MX2008011755A - Fluido de perforacion y metodo para reducir la circulacion perdida. - Google Patents

Abstract

La circulación perdida del fluido de perforación es uno de los problemas más graves y costosos que enfrenta la industria minera. La presente invención se refiere a un fluido de perforación mejorado para reducir o impedir la circulación perdida a una formación subterránea que rodea el orificio de un pozo en el proceso de perforación de un pozo. El fluido de perforación comprende un fluido base y una cera o sustancia cerosa como un agente de control de filtraciones de fluido primario. La invención además provee un método tendiente a reducir o impedir la circulación perdida a una formación subterránea que rodea el orificio de un pozo en el proceso de perforación de un pozo que emplea el fluido de perforación de la invención, en tanto el agente de control de filtraciones de fluido primario se incorpora al fluido de perforación antes o durante la perforación, siendo dicho fluido bombeado por el pozo durante la perforación.

Description

PERDIDA Campo De La Invención La presente invención se refiere en general a los fluidos de perforación y métodos de reducción de la circulación perdida a una formación subterránea en el proceso de perforación de un pozo. Más específicamente, la presente invención se refiere a un fluido de perforación que comprende cera o una sustancia cerosa como un agente de control de filtraciones de fluido primario y a un método tendiente a reducir o impedir las pérdidas por filtraciones a una formación subterránea en el proceso de perforación de un pozo usando el fluido de perforación de la invención.

Antecedentes De La Invención El fluido de perforación, conocido como lodo, lleva a cabo varias funciones distintas esenciales para perforar un pozo de petróleo o gas y mejora la eficacia general de la operación. El fluido de perforación es utilizado, por ejemplo, para enfriar y lubricar la herramienta de perforación, reducir la fricción entre el trépano y el orificio del pozo, controlar la presión subterránea en el orificio del pozo, elevar los detritus de perforación y transportarlos a la superficie, y limpiar el orificio del pozo y la herramienta de perforación. El componente más importante del fluido de perforación es su fluido base, que puede ser a base de agua, hidrocarburo o una emulsión. Los fluidos de perforación acuosos o a base de agua son frecuentemente utilizados en la industria pudiendo tratarse de agua dulce o agua salada. Los fluidos de perforación a base de hidrocarburos o aceite también son comúnmente usados, como las emulsiones invertidas (es decir, agua en aceite). Para completar la perforación de pozos complejos en el oeste de Canadá y todo el mundo, muchos operadores han optado por los fluidos de perforación a base de hidrocarburos. El ingeniero en perforaciones pozo a la estabilización del orificio del pozo bajo condiciones extremas. La perforación de pozos complejos genera operaciones costosas en tanto el uso de hidrocarburos les permite a los operadores cierto margen de confianza en lo referido a lograr los objetivos de perforación. Cuando los ingenieros en perforaciones eligen perforar con hidrocarburos existen algunos asuntos que considerar, fundamentalmente el costo de la base aceite refinada, que está directamente ligado al precio del petróleo en el mundo, y las pérdidas por filtraciones o, en casos más severos, las pérdidