original assignee: Halliburton Energy Services, Inc.
Priority date: 2013-08-30
Filing date: 2013-08-30
Publication date: 2021-10-19
Also published as: US9255468B2; SA516370425B1; US20150260021A1; AR096943A1; WO2015030801A1; MX2016000972A; BR112016002421A2

Abstract

métodos e sistema para utilização de fluidos de tratamento de acidificação complexantes, e, fluido de tratamento de acidificação complexante. métodos, composições e sistemas relacionados aos fluidos de tratamento de acidificação complexantes alguns métodos incluem: fornecimento ou preparação de um fluido de tratamento de acidificação complexante com uma concentração de ácido de cerca de 0,6 molar, o fluido de tratamento de acidificação complexante incluindo: um agente quelante de ácido aminopolicarboxílico, um fluido de base aquosa, e um ácido, colocando o fluido de tratamento de acidificação complexante em uma matriz de formação subterrânea penetrada por um poço; permitindo que o ácido gere cations metálicos por dissolução da matriz da formação subterrânea; reação do agente quelante de ácido aminopolicarboxílico com os cátions metálicos de modo a formar, pelo menos, uma pluralidade de agentes de bloqueio agregados; permitindo que os agentes de bloqueio agregados desviem o fluido de tratamento de acidificação complexante a um canal principal na matriz de formação subterrânea que é distinta de um wormhole na matriz de formação subterrânea.

Description

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO

[001] Esta divulgação relaciona-se a fluidos de acidificação para uso em aplicações subterrâneas, e mais especificamente, a fluidos de tratamento de auto desvio complexantes e de acidificação e métodos relacionados a estes, para uso em formações subterrâneas contendo hidrocarbonetos.

[002] Métodos para aumentar a produtividade de poços de hidrocarbonetos (por exemplo, poços de petróleo) ou poços geotérmicos incluem acidificação da matriz, que envolve a criação de percursos de fluido na matriz de formação por dissolução diferencial de pequenas porções da formação, ou remoção (por dissolução, com um ácido) de danos na formação próximos ao poço. "Buracos de minhoca (wormholes)" (canais condutores) são muitas vezes gerados através da matriz como resultado e permitem uma condutividade melhorada dentro da formação. Fluidos com base acídica são úteis para este fim devido à sua capacidade de dissolver ambos os minerais e contaminantes da formação (por exemplo, contaminantes como a torta de filtração de fluidos de perfuração no poço ou que tenham penetrado no interior da formação introduzidos no poço/formação durante a perfuração ou operações de reparação).

[003] Formações de carbonato acidificante pode ser um desafio devido à reatividade relativamente rápida do carbonato com o ácido. Por exemplo, tratamentos ácidos em formações de carbonato têm complicações por pelo menos dois motivos: (1) penetração radial e (2) perda de fluido do fluido de acidificação para dentro da formação. O primeiro problema, a penetração radial, resulta da reação rápida do ácido com a formação da matriz mediante introdução do fluido na região próxima ao poço. A penetração radial de ácido é muitas vezes limitada a apenas de algumas polegadas a alguns pés, o que não é ideal. Estas porções da formação que são mais distais em relação ao poço (quando se movem radialmente para fora do poço) permanecem inalteradas pelo ácido, pois o ácido irá passar totalmente. Na verdade, devido à tal penetração limitada, acredita-se que os tratamentos de matriz ácida são limitados em formações de carbonato para aqueles tratamentos focados na remoção de restrições de fluxo próximas ao poço. No entanto, baixa permeabilidade em qualquer ponto ao longo dos percursos de fluxo de hidrocarboneto pode impedir o fluxo (e assim, a produção), o que é indesejável. Perda de fluido do fluido acidificante da matriz em wormholes menores vizinhos da região de poço próxima servem apenas para agravar ainda mais este problema de penetração radial. Consequentemente, para tentar alcançar a máxima penetração radial, os volumes de fluidos extraordinários são muitas vezes necessários, o que pode custar caro.

[004] Um esforço para melhorar a penetração radial envolve o controle de perda de fluido do fluido acidificante da matriz, de modo a tentar prolongar a profundidade radial dos canais principais. A perda de fluido em fluidos de acidificação para formações de carbonato é normalmente controlada por adição de agentes gelificantes poliméricos para o fluido de acidificação. Estes agentes gelificantes poliméricos modificam a viscosidade relativa do fluido de tratamento, portanto, reduzindo ou eliminando a perda de fluxo de fluido na permeabilidade natural dentro da formação. No entanto, tais géis podem ser problemáticos na medida em que podem bloquear os canais condutores, reduzindo assim a condutividade da formação, se não forem removidos antes da produção. Etapas extra são normalmente necessárias para remoção do gel, como quebrar o gel no fundo do poço ao adicionar um componente de quebra químico a formação, dando tempo suficiente para permitir que quebrador quebre o gel, para melhorar a condutividade.

[005] Outro método usado para combater a perda de fluido é a utilização de agentes de controle de perda de fluido, também conhecidos como agentes de desvio, como areia, quartzo, sais, partículas poliméricas e partículas degradáveis como o ácido polilático ou particulados de polilactida, para colmatar as gargantas de poro na formação. Tais agentes podem apresentar barreiras à condutividade também, se não forem removidos ou degradados para produção. Infelizmente, a degradação de tais particulados pode ter períodos em excesso de semanas e até meses, especialmente a temperaturas inferiores a cerca de 250°F, o que é indesejável porque o tempo impacta na extração de recursos. Outro método para combater a perda de fluido é emulsionar o fluido de acidificação. A emulsificação envolve um componente externo adicional, o que aumenta os custos e a complexidade da operação de acidificação.

[006] Ainda um outro método para combater a perda de fluido envolve a utilização de surfactantes viscoelásticos (SVE). Um fluido de acidificação contendo SVE frequentemente depende no aumento da viscosidade quando o pH do fluido de tratamento aumenta a um pH onde estes surfactantes sofrem transição para um estado gelificado. Isto ocorre por reação de um ácido com uma fonte de carbonato, seja na própria matriz de formação ou dentro de um pacote de propante, e a subsequente liberação de cálcio no fluido. Estes tipos de fluidos podem apresentar os mesmos tipos de bloqueios problemáticos e tempo de inatividade acima mencionados.

BREVE DESCRIÇÃO DAS FIGURAS

[007] As figuras a seguir estão incluídas para ilustrar certos aspectos da presente invenção e não devem ser vistas como modalidades exclusivas. A matéria divulgada é capaz de consideráveis modificações, alterações, combinações e equivalentes em forma e função, como ocorrerá àqueles versados na técnica que venham a ter o benefício desta divulgação.

[008] A FIGURA 1 ilustra canais de wormhole ou fraturas gravadas por ácido formados por um tratamento de acidificação de matriz em uma formação subterrânea, como descrito neste documento.

[009] A FIGURA 2 ilustra exemplos como descritos na seção de Exemplos.

[0010] A FIGURA 3 mostra um esquema ilustrativo de um sistema que pode fornecer fluidos de tratamento de acidificação complexantes descritos neste documento a um local de fundo de poço, de acordo com uma ou mais modalidades.

[0011] As Figuras 4A e 4B ilustram a distribuição de tamanho de partícula para uma filtragem de 5 microns e 10 microns, como descrito na seção de Exemplos.

[0012] A FIGURA 5 ilustra produtos de reação não filtrados como descrito na seção de Exemplos.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[0013] Esta divulgação relaciona-se a fluidos de acidificação para uso em aplicações subterrâneas, e mais especificamente, a fluidos de tratamento de auto desvio complexantes e de acidificação e métodos relacionados a estes, para uso em formações subterrâneas contendo hidrocarbonetos. Os fluidos de tratamento divulgados neste documento podem ser utilizados para remover matéria inorgânica de ou para fora de uma matriz de formação subterrânea, do poço ou da área próxima ao poço.

[0014] Os fluidos de tratamento de acidificação complexantes e métodos revelados neste documento podem ser úteis em operações de tratamento de acidificação de matriz para a remoção de escala e/ou procedimentos de estimulação. De particular aplicação, os fluidos de tratamento descritos neste documento podem ser usados para redistribuir o fluido de acidificação para prolongar a sua ação de geração de wormholes em aplicações subterrâneas (por exemplo, através da matriz de formação subterrânea) de uma formação de carbonato, ou gravura diferencial e/ou geração de canal de fluxo durante uma acidificação de fratura. Os fluidos de tratamento descritos neste documento devem ser úteis em formações subterrâneas de carbonato com temperaturas inferiores de fundo de poço de até cerca de 325°F.

[0015] As características e vantagens da presente invenção serão prontamente aparentes para aqueles versados na técnica mediante uma leitura da descrição das modalidades preferidas que se segue. Entre as muitas vantagens da presente invenção, o agente quelante nos fluidos de tratamento de acidificação complexantes é capaz de complexar com cátions divalentes e trivalentes metálicos que resultam da dissolução do material de formação pelo ácido para formar "agentes de bloqueio agregados"in situ. Acredita-se que estes agentes de bloqueio agregados bloqueiam a perda de fluido dos fluidos de acidificação complexantes através dos wormholes menores na matriz de formação, ligando os percursos recém-criados ou microfraturas nele. Isto resulta no desvio do fluido de acidificação complexante para os canais primários formados pelo tratamento da matriz, o que acredita-se, por conseguinte, prolongar a penetração radial do tratamento de acidificação. É notável que nenhum componente externo, como géis poliméricos ou outros agentes de desvio não relacionados, é obrigado a ser incluído no fluido para alcançar esta prevenção de perda de fluido desvio e resultado de desvio. Porque os fluidos de tratamento desta divulgação são capazes de formar estes agentes de bloqueio agregados in situ sem a adição de componentes externos, os fluidos de tratamento de acidificação complexantes divulgados neste documento podem ser considerados "de auto desvio", conforme o termo é descrito neste documento.

[0016] A Figura 1 ilustra este fenômeno, hipoteticamente podendo ser realizado em um poço 100. Poço perfurado 104 estende-se desde o poço 102 através da formação subterrânea 114. Um fluido de tratamento de acidificação complexante, como descrito neste documento pode ser misturado em um tanque 106 e colocado no fundo do poço através do poço perfurado 104 (por exemplo, através de uma tubulação adequada) para executar um procedimento de acidificação da matriz na porção de matriz 112 da formação subterrânea 114. Equipamento de bombeamento típico pode ser utilizado no poço para colocar o fluido de tratamento de acidificação complexante no fundo do poço e para dentro da matriz de formação. Pressões típicas e as taxas de bombas associadas às funções de acidificação da matriz podem ser utilizada, assim como para formar os wormholes e canais. De um modo geral, estes fluidos não são injetados no interior da formação a pressões superiores ao gradiente de fratura. Porção de matriz 112 ilustra os canais e os wormholes menores formados na matriz pelo tratamento de acidificação da matriz. Um exemplo de um canal principal está ilustrado em 108. Um exemplo de um wormhole menor é mostrado em 110. Acredita-se que os agentes de bloqueio agregados formados pela interação do agente quelante nos fluidos de tratamento de acidificação complexantes da divulgação com os íons metálicos produzidos por dissolução do material de formação pelo fluxo de desvio de ácido do fluido de tratamento a partir dos wormholes (por exemplo, 110) até os principais canais (por exemplo, 108), estendem, assim, a penetração radial do tratamento de acidificação na matriz 112 distal do poço 104.

[0017] Acredita-se que os agentes de bloqueio agregados sejam produtos complexantes formados pela reação do agente quelante no fluido de tratamento de acidificação complexante com os cátions metálicos presentes na formação resultante da dissolução da formação pelo ácido no fluido de tratamento de acidificação complexante. Os agentes de bloqueio agregados podem ser descritos como um fluido não-Newtoniano, que pode ser uma substância agregada, particulada ou de viscosa, como um gel que serve para reduzir ou impedir o fluxo através do bloqueio de percursos de fluxo que emanam do(s) canal(is) principal(is), que desvia fluxo do fluido de tratamento para o(s) canal(is) principal(is). Em um exemplo de uma modalidade, os agentes de bloqueio agregados podem ser um fluido viscoso com uma viscosidade de cerca de 100 centipoises ou mais. Notavelmente, este fluido viscoso é formado sem a necessidade de adição de agentes de desvio tradicionais. Acredita-se que as reações de complexação ocorram quando o ácido no fluido de tratamento torna-se gasto e atinge um valor de pH de pelo menos cerca de 5, e preferencialmente 5,5, por exemplo.

[0018] Os fluidos de tratamento de acidificação complexantes descritos neste documento são compatíveis com os fluidos de remoção da torta de filtro. Eles podem ser usados em uma embalagem de fase única, reduzindo assim o tempo de operação associado as abordagens mais tradicionais. Componentes externos, como géis ou outros agentes de desvio não relacionados, etc. não necessitam ser adicionados para conseguir o controle da perda de fluido e o desvio de fluido. Isto reduz as restrições de custo e de logística, que são características desejáveis. Além disso, os fluidos de fluxo de retorno de tais fluidos de tratamento são mais fáceis de eliminar, oferecendo assim um impacto ambiental significativamente melhorado de uma maneira geral. Em algumas modalidades, os fluidos podem ser deixados na formação porque o agente quelante se dissolve prontamente em salmoura uma vez que o pH do fluido gasto alcança um pH de cerca de 6 a cerca de 7.

[0019] Os fluidos de tratamento de acidificação complexantes divulgados neste documento compreendem um ácido, um agente quelante de ácido aminopolicarboxílico, um fluido de base aquosa, e, opcionalmente, aditivos adicionais. De preferência, o pH dos fluidos de tratamento de acidificação complexantes quando colocados no fundo do poço deverá ser de cerca de 2 ou inferior, como descrito neste documento.

[0020] O fluido também pode atingir uma concentração de íon metálico para o agente quelante de modo a produzir um sal de tal produto, gerando uma mistura de partículas (distribuída aleatoriamente) que serve como um agente de controle de perda de fluido. A Figura 2 etapa C ilustra isso.

[0021] Qualquer ácido pode ser adequado para utilização nos fluidos de tratamento de acidificação complexantes descritos neste documento sendo capaz de gerar um valor de pH de dois (2) ou inferior tendo em conta os outros componentes do fluido de tratamento. Os exemplos adequados incluem ácido clorídrico, ácido fórmico, ácido metanossulfônico, ácido cloroacético (mono-, di-, tri), ácido trifluoroacético, ácido acético, ácido sulfônico. Se um ácido tem um valor de pKa maior do que dois, então tal ácido não seria apropriado para uso. Durante a mistura do fluido, por exemplo, em um tanque de mistura em um local de poço, a quantidade de ácido a ser incluída em um determinado fluido de tratamento depende de outros componentes a serem utilizados no fluido, como o agente quelante, e será conduzido pela necessidade de manter o fluido a um pH de 2 ou menos. Considerações adicionais a respeito de quanto ácido a ser incluído é que o fluido deve ter uma quantidade suficiente de ácido para dissolver a quantidade desejada da matriz gerando assim cátions metálicos (por exemplo, cálcio para fora da formação de carbonato) para permitir que uma quantidade suficiente dos agentes de bloqueio agregados se forme, como descrito acima. Por exemplo, pelo menos em algumas modalidades, para ter a formação ótima dos agentes de bloqueio agregados, pelo menos 22,000 ppm de íons de cálcio devem estar presentes in situ. Para gerar esta quantidade de íons de cálcio, o fluido de tratamento deve ter uma concentração de ácido de pelo menos 0,6 Molar. Como utilizado neste documento, o termo "molar" é usado no seu sentido comum para se referir a solução de concentração de 1 mol/L. Aquele versado na técnica da concepção de tais fluidos com o benefício da presente divulgação deve ser capaz de criar um fluido com base nestas orientações.

[0022] Os ácidos que não são adequados para utilização incluem ácido fosfórico, ácido sulfúrico, ácido fluorídrico e alguns ácidos fosfônicos. Estes ácidos podem conduzir a reações secundárias, irreversíveis e incontroláveis problemas.

[0023] Agentes quelantes adequados devem ser solúveis em pH de dois ou menos em uma elevada concentração do agente quelante (de cerca de 0,6 Molar ou superior). Nem todos os agentes quelantes têm essas propriedades. Por exemplo, o ácido fosfônico e o ácido cítrico são solúveis nestas condições, mas se precipitam com íons de ferro ou cálcio, o que não é adequado para utilização nesta aplicação.

[0024] Vários ácidos aminopolicarboxílicos podem ser adequados para utilização como agente quelante nos fluidos de tratamento e os métodos descritos neste documento. Um número destes agentes quelantes de ácidos aminopolicarboxílicos pode ser biodegradável, que é preferencial por razões ambientais. Como usado aqui, o termo "biodegradável"refere-se a uma substância que pode ser discriminada pela exposição a condições ambientais incluindo micróbios nativos ou não nativos, luz solar, ar, calor e outros semelhantes. Uso do termo "biodegradável" não implica um determinado grau de biodegradabilidade, mecanismo de biodegradabilidade, ou uma meia-vida de biodegradação especificada. A este respeito, agentes quelantes de ácido aminopolicarboxílico adequados podem incluir, por exemplo, ácido diacético, ácido glutâmico (GLDA), ácido diacético metilglicina (MGDA), ácido diacético alanina (β-ADA), ácido etileno diamino di-succínico, ácido S,S etileno diamino di-succínico (EDDS), ácido iminodissuccínico (IDS), ácido hidroxi-iminodisuccínico (HIDS), ácidos poliamino dissuccínicos, N-bis [2(1,2- dicarboxietoxi) -etil] glicina (BCA6), N-bis [2- (1,2- dicarboxietoxi) - etil] do ácido aspártico (BCA5), N-bis [2- (1,2- dicarboxietoxi) -etil] metilglicina (MCBA5), N-tris [(1 , 2-dicarboxietoxi) -etil] -amina (TCA6), N- bis [2- (carboximetoxi) etil] glicina (BCA3), N-bis [2- (metilcarboximetoxi) etil] glicina (MCBA3), ácido N-metiliminodiacético (MIDA), ácido iminodiacético (IDA), N- (2-acetamido) ácido iminodiacético (ADA), ácido iminodiacético hidroximetil, ácido succínico (CEAA) 2- (2-carboxietilamino), 2- (2-carboximetilamino) de ácido succínico (CMAA), ácido disuccínico dietilenotriamina-N, N", ácido disuccínico trietilenotetramina-N, N'" , ácido disuccínico 1,6-hexametilenodiamina-N, N', ácido disuccínico tetraetilenopentamina-N, N"", 2-hidroxipropileno-1,3-diamina-N, ácido disuccínico N’, 1,2-propilenodiamina-N,ácido disuccínico-N’, ácido disuccínico 1,3-propilenodiamina-N,N’, ácido disuccínico cis- ciclohexanodiamina-N,N’-, trans-ciclohexanodiamina-N, cis-ciclo- hexanodiamina-N, ácido disuccínico N', ácido disuccínico trans-ciclo- hexanodiamina-N, N', etileno-bis (oxietilenonitrilo) -N, N'-ácido dissuccínico, ácido glucoheptanóico, ácido cisteico-N, N-diacético, ácido cisteico -N-ácido monoacético, alanina-N-ácido monoacético, N-(3-hidroxisuccinil) ácido aspártico, N-[2-(3-hidroxisuccinil)]-L-serina, ácido aspártico-N,N-ácido diacético, ácido aspártico-N-ácido monoacético, qualquer sal destes, qualquer derivado destes ou qualquer combinação destes que seja solúvel em um pH na faixa de 0 a 2. Em algumas modalidades, como uma alternativa ou adicionalmente aos agentes quelantes de ácido aminopolicarboxílico, agentes quelantes tradicionais, como por exemplo, ácido propilenodiaminotetraacético (PDTA), ácido hidroxietiliminodiacético (HEIDA), ácido difenilaminesulfônico (DPAS), qualquer sal destes, qualquer derivado destes, ou semelhante, pode ser incluído nos fluidos de tratamento descritos neste documento. Agentes quelantes biodegradáveis particularmente adequados que podem ser utilizados nos fluidos de tratamento descritos neste documento incluem, por exemplo, MGDA, GLDA, HIDS, EDDS, β-ADA, IDS, TCA6, BCA3, BCA5, BCA6, MCBA3 e MCBA5.

[0025] Agentes quelantes biodegradáveis preferidos para utilização como descrito neste documento incluemMGDA, TCA6, BCA3, BCA5, BCA6, MBCA3, MBCA5, B-ADA, EDDS e GLDA.

[0026] Em algumas ou outras modalidades alternativas, como uma alternativa para ou adicionalmente aos agentes quelantes de ácido aminopolicarboxílico, agentes quelantes adequados podem incluir hidroxamatos. Em algumas ou outras modalidades alternativas, como uma alternativa para ou adicionalmente aos agentes quelantes de ácido aminopolicarboxílico, agentes quelantes adequados podem incluir ácidos piridinocarboxílicos.

[0027] Em algumas modalidades, o agente quelante pode compreender a forma neutra do agente quelante. Em outras modalidades, o agente quelante pode compreender uma forma de sal do agente quelante, incluindo um sal de metal alcalino do agente quelante. Outras formas de sal do agente quelante também podem ser utilizadas e incluem, por exemplo, uma forma de sal de amônio ou uma forma de sal de amônio quaternário, se disponível. Em algumas modalidades, o agente quelante pode ser usado em uma forma concentrada em que o concentrado também contém água. Um exemplo de um concentrado apropriado é um concentrado de 40% MGDA que compreende água e MGDA.

[0028] Em várias modalidades, a concentração do agente quelante no fluido de tratamento pode variar entre cerca de 0,1% a cerca de 40% do fluido de tratamento em peso. Em algumas modalidades, o agente quelante podem ser incluído no fluido de tratamento em uma quantidade que varia de um limite inferior de cerca de 0,1% em peso, 0,25% em peso, 0,5% em peso, 1% em peso, 5% em peso ou 10% em peso, para um limite superior de cerca de 40%, em peso, 35% em peso, 30% em peso, 25% em peso, 20% em peso, 15% em peso ou 10% em peso do fluido de tratamento, e em que a concentração pode variar de qualquer limite inferior a um limite superior e engloba qualquer subconjunto entre os mesmos.

[0029] Uma concentração preferida do agente quelante é de cerca de 0,6 a 1,5 Molar. Uma concentração otimizada pode ser de cerca de 1 molar a 1,25 Molar. Estas concentrações molares são baseadas na mistura do fluido de tratamento no tanque de mistura, quando inicialmente misturadas. Se o agente quelante é entregue ou disponível ou fornecido em uma forma concentrada, aquele versado na técnica será capaz de ajustar essas percentagens com precisão para formular um fluido baseado na molaridade do concentrado e na molaridade desejada no fluido de tratamento.

[0030] O fluido de base aquosa nos fluidos de tratamento de acidificação complexantes divulgados neste documento pode incluir quaisquer fluidos aquosos de transporte adequados, por exemplo, água doce, água acidificada, água salgada, água do mar, salmoura (por exemplo, uma solução saturada de sal) ou uma solução aquosa de sal (por exemplo, uma solução não saturada de sal). Quando misturado no tanque, tendo em conta a necessidade de manter o pH a 4 ou inferior e preferencialmente a 2 ou inferior, solventes mútuos como glicóis ou éteres de glicol podem ser incluídos se desejado. Tais fluidos de base aquosos podem ser obtidos a partir de qualquer fonte adequada. Sólidos que podem estar presentes na água podem ser potencialmente problemáticos uma vez que podem tamponar as gargantas de poros na matriz de formação. Se tais sólidos estão presentes no fluido de base escolhido, pode ser preferível filtrá-los para reduzir o teor de sólidos do fluido antes da adição do fluido de tratamento. Dado o benefício da presente divulgação, aquele versado na técnica será capaz de determinar um fluido de base aquosa adequado para utilização nas modalidades descritas neste documento. Aquele versado na técnica com o benefício desta divulgação será capaz de determinar se um ajuste de pH ácido deve ser adicionado ao fluido de base aquosa para contrariar qualquer efeito tamponador do fluido de base aquosa (por exemplo, água do mar).

[0031] A quantidade do fluido de base aquosa a ser incluída em um exemplo de fluido de tratamento será dependente com base na concentração do agente quelante e o ácido necessários para atingir o propósito designado. Se a concentração necessária é menor, então a quantidade do fluido de base aquosa a ser incluída no fluido de tratamento é consequentemente maior. Em algumas modalidades, o fluido de base aquosa pode ser incluído no fluido de tratamento em uma quantidade que varia de um limite inferior de cerca de 0% em peso, 2% em peso, 5% em peso, 10% em peso, 15% em peso ou 20%, em peso para um limite superior de cerca de 80%, em peso, 75% em peso, 65% em peso, 60% em peso, 55% em peso, 50% em peso, 45% em peso, 40% em peso, 35% em peso, 30% em peso, 25% em peso no fluido de tratamento, e em que a concentração pode variar de qualquer limite inferior a um limite superior e engloba qualquer subconjunto entre os mesmos.

[0032] Um exemplo de limite superior para a quantidade de fluido de base aquosa a ser incluída em um fluido de tratamento é de cerca de 75% em peso. Em algumas modalidades altamente concentradas, a quantidade mínima de água necessária é próxima a ou cerca de 0% em peso. Uma faixa de concentração preferida pode ser de cerca de 35% a 55% em peso por volume do fluido de tratamento no tanque de mistura.

[0033] Opcionalmente, aditivos podem ser incluídos nos fluidos de tratamento de acidificação complexantes divulgados neste documento. Se desejado, os fluidos de tratamento formados de acordo com esta divulgação podem incluir aditivos que são compatíveis com o baixo pH dos fluidos de acidificação complexantes divulgados neste documento. Exemplos de aditivos adequados (quando eles são compatíveis neste pH baixo) são os seguintes: biocidas, inibidores de corrosão, sais, redutores de atrito, aditivos anti lodo, surfactantes e outros aditivos conhecidos para aqueles versados na técnica, podendo ser empregados com eficácia juntamente com os fluidos divulgados neste documento. Obviamente o aditivo ou aditivos específico(s) empregado(s) irão depender da natureza do tratamento, da natureza exata da composição, do tipo de formação, da temperatura de formação e outros fatores que implicam na preparação de um trabalho de acidificação de matriz.

[0034] Em algumas modalidades, os fluidos de tratamento de acidificação complexantes descritos neste documento podem ser misturados em um local remoto de um local de poço e enviados ao local de poço ou, em outras modalidades, os fluidos de tratamento podem ser misturados no local de poço. Em algumas modalidades, os fluidos de tratamento de acidificação complexantes podem ser misturados e bombeados instantaneamente (on-the- fly). No que diz respeito ao armazenamento e transporte de tais fluidos de tratamento, deve-se ter o cuidado de que o agente quelante só pode permanecer na solução no pH baixo do fluido por uma certa quantidade de tempo antes de começar a se cristalizar. Esta tendência a cristalização deve ser tomada em consideração no transporte ou armazenamento de um fluido de tratamento. Fluidos com uma molaridade mais baixa, por exemplo de 0,6 Molar, podem ser estáveis por um período mais longo de tempo do que aqueles fluidos com uma molaridade de 1 ou mais. Aquele versado na técnica da concepção de tais fluidos com o benefício desta divulgação será capaz de considerar estes fatores e determinar o mais adequado para um determinado trabalho: se mistura remoto ou mistura no local.

[0035] Os métodos da presente invenção para acidificação de matriz de uma porção de uma formação subterrânea penetrada por um poço podem incluir as seguintes etapas. Um fluido de tratamento de acidificação complexante é fornecido ou preparado, compreendendo um agente quelante de ácido aminopolicarboxílico, um fluido de base aquosa, um ácido, e opcionalmente, aditivos adicionais. Em seguida, pelo menos uma porção da formação subterrânea é posta em contato com o fluido de tratamento de acidificação complexante. Em algumas modalidades, o fluido grava a matriz de formação de modo a formar wormholes e/ou canais na matriz. Em algumas modalidades, a formação subterrânea pode ter uma temperatura de fundo de poço de até cerca de 325°F. Em algumas modalidades, o agente quelante no fluido de tratamento de acidificação complexante é capaz de reagir com os cátions metálicos (que resultam da dissolução de matriz), de modo a formar agentes de bloqueio agregados que impedem a perda de fluido para dentro da matriz, desviando o fluido de tratamento de acidificação complexante para os canais de modo a atingir uma penetração radial mais profunda. Penetração mais profunda é qualitativamente avaliada com base em um cálculo da quantidade de líquido injetado, profundidade da zona tratada e mineralogia/permeabilidade da matriz. Um modelo de "wormhole" conhecido na técnica pode ser utilizado para modelar isto; por exemplo, comparação dos tratamentos em amostras de núcleo, se for desejado.

[0036] Outro método divulgado neste documento compreende as etapas de: (a) fornecimento de um fluido de tratamento de acidificação complexante que compreende um agente quelante de ácido aminopolicarboxílico, um fluido de base aquosa, um ácido e opcionalmente aditivos adicionais; e (b) colocar uma porção da formação subterrânea em contato com o fluido de tratamento de acidificação complexante. Em algumas modalidades, o ácido no fluido de tratamento grava as superfícies de formação presentes na formação, de modo a proporcionar percursos condutores, incluindo os canais e wormholes, para que hidrocarbonetos fluam para a produção. A velocidade de gravação pode ser dependente da taxa de reação do ácido e da formação como relacionada a taxa de injeção. Em algumas modalidades, a formação subterrânea pode ter uma temperatura de fundo de poço de cerca de 250°F ou mais.

[0037] Um exemplo de um método apresentado neste documento compreende as seguintes etapas: fornecimento ou preparação de do fluido de tratamento de acidificação complexante que compreende: um agente quelante de ácido aminopolicarboxílico, um fluido de base aquosa, e um ácido, colocação do fluido de tratamento de acidificação complexante em uma matriz de formação subterrânea penetrada por um poço; permitindo que o ácido gere íons metálicos por dissolução da matriz de formação subterrânea; reação do agente quelante de ácido aminopolicarboxílico com os íons metálicos de modo a formar agregados; permitindo que os agregados liguem pelo menos algumas gargantas de poros na matriz de formação para desviar o fluido de tratamento de acidificação complexante a um canal principal diferente da porção de matriz em que as gargantas de poros estão ligadas.

[0038] Embora composições e métodos sejam descritos em termos de “compreendendo” vários componentes ou etapas, as composições e os métodos podem também “consistir essencialmente em” ou “consistir em” vários componentes e etapas. Quando "compreendendo"é usado em uma reivindicação, ele é aberto.

[0039] A menos que indicado de outra maneira, todos os números que expressam quantidades de componentes ou ingredientes, propriedades como peso molecular, condições de reação e assim por diante usadas na presente especificação e nas reivindicações associadas devem ser compreendidos como sendo modificados em todos os exemplos pelo termo “cerca de”. Consequentemente, a menos que indicado ao contrário, os parâmetros numéricos estabelecidos na seguinte especificação e nas reivindicações anexadas são aproximações que podem variar dependendo das propriedades desejadas a serem obtidas pela presente invenção. Pelo menos, e não como uma tentativa de limitar a aplicação da doutrina dos equivalentes ao escopo das reivindicações, cada parâmetro numérico deve, pelo menos, ser interpretado à luz do número de dígitos significativos relatados e aplicando as técnicas de arredondamento comuns.

[0040] As modalidades divulgadas neste documento incluem métodos compreendendo estas etapas em qualquer ordem e em qualquer combinação: fornecimento ou preparação do fluido de tratamento de acidificação complexante que compreende: um agente quelante de ácido aminopolicarboxílico, um fluido de base aquosa, e um ácido, colocando o fluido de tratamento de acidificação complexante em uma matriz de formação subterrânea penetrada por um poço; permitindo que o ácido gere cations metálicos por dissolução da matriz da formação subterrânea; reação do agente quelante de ácido aminopolicarboxílico com os cátions metálicos de modo a formar, pelo menos, uma pluralidade de agentes de bloqueio agregados; permitindo que os agentes de bloqueio agregados desviem o fluido de tratamento de acidificação complexante a um canal principal na matriz de formação subterrânea que é distinta de um wormhole na matriz de formação subterrânea.

[0041] As modalidades divulgadas neste documento incluem métodos compreendendo estas etapas em qualquer ordem e em qualquer combinação: fornecimento ou preparação de um fluido de tratamento de acidificação complexante que compreende: um agente quelante de ácido aminopolicarboxílico, um fluido de base aquosa, e um ácido, colocando o fluido de tratamento de acidificação complexante em uma matriz de formação subterrânea penetrada por poço; permitindo que o ácido gere cátions metálicos por dissolução da matriz de formação subterrânea; reagindo o agente quelante de ácido aminopolicarboxílico com os cátions metálicos de modo a formar, pelo menos, uma pluralidade de agentes de bloqueio agregados; permitindo que os agentes de bloqueio agregados PLUG pelo menos algumas gargantas de poros na matriz de formação.

[0042] As modalidades divulgadas neste documento incluem fluidos de tratamento de acidificação complexante contendo estes componentes em qualquer ordem e em qualquer combinação: Um fluido de tratamento de acidificação complexante compreendendo: um agente quelante de ácido aminopolicarboxílico, um fluido de base aquosa, e um ácido, em que o fluido de tratamento de acidificação complexante tem um pH de menos do que cerca de 2.

[0043] Em qualquer das modalidades descritas neste documento, o ácido pode incluir qualquer ácido que pode gerar um valor de pH de dois (2) ou inferior tendo em conta os outros componentes no fluido de tratamento de acidificação complexante; ácido hidroclorídrico; ácido fórmico; ácido metanossulfônico; ácido monocloroacético; ácido dicloroacético; ácido tricloroacético; ácido trifluoroacético; ácido acético; ácido sulfônico; e qualquer combinação dos mesmos.

[0044] Em qualquer das modalidades descritas neste documento, o agente quelante compreende um agente quelante selecionado a partir do grupo consistindo de: ácido glutamínico, ácido diacético, ácido diacético metilglicina, ácido diacético ββ-alanina, ácido etilenodiaminodisuccínico, ácido S,S-etilenodiaminodisuccínico, ácido iminodisuccínico, ácido hidroxi- iminodisuccínico, ácidos disuccínicos poliamino, N-bis[2-(1,2- dicarboxietoxi)etil]glicina, ácido aspártico N-bis[2-(1,2-dicarboxietoxi)etil], N-bis[2-(1,2-dicarboxietoxi)etil]metilglicina, N-tris[(1,2- dicarboxietoxi)etil]amina, N-bis[2-(carboximetoxi)etil]glicina, N-bis[2- (metilcarboximetoxi)etil]glicina, ácido metiliminodiacético-N, ácido iminodiacético, ácido iminodiacético N-(2-acetamido), ácido iminodiacético hidroximetil, ácido succínico 2-(2-carboxietilamino), ácido succínico 2-(2- carboximetilamino), ácido disuccínico dietilenotriamina-N,N”, ácido disuccínico trietilenotetramina-N,N’”, ácido disuccínico 1,6- hexametilenediamina-N,N’, ácido disuccínico tetraetilenopentamina-N,N””, ácido disuccínico 2-hidroxipropileno-1,3-diamina-N,N’, 1,2- propilenediamina-N,N’, ácido disuccínico 1,3-propilenodiamina-N,N’, cis- ciclohexanediamina-N,N’-ácido disuccínico, trans-ciclohexanadiamina-N,N’- ácido disuccínico, etilenebis(oxietilenenitrilo)-N,N’-ácido disuccínico, ácido glucoheptanóico, ácido cisteico-N,N-ácido diacético, ácido cisteico-N-ácido monoacético, alanine-N-ácido monoacético, N-(3-hidroxisuccinil) ácido aspártico, N-[2-(3-hidroxisuccinil)]-L-serina, ácido aspártico-N,N-ácido diacético, ácido aspártico-N-ácido monoacético, ácido propilenediaminetetraacético, ácido hidroxietiliminodiacético, ácido difenilaminesulfônico, hidroxamatos, ácido piridinecaroboxilico, qualquer sal destes, qualquer derivado destes ou qualquer combinação destes em uma faixa de pH de 0 a 2.

[0045] Em qualquer uma das modalidades descritas neste documento, a concentração do agente quelante no fluido de tratamento pode variar entre cerca de 0,1% a cerca de 40% do fluido de tratamento em peso.

[0046] Em qualquer das modalidades descritas neste documento, o fluido de base aquosa compreende um fluido selecionado de entre o grupo consistindo de: água fresca, água acidificada, água salgada, água do mar, salmoura, uma solução aquosa saturada de sal, uma solução salina aquosa, uma solução não saturada de sal, um glicol, um éter de glicol e qualquer combinação dos mesmos.

[0047] Em qualquer das modalidades descritas neste documento, o fluido de base aquosa está presente em uma quantidade de até cerca de 75% em peso do fluido de tratamento.

[0048] Em qualquer das modalidades descritas neste documento, o fluido de tratamento de acidificação complexante compreende ainda um aditivo selecionado dentre o grupo consistindo de: um biocida, um inibidor de corrosão, um sal, um redutor de atrito, um aditivo anti lodo, um surfactante e qualquer combinação dos mesmos.

[0049] Em várias modalidades, são descritos sistemas configurados para fornecimento dos fluidos de tratamento de acidificação complexantes descritos neste documento para um local de fundo do poço. Em várias modalidades, os sistemas podem compreender uma bomba acoplada hidraulicamente a um tubular, o tubular contendo um fluido de tratamento de acidificação complexante da presente invenção que compreende um agente quelante de ácido aminopolicarboxílico, um fluido de base aquosa, um ácido, e, opcionalmente, aditivos adicionais. Em alguns casos, o tubular pode incluir uma tubulação enrolada.

[0050] A bomba pode ser uma bomba de alta pressão em algumas modalidades. Como utilizado neste documento, o termo "bomba de alta pressão"se refere a uma bomba que é capaz de fornecer um fluido no fundo de poço a uma pressão de cerca de 1000 psi ou maior. Uma bomba de alta pressão pode ser usada quando é desejado introduzir o fluido de tratamento de acidificação complexante em uma formação subterrânea a ou acima de um gradiente de fratura da formação subterrânea, podendo também ser usada nos casos em que fraturamento não é desejado. Em geral, estes fluidos de tratamento provavelmente não serão injetados a pressões acima do gradiente de fratura. Em algumas modalidades, a bomba de alta pressão pode ser capaz de transmitir de forma fluida os fluidos de tratamento de acidificação complexantes para dentro da formação subterrânea. Bombas de alta pressão adequadas serão reconhecidas por aqueles versados na técnica e podem incluir, mas não estão limitadas a, bombas de pistão flutuante e bombas de deslocamento positivo.

[0051] Em outras modalidades, a bomba pode ser uma bomba de baixa pressão. Como utilizado neste documento, o termo "bomba de baixa pressão"se refere a uma bomba que opera a uma pressão de cerca de 1000 psi ou menos. Em algumas modalidades, uma bomba de baixa pressão pode ser acoplada de modo fluido a uma bomba de alta pressão que está acoplada de modo fluido ao tubular. Isto é, em tais modalidades, a bomba de baixa pressão pode ser configurada para transportar o fluido de tratamento para a bomba de alta pressão. Em tais modalidades, a bomba de baixa pressão pode "reforçar"a pressão do fluido de tratamento antes que ele atinja a bomba de alta pressão.

[0052] Em algumas modalidades, os sistemas descritos neste documento podem ainda compreender um tanque de mistura (por exemplo, 106 na Figura 1) que está a montante da bomba, e onde os fluidos de tratamento de acidificação complexantes podem ser formulados. Em várias modalidades, a bomba (por exemplo, uma bomba de baixa pressão, uma bomba de alta pressão ou uma combinação das mesmas) pode transmitir o fluido de tratamento do tanque de mistura ou outra fonte do fluido de tratamento para o tubular. Em outras modalidades, no entanto, o fluido de tratamento pode ser formulado fora do local e transportado para um local de trabalho, em cujo caso o fluido de tratamento pode ser introduzido no tubular através da bomba diretamente de seu recipiente de transporte (por exemplo, um caminhão, um vagão, uma barcaça ou afins) ou de uma tubulação de transporte. Seja qual caso, o fluido de tratamento pode ser extraído para a bomba, elevado até uma pressão apropriada e, então, introduzido no tubular para distribuição no fundo de poço.

[0053] A FIGURA 3 mostra um esquema ilustrativo de um sistema que pode fornecer fluidos de tratamento de acidificação complexantes divulgados neste documento a um local de fundo de poço, de acordo com uma ou mais modalidades. Deve ser notado que, embora a FIGURA 3 represente, em geral, um sistema baseado em terra, deve ser reconhecido que sistemas semelhantes também podem ser operados em locais marítimos. Como representado na FIGURA 3, o sistema 3 pode incluir o tanque de mistura 310, em que um fluido de tratamento de acidificação complexante pode ser formulado. O fluido de tratamento de acidificação complexante pode ser transportado por meio da linha 312 para a cabeça de poço 314, onde o fluido de tratamento entra no tubular 316, o tubular 316 estendendo-se a partir da cabeça de poço 314 para dentro de uma formação subterrânea 318. Ao ser expulso do tubular 316, o fluido de tratamento de acidificação complexante pode posteriormente penetrar na formação subterrânea 318. A bomba 320 pode ser configurada para elevar a pressão do fluido de tratamento a um grau desejado antes da sua introdução no tubular 316. Deve ser reconhecido que sistema 300 é meramente exemplar em sua natureza e diversos componentes adicionais que não necessariamente foram representados na FIGURA 3 por motivos de clareza podem estar presentes. Componentes adicionais não limitantes que podem estar presentes incluem, mas não estão limitados a, funis de abastecimento, válvulas, condensadores, adaptadores, articulações, manômetros, sensores, compressores, controladores de pressão, sensores de pressão, controladores de taxa de fluxo, sensores de taxa de fluxo, sensores de temperatura e afins.

[0054] Embora não representado na FIGURA 3, os fluidos de tratamento de acidificação complexantes podem, em algumas modalidades, fluir de volta a cabeça de poço 314 e sair da formação subterrânea 318. Em algumas modalidades, os fluidos de tratamento de acidificação complexantes que fluíram de volta para a cabeça de poço 314 podem posteriormente ser recuperados e circulados novamente para formação subterrânea 318. Em algumas modalidades, os fluidos de tratamento de acidificação complexantes podem ser reciclados, se o ácido e/ou o agente quelante não tiverem sido completamente gastos.

[0055] Também deve ser reconhecido que os fluidos de tratamento divulgados podem direta ou indiretamente afetar os vários equipamentos e ferramentas de fundo de poço que podem entrar em contato com os fluidos de tratamento durante a operação, pelo menos parcialmente, devido ao baixo pH dos fluidos de tratamento de poço. Tais equipamentos e ferramentas podem incluir, mas não estão limitados a, tubos de revestimento de poço (casings), liner de poço, coluna de completação, colunas de inserção, coluna de perfuração, tubulação enrolada, slickline, cabos de perfilagem (wireline), tubulação de perfuração, colares de perfuração, motores de lama, motores e/ou bombas de fundo de poço, motores e/ou bombas de superfície, centralizadores, equipamento para turbolização, raspadores, flutuadores (por exemplo, sapatas, colares, válvulas, etc.), ferramentas de perfilagem e equipamento de telemetria relacionados, acionadores (por exemplo, dispositivos eletromecânicos, dispositivos hidromecânicos etc.), luvas, luvas de produção, tampões, telas, filtros, dispositivos de controle de fluxo (por exemplo, dispositivos de controle de entrada, dispositivos de controle de entrada autônoma, dispositivos de controle de vazão, etc.), acopladores (por exemplo, conector molhado eletrohidráulico, conector seco, acoplador indutivo, etc.), linhas de controle (por exemplo, elétrica, fibra óptica, hidráulica, etc.), linhas de vigilância, brocas e alargadores, sensores ou sensores distribuídos, trocadores de calor de fundo do poço, válvulas e dispositivos de acionamento correspondentes, vedantes de ferramentas, embaladores, tampões de cimento e outros dispositivos de isolamento do poço, ou componentes e afins. Qualquer um destes componentes pode ser incluído nos sistemas descritos de modo geral acima e representados na FIGURA 3.

[0056] Uma ou mais modalidades ilustrativas que incorporam os fluidos de tratamento de acidificação complexantes descritos neste documento são apresentados a seguir. Nem todas as características de uma implementação real são descritas ou mostradas nesta aplicação por uma questão de clareza. É compreendido que no desenvolvimento de uma modalidade real que incorpora os fluidos de tratamento de acidificação complexantes, inúmeras decisões específicas da implementação devem ser tomadas para alcançar as metas do desenvolvedor, tais como conformidade com restrições relacionadas ao sistema, relacionadas ao negócio, relacionados ao governo e outras restrições as quais variam por implementação e de tempos em tempos. Embora os esforços de um desenvolvedor possam ser complexos e demorados, tais esforços seriam, no entanto, um empreendimento de rotina para aqueles versados nesta técnica tendo o benefício desta divulgação.

[0057] As modalidades divulgadas neste documento incluem: A. Um método que compreende o fornecimento ou preparação de um fluido de tratamento de acidificação complexante com uma concentração de ácido de cerca de 0,6 molar. Em que o fluido de tratamento de acidificação complexante compreende: um agente quelante de ácido aminopolicarboxílico, um fluido de base aquosa e um ácido. Em seguida, colocação do fluido de tratamento de acidificação complexante em uma matriz de formação subterrânea penetrada por um poço e permitindo que o ácido gere cátions metálicos por dissolução da matriz de formação subterrânea. Reação do agente quelante de ácido aminopolicarboxílico com os cátions metálicos de modo a formar, pelo menos uma pluralidade de agentes de bloqueio agregados. Permissão de que os agentes de bloqueio agregados desviem o fluido de tratamento de acidificação complexantes a um canal principal na matriz de formação subterrânea que é distinta do wormhole na matriz de formação subterrânea. B. Um método que compreende o fornecimento ou a preparação de um fluido de tratamento de acidificação complexante com um pH de cerca de 2 ou menos. Em que o fluido de tratamento de acidificação complexante compreende: um agente quelante de ácido aminopolicarboxílico, um fluido de base aquosa e um ácido. Em seguida, colocação do fluido de tratamento de acidificação complexante em uma matriz de formação subterrânea penetrada por um poço, permitindo que o ácido gere cátions metálicos por dissolução da matriz de formação subterrânea. E então reagindo o agente quelante de ácido aminopolicarboxílico com os cátions metálicos de modo a formar, pelo menos, uma pluralidade de agentes de bloqueio agregados; permitindo que os agentes de bloqueio agregados PLUG pelo menos algumas gargantas de poros na matriz de formação. C. Um método que compreende o fornecimento ou a preparação de um fluido de tratamento de acidificação complexante com um pH de cerca de 2 ou menos. Em que o fluido de tratamento de acidificação complexante compreende: um agente quelante de ácido aminopolicarboxílico, um fluido de base aquosa e um ácido. Em seguida, colocação do fluido de tratamento de acidificação complexante em uma matriz de formação subterrânea penetrada por um poço, permitindo que o ácido gere cátions metálicos por dissolução da matriz de formação subterrânea. Em seguida, reação do agente quelante de ácido aminopolicarboxílico com os cátions metálicos de modo a formar, pelo menos, uma pluralidade de agentes de bloqueio agregados; permitindo que o os agentes de bloqueio agregados reduzam a perda do fluido de tratamento de acidificação complexante na matriz de formação subterrânea na proximidade de um canal principal. D. Um fluido de tratamento de acidificação complexante compreendendo: um agente quelante de ácido aminopolicarboxílico, um fluido de base aquosa, e um ácido, em que o fluido de tratamento de acidificação complexante tem um pH de menos do que cerca de 2. E. Um sistema compreendendo: um tanque de mistura, o tanque de mistura contendo um fluido de tratamento de acidificação complexante que compreende um agente quelante de ácido aminopolicarboxílico, um fluido de base aquosa e um ácido, e em que o fluido de tratamento de acidificação complexante tem um pH de menos de cerca de 2; uma cabeça de poço; e uma tubulação que define pelo menos um orifício através do qual o fluido de tratamento de acidificação complexante pode introduzir uma matriz de formação subterrânea.

[0058] Cada uma das modalidades A, B, C, D e E pode ter um ou mais dos seguintes elementos adicionais em qualquer combinação:

[0059] Elemento 1: em que o ácido compreende um ácido selecionado do grupo consistindo de: um ácido que pode gerar um valor de pH de dois (2) ou inferior tendo em conta os outros componentes no fluido de tratamento de acidificação complexante; ácido hidroclorídrico; ácido fórmico; ácido metanossulfônico; ácido monocloroacético; ácido dicloroacético; ácido tricloroacético; ácido trifluoroacético; ácido acético; ácido sulfônico; e qualquer combinação dos mesmos.

[0060] Elemento 2: em que o agente quelante compreende um agente quelante selecionado a partir do grupo consistindo de: ácido glutamínico, ácido diacético, ácido diacético metilglicina, ácido diacético ββ-alanina, ácido etilenodiaminodisuccínico, ácido S,S-etilenodiaminodisuccínico, ácido iminodisuccínico, ácido hidroxi-iminodisuccínico, ácidos disuccínicos poliamino, N-bis[2-(1,2-dicarboxietoxi)etil]glicina, ácido aspártico N-bis[2- (1,2-dicarboxietoxi)etil], N-bis[2-(1,2-dicarboxietoxi)etil]metilglicina, N- tris[(1,2-dicarboxietoxi)etil]amina, N-bis[2-(carboximetoxi)etil]glicina, N- bis[2-(metilcarboximetoxi)etil]glicina, ácido metiliminodiacético-N, ácido iminodiacético, ácido iminodiacético N-(2-acetamido), ácido iminodiacético hidroximetil, ácido succínico 2-(2-carboxietilamino), ácido succínico 2-(2- carboximetilamino), ácido disuccínico dietilenotriamina-N,N”, ácido disuccínico trietilenotetramina-N,N’”, ácido disuccínico 1,6- hexametilenediamina-N,N’, ácido disuccínico tetraetilenopentamina-N,N””, ácido disuccínico 2-hidroxipropileno-1,3-diamina-N,N’, 1,2- propilenediamina-N,N’, ácido disuccínico 1,3-propilenodiamina-N,N’, cis- ciclohexanediamina-N,N’-ácido disuccínico, trans-ciclohexanadiamina-N,N’- ácido disuccínico, etilenebis(oxietilenenitrilo)-N,N’-ácido disuccínico, ácido glucoheptanóico, ácido cisteico-N,N-ácido diacético, ácido cisteico-N-ácido monoacético, alanine-N-ácido monoacético, N-(3-hidroxisuccinil) ácido aspártico, N-[2-(3-hidroxisuccinil)]-L-serina, ácido aspártico-N,N-ácido diacético, ácido aspártico-N-ácido monoacético, ácido propilenediaminetetraacético, ácido hidroxietiliminodiacético, ácido difenilaminesulfônico, hidroxamatos, ácido piridinecaroboxilico, qualquer sal destes, qualquer derivado destes ou qualquer combinação destes em uma faixa de pH de 0 a 2.

[0061] Elemento 3: em que a concentração do agente quelante no fluido de tratamento pode variar entre cerca de 0,1% a cerca de 40% do fluido de tratamento em peso.

[0062] Elemento 4: em que o fluido de base aquosa compreende um fluido selecionado dentre o grupo que consiste em: água fresca, água acidificada, água salgada, água do mar, salmoura, uma solução aquosa saturada de sal, uma solução salina aquosa, uma solução não saturada de sal, um glicol, um éter de glicol e qualquer combinação dos mesmos.

[0063] Elemento 5: em que o fluido de base aquosa está presente em uma quantidade de até cerca de 75% em peso do fluido de tratamento.

[0064] Elemento 6: em que o fluido de tratamento de acidificação complexante compreende ainda um aditivo selecionado dentre o grupo que consiste em: um biocida, um inibidor de corrosão, um sal, um redutor de atrito, um aditivo anti lodo, um surfactante e qualquer combinação dos mesmos.

[0065] Embora qualquer combinação do exemplificado acima seja aqui especificamente contemplada por meio de exemplos não limitativos, exemplos de combinações aplicáveis a A, B, C incluem: A, B, C, D, ou E com 1 e 2; A, B, C, D, ou E, com 1 e 3; e A, B, C, D ou E com 2 e 3.

[0066] Para facilitar um entendimento melhor da presente invenção, os seguintes exemplos de modalidades preferenciais ou representativas são dados. De forma nenhuma os seguintes exemplos devem ser lidos para limitar, ou definir o escopo da invenção.

EXEMPLOS Experimento 1

[0067] As soluções foram misturadas utilizando a seguinte ordem de mistura: uma solução de 40% de agente quelante MGDA concentrado foi diluída com aproximadamente 90% do volume total de água, e em seguida, acidificada com HCl concentrado até ao pH desejado, e em seguida, finalizou- se a diluição com água até o volume final. A Figura 2 mostra, por ilustração, as etapas do fluido n°6 que foram feitas e como se pareciam visualmente durante a progressão das diferentes fases do experiemento. A primeira imagem na extrema esquerda da Figura 2 mostra solução n° 6 no início, antes das adições. Este é um líquido transparente, e o pH era 0. Na segunda figura, CaCO3 foi adicionado, obtendo um fluido mais turvo, como mostrado, com um pH de 1,3. A adição do pó de CaCOs a solução n° 6 e as outras soluções foi feita na seguinte ordem (para solução número 5 na Tabela 1 abaixo): 10 g de CaCO3, tempo de atraso de 30 minutos, 5 g de CaCO3 adicionado, segundo período de atraso de 10 minutos, 1 g de CaCO3 adicionado, período de atraso de 10 minutos, 1 g de CaCO3 adicionado, período de atrasado de 10 min, 0,0584 g CaCO3adicionado. Turvação persistente para a solução n°6 foi observada, como mostrado na segunda foto da esquerda da Figura 2. Neste ponto, a adição de CaCO3 foi interrompida, e solução de 50% de NaOH foi adicionada para aumentar o pH. Para a solução n°6, uma observação visual determinou que a solução tornou-se ainda mais turva, chegando a um branco opaco/rosa (com precipitação alta observada no pH de 2) a partir do pH de partida de 1,07 a quase um pH de 5. Isto é mostrado na terceira e quarta figuras a partir da esquerda na Figura 2 para a solução de n°6. Depois de 1-2 minutos, a solução tornou-se transparente, aproximadamente a um pH de 5 a 5,5, como mostrado na quinta figura a partir da figura esquerda na Figura 2. Para a solução 6, um total de cerca de 16 ml de NaOH durante um período de 15 a 20 minutos foi utilizado para atingir o pH de 5,45. Alguma turvação foi observada na solução final (como mostrado a primeira imagem do lado direito na Figura 2 para a solução n°6), após ter sido deixada em repouso durante um curto período de tempo (aproximadamente 30 minutos) após a mistura ter sido interrompida. O pH manteve-se o mesmo durante esta transição. Esta transição é também apresentada na Figura 2. Foi observado durante o teste da solução n°6 que o aumento da quantidade de cálcio parece conduzir a um maior desenvolvimento da precipitação durante a fase de transição (ver as terceira e quarta imagens a partir da esquerda na Figura 2). Observou-se também que qualquer precipitação pode ser removida tanto pelo controle de pH ou por diluição com água.

[0068] A Tabela mostra a especificidade dos fluidos testados, incluindo a solução n°6 mostrada na Figura 2. Tabela 1

Experimento 2 - Teste de Perda de Filtro

[0069] Os testes foram realizados em um aparelho de permeabilidade Fann (n° de série 206845). O teste foi realizado com 50 psi de pressão à temperatura ambiente. Discos de filtro de 5 e 10 microns foram utilizados para determinar a eficiência de filtragem de exemplos de fluidos de acidificação complexantes como divulgado neste documento. Os testes foram realizados para determinar quanto tempo levou para 100 mL da solução 1 ou solução 2 atravessarem completamente/PLUG off cada disco de filtragem. As medições de massa foram obtidas antes e depois para cada disco determinar a quantidade do quanto filtrado foi capturado por cada filtro. As tabelas 2, 3 e 4 abaixo ilustram as observações. Tabela 2 - Filtração de 10 mícrons

[0070] Em relação à Tabela 2, a observação visual foi de que o filtro surgiu limpo após o teste e a solução reteve sua cor e turvação iniciais. Tabela 3-5 Filtração de Micron

[0071] Em relação à Tabela 3, a observação visual foi de que o filtro surgiu limpo após o teste e a solução reteve sua cor e turvação iniciais. Tabela 4-5 Filtração de Micron

[0072] Em relação à Tabela 4, a observação visual foi de que uma torta de filtro de cerca de ^” se formou no disco. O fluido ficou transparente após a filtragem.

Experimento 3 - Análise de Tamanho de Partícula

[0073] As duas soluções filtradas diferentes (Fluido n°5 como filtrado pelos filtros de 5 e 10 microns no Teste de Perda de Filtro acima) foram diluídos com 50/50 de água milliQ de osmose inversa para fins de teste para verificar o tamanho de partícula na solução final. Um instrumento de espalhamento de luz dinâmico Malvern Zetasizer Modelo ZEN3600 foi utilizado para medir o tamanho de partícula a temperatura ambiente. O fluido n°7 foi filtrado e foi executado sem diluição no instrumento de espalhamento de luz dinâmico para observar o desenvolvimento do tamanho de partículas ao longo do tempo. Observou-se que o tamanho das partículas diminuiu com o decorrer do tempo com o fluido em repouso. Figuras 4a e 4b indicam os dados observados para o Fluido 5 através do disco de 10 microns e do disco de 5 microns, respectivamente. A Figura 5 ilustra a distribuição de tamanho de partícula por volume.

Experimento 4 - Plugging de Núcleo de Aloxite/Experimentos de Recuperação

[0074] Um núcleo Aloxite altamente permeável (~ 1,250 mD) com uma porosidade medida de 11,24% (volume de 23,139 mL) foi plugged com os agentes de bloqueio agregados para compreender melhor o tamanho de poro e a dinâmica de fluidos através de um núcleo essencialmente não reativo. Através da medição do tamanho das partículas, foi determinado que estes agentes poderiam ser ou incluir nanopartículas. O fluido 1 acima foi preparado, sendo fluído através do núcleo de Aloxite após a permeabilidade de salmoura pré-tratamento e estável ter sido determinada. O fluxo foi continuado até que o núcleo essencialmente tinha sido plugged, o que foi perto de uma permeabilidade de cerca de 0,152 mD. Isto foi determinado por uma mudança na pressão diferencial através do núcleo. Neste ponto, o núcleo foi removido, seco e pesado para determinar a quantidade de agentes de bloqueio agregados que persistiram/permaneceram no núcleo após o tratamento/fase plugging.

[0075] Após a secagem, a massa do núcleo foi medida e um ganho de massa de 9,4822 g foi indicado. Acredita-se que isto foi devido a agentes de bloqueio de agregados plugging as gargantas de poro no interior do núcleo. Isto é interessante porque o núcleo foi plugged sem o volume total de poros sendo preenchidos, por conseguinte, indicando uma capacidade do agente bloqueador agregado para plug gargantas de poros no núcleo.

[0076] Para explorar a possibilidade da funcionalidade dos agentes de bloqueio agregados, um outro núcleo Aloxite foi escolhido com porosidade semelhante, mas com uma permeabilidade mais baixa (~600 mD). O mesmo procedimento foi seguido de antes, onde as nanopartículas foram fluídas a 125°F até que o núcleo plugged como determinado a partir do aumento na pressão diferencial e/ou permeabilidade reduzida. Ao plugging, o núcleo foi deixado a permanecer à temperatura durante 30 minutos, altura em que 3% de KCl foi fluído. Em menos de um minuto o núcleo começou a unplug dramaticamente e em cerca de 35 minutos a recuperação se aproximava de cerca de 50% da permeabilidade original do núcleo não tratado. Fluxo de recuperação da salmoura foi continuado, e com um adicional de 40 minutos, 100% da permeabilidade inicial retornou.

[0077] Os resultados parecem indicar a capacidade dos agentes de bloqueio agregados de ser limpos para fora do núcleo, sem o auxílio de qualquer disjuntor ou produtos químicos adicionais, o que é uma vantagem em relação às técnicas tradicionais de controle de perda de fluidos que envolvem géis. Isto evidencia o fato de que uma descarga típica ou produção de água de formação irá remover os agentes de bloqueio agregados bloqueando a permeabilidade natural da formação a ser tratada.

[0078] Portanto, a presente invenção é bem adaptada para alcançar os fins e vantagens mencionados bem como aqueles inerentes à mesma. As modalidades particulares divulgadas acima são meramente ilustrativas, já que a presente invenção pode ser modificada e colocada em prática de maneiras diferentes, porém equivalentes, por aqueles versados na técnica a partir dos ensinamentos encontrados neste documento. Além disso, nenhuma limitação é pretendida aos detalhes de construção ou projeto mostrados neste documento, que não as descritas nas reivindicações abaixo. Assim, é evidente que as modalidades ilustrativas específicas divulgadas acima podem ser alteradas, combinadas ou modificadas e que todas essas variações são consideradas parte do escopo e do espírito da presente invenção. A invenção ilustrativamente divulgada neste documento devidamente pode ser praticada na ausência de qualquer elemento que não é especificamente divulgado neste documento e/ou qualquer elemento opcional divulgado neste documento. Embora composições e métodos sejam descritos em termos de “compreendendo”, “contendo” ou “incluindo” vários componentes ou etapas, as composições e os métodos podem também “consistir essencialmente em” ou “consistir em” vários componentes e etapas. Todos os números e faixas divulgadas acima podem variar em alguma quantidade. Sempre que uma faixa numérica com um limite inferior e um limite superior for divulgada, qualquer número e qualquer faixa incluída caindo dentro da faixa é especificamente divulgado. Em particular, toda faixa de valores (da forma, “a partir de cerca de a a cerca de b”, ou, equivalentemente, “a partir de aproximadamente a a b” ou, equivalentemente, “a partir de aproximadamente a-b”) divulgada aqui será compreendida como estabelecendo todo número e faixa abrangidos dentro da faixa mais ampla de valores. Além disso, os termos nas reivindicações têm seu significado claro e comum, a menos que definido de outra maneira explicitamente e claramente pelo titular da patente. Além disso, os artigos indefinidos "um/uma” ou “uns/umas”, conforme utilizados nas reivindicações, são definidos neste documento de modo que se refiram a um ou mais dos elementos que introduzem. Se houver qualquer conflito nos usos de uma palavra ou um termo neste relatório descritivo e uma ou mais patentes ou outros documentos que podem ser incorporados aqui por referência, as definições que são consistentes com este relatório descritivo devem ser adotadas.

Claims

1. Método para utilização de fluidos de tratamento de acidificação complexantes, caracterizadopelo fato de compreender: fornecer ou preparar um fluido de tratamento de acidificação complexante com pH de 2 ou menos, o fluido de tratamento de acidificação complexante compreendendo: um agente quelante de ácido aminopolicarboxílico, um sal do mesmo ou um derivado do mesmo, um fluido de base aquosa; e um ácido tendo uma concentração de pelo menos 0,6 Molar no fluido de tratamento de acidificação complexante; colocar do fluido de tratamento de acidificação complexante em uma matriz de formação subterrânea de carbonato penetrada por um poço; permitir que o ácido em uma primeira porção do fluido de tratamento gere cátions metálicos por dissolução de uma primeira porção da matriz de formação subterrânea; reagir o agente quelante de ácido aminopolicarboxílico na primeira porção do fluido de tratamento com os cátions metálicos de modo a formar pelo menos uma pluralidade de agentes de bloqueio agregados no wormhole dentro da matriz de formação subterrânea de carbonato; e permitir que a pluralidade dos agentes de bloqueio agregados para desviar uma segunda porção do fluido de tratamento de acidificação complexantes a um canal principal em uma segunda porção da matriz de formação subterrânea de carbonato que é distinta do wormholes.

2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizadopelo fato de que compreende um ácido selecionado do grupo que consiste de: um ácido que pode gerar um valor de pH de2 ou inferior no fluido de tratamento de acidificação complexante; ácido hidroclorídrico; ácido fórmico; ácido metanossulfônico; ácido monocloroacético; ácido dicloroacético; ácido tricloroacético; ácido trifluoroacético; ácido acético; ácido sulfônico; e qualquer combinação dos mesmos.

3. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o agente quelante de ácido aminopolicarboxílico compreende um agente quelante selecionado a partir do grupo que consiste de: ácido glutamínico, ácido diacético, ácido diacético metilglicina, ácido diacético ββ- alanina, ácido etilenodiaminodisuccínico, ácido S,S- etilenodiaminodisuccínico, ácido iminodisuccínico, ácido hidroxi- iminodisuccínico, ácidos disuccínicos poliamino, N-bis[2-(1,2- dicarboxietoxi)etil]glicina, ácido aspártico N-bis[2-(1,2-dicarboxietoxi)etil], N-bis[2-(1,2-dicarboxietoxi)etil]metilglicina, N-tris[(1,2- dicarboxietoxi)etil]amina, N-bis[2-(carboximetoxi)etil]glicina, N-bis[2- (metilcarboximetoxi)etil]glicina, ácido metiliminodiacético-N, ácido iminodiacético, ácido iminodiacético N-(2-acetamido), ácido iminodiacético hidroximetil, ácido succínico 2-(2-carboxietilamino), ácido succínico 2-(2- carboximetilamino), ácido disuccínico dietilenotriamina-N,N”, ácido disuccínico trietilenotetramina-N,N’”, ácido disuccínico 1,6- hexametilenediamina-N,N’, ácido disuccínico tetraetilenopentamina-N,N””, ácido disuccínico 2-hidroxipropileno-1,3-diamina-N,N’, 1,2- propilenediamina-N,N’, ácido disuccínico 1,3-propilenodiamina-N,N’, cis- ciclohexanediamina-N,N’-ácido disuccínico, trans-ciclohexanadiamina-N,N’- ácido disuccínico, etilenebis(oxietilenenitrilo)-N,N’-ácido disuccínico, ácido glucoheptanóico, ácido cisteico-N,N-ácido diacético, ácido cisteico-N-ácido monoacético, alanine-N-ácido monoacético, N-(3-hidroxisuccinil) ácido aspártico, N-[2-(3-hidroxisuccinil)]-L-serina, ácido aspártico-N,N-ácido diacético, ácido aspártico-N-ácido monoacético, ácido propilenediaminetetraacético, ácido hidroxietiliminodiacético, ácido difenilaminesulfônico, hidroxamatos, ácido piridinecaroboxilico, qualquer sal destes, qualquer derivado destes ou qualquer combinação destes em uma faixa de pH de 0 a 2.

4. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que em que a concentração do agente quelante de ácido aminopolicarboxílico no fluido de tratamento de acidificação complexante varia entre 0,1% a 40% em peso do fluido de tratamento de acidificação complexante.

5. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de base aquosa compreende um fluido selecionado dentre o grupo que consiste em: água fresca, água acidificada, água salgada, água do mar, salmoura, uma solução aquosa saturada de sal, uma solução salina aquosa, uma solução não saturada de sal, um glicol, um éter de glicol e qualquer combinação dos mesmos.

6. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de base aquosa está presente em uma quantidade de até 75% em peso do fluido de tratamento de acidificação complexante.

7. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de tratamento de acidificação complexante compreende ainda um aditivo selecionado dentre o grupo que consiste em: um biocida, um inibidor de corrosão, um sal, um redutor de atrito, um aditivo anti lodo, um surfactante e qualquer combinação dos mesmos.

8. Método para utilização de fluidos de tratamento de acidificação complexantes, caracterizado pelo fato de compreender: fornecer ou preparar um fluido de tratamento de acidificação complexante com um pH de 2 ou menos, o fluido de tratamento de acidificação complexante compreendendo: um agente quelante de ácido aminopolicarboxílico, um sal do mesmo ou um derivado do mesmo, um fluido de base aquosa; e um ácido, colocar o fluido de tratamento de acidificação complexante em uma matriz de formação subterrânea de carbonato penetrada por um poço; permitir que o ácido gere cátions metálicos por dissolução da matriz de formação subterrânea de carbonato; reagir o agente quelante de ácido aminopolicarboxílico com os cátions metálicos de modo a formar pelo menos uma pluralidade de agentes de bloqueio agregados em wormhole dentro da matriz de formação subterrânea de carbonato; e permitir que os agentes de bloqueio agregados plug, pelo menos, algumas gargantas de poros na matriz de formação.

9. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que compreende um ácido selecionado do grupo que consiste de: um ácido que pode gerar um valor de pH de 2 ou inferior no fluido de tratamento de acidificação complexante; ácido hidroclorídrico; ácido fórmico; ácido metanossulfônico; ácido monocloroacético; ácido dicloroacético; ácido tricloroacético; ácido trifluoroacético; ácido acético; ácido sulfônico; e qualquer combinação dos mesmos.

10. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o agente quelante de ácido aminopolicarboxílico compreende um agente quelante selecionado a partir do grupo que consiste de: ácido glutamínico, ácido diacético, ácido diacético metilglicina, ácido diacético ββ- alanina, ácido etilenodiaminodisuccínico, ácido S,S- etilenodiaminodisuccínico, ácido iminodisuccínico, ácido hidroxi- iminodisuccínico, ácidos disuccínicos poliamino, N-bis[2-(1,2- dicarboxietoxi)etil]glicina, ácido aspártico N-bis[2-(1,2-dicarboxietoxi)etil], N-bis[2-(1,2-dicarboxietoxi)etil]metilglicina, N-tris[(1,2- dicarboxietoxi)etil]amina, N-bis[2-(carboximetoxi)etil]glicina, N-bis[2- (metilcarboximetoxi)etil]glicina, ácido metiliminodiacético-N, ácido iminodiacético, ácido iminodiacético N-(2-acetamido), ácido iminodiacético hidroximetil, ácido succínico 2-(2-carboxietilamino), ácido succínico 2-(2- carboximetilamino), ácido disuccínico dietilenotriamina-N,N”, ácido disuccínico trietilenotetramina-N,N’”, ácido disuccínico 1,6- hexametilenediamina-N,N’, ácido disuccínico tetraetilenopentamina-N,N””, ácido disuccínico 2-hidroxipropileno-1,3-diamina-N,N’, 1,2- propilenediamina-N,N’, ácido disuccínico 1,3-propilenodiamina-N,N’, cis- ciclohexanediamina-N,N’-ácido disuccínico, trans-ciclohexanadiamina-N,N’- ácido disuccínico, etilenebis(oxietilenenitrilo)-N,N’-ácido disuccínico, ácido glucoheptanóico, ácido cisteico-N,N-ácido diacético, ácido cisteico-N-ácido monoacético, alanine-N-ácido monoacético, N-(3-hidroxisuccinil) ácido aspártico, N-[2-(3-hidroxisuccinil)]-L-serina, ácido aspártico-N,N-ácido diacético, ácido aspártico-N-ácido monoacético, ácido propilenediaminetetraacético, ácido hidroxietiliminodiacético, ácido difenilaminesulfônico, hidroxamatos, ácido piridinecaroboxilico, qualquer sal destes, qualquer derivado destes ou qualquer combinação destes em uma faixa de pH de 0 a 2.

11. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que em que a concentração do agente quelante de ácido aminopolicarboxílico no fluido de tratamento de acidificação complexante varia entre 0,1% a 40% em peso do fluido de tratamento de acidificação complexante.

12. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o fluido de base aquosa compreende um fluido selecionado dentre o grupo que consiste em: água fresca, água acidificada, água salgada, água do mar, salmoura, uma solução aquosa saturada de sal, uma solução salina aquosa, uma solução não saturada de sal, um glicol, um éter de glicol e qualquer combinação dos mesmos.

13. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o fluido de base aquosa está presente em uma quantidade de até 75% em peso do fluido de tratamento de acidificação complexante.

14. Método de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o fluido de tratamento de acidificação complexante compreende ainda um aditivo selecionado dentre o grupo que consiste em: um biocida, um inibidor de corrosão, um sal, um redutor de atrito, um aditivo anti lodo, um surfactante e qualquer combinação dos mesmos.

15. Método para utilização de fluidos de tratamento de acidificação complexantes, caracterizado pelo fato de compreender: fornecer ou preparar um fluido de tratamento de acidificação complexante com um pH de 2 ou menos, o fluido de tratamento de acidificação complexante compreendendo: um agente quelante de ácido aminopolicarboxílico, um sal do mesmo ou um derivado do mesmo, um fluido de base aquosa; e um ácido, colocar do fluido de tratamento de acidificação complexante em uma matriz de formação subterrânea penetrada por um poço; permitir que o ácido em uma primeira porção do fluido de tratamento gere cátions metálicos por dissolução de uma porção da matriz de formação subterrânea de carbonato; reagir o agente quelante de ácido aminopolicarboxílico na primeira porção do fluido de tratamento com os cátions metálicos de modo a formar pelo menos uma pluralidade de agentes de bloqueio agregados no wormhole dentro da matriz de formação subterrânea de carbonato; e permitir que a pluralidade dos agentes de bloqueio agregados reduza a perda de uma segunda porção do fluido de tratamento de acidificação complexante no wormhole na matriz de formação subterrânea de carbonato que estão na proximidade de um canal principal da matriz de formação subterrânea de carbonato.

16. Método de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que o ácido compreende um ácido selecionado do grupo que consiste de: um ácido que pode gerar um valor de pH de 2 ou no fluido de tratamento de acidificação complexante; ácido hidroclorídrico; ácido fórmico; ácido metanossulfônico; ácido monocloroacético; ácido dicloroacético; ácido tricloroacético; ácido trifluoroacético; ácido acético; ácido sulfônico; e qualquer combinação dos mesmos.

17. Método de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que o agente quelante de ácido aminopolicarboxílico compreende um agente quelante selecionado a partir do grupo que consiste de: ácido glutamínico, ácido diacético, ácido diacético metilglicina, ácido diacético ββ- alanina, ácido etilenodiaminodisuccínico, ácido S,S- etilenodiaminodisuccínico, ácido iminodisuccínico, ácido hidroxi- iminodisuccínico, ácidos disuccínicos poliamino, N-bis[2-(1,2- dicarboxietoxi)etil]glicina, ácido aspártico N-bis[2-(1,2-dicarboxietoxi)etil], N-bis[2-(1,2-dicarboxietoxi)etil]metilglicina, N-tris[(1,2- dicarboxietoxi)etil]amina, N-bis[2-(carboximetoxi)etil]glicina, N-bis[2- (metilcarboximetoxi)etil]glicina, ácido metiliminodiacético-N, ácido iminodiacético, ácido iminodiacético N-(2-acetamido), ácido iminodiacético hidroximetil, ácido succínico 2-(2-carboxietilamino), ácido succínico 2-(2- carboximetilamino), ácido disuccínico dietilenotriamina-N,N”, ácido disuccínico trietilenotetramina-N,N’”, ácido disuccínico 1,6- hexametilenediamina-N,N’, ácido disuccínico tetraetilenopentamina-N,N””, ácido disuccínico 2-hidroxipropileno-1,3-diamina-N,N’, 1,2- propilenediamina-N,N’, ácido disuccínico 1,3-propilenodiamina-N,N’, cis- ciclohexanediamina-N,N’-ácido disuccínico, trans-ciclohexanadiamina-N,N’- ácido disuccínico, etilenebis(oxietilenenitrilo)-N,N’-ácido disuccínico, ácido glucoheptanóico, ácido cisteico-N,N-ácido diacético, ácido cisteico-N-ácido monoacético, alanine-N-ácido monoacético, N-(3-hidroxisuccinil) ácido aspártico, N-[2-(3-hidroxisuccinil)]-L-serina, ácido aspártico-N,N-ácido diacético, ácido aspártico-N-ácido monoacético, ácido propilenediaminetetraacético, ácido hidroxietiliminodiacético, ácido difenilaminesulfônico, hidroxamatos, ácido piridinecaroboxilico, qualquer sal destes, qualquer derivado destes ou qualquer combinação destes em uma faixa de pH de 0 a 2.

18. Método de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que o fluido de tratamento de acidificação complexante compreende ainda um aditivo selecionado dentre o grupo que consiste em: um biocida, um inibidor de corrosão, um sal, um redutor de atrito, um aditivo anti lodo, um surfactante e qualquer combinação dos mesmos.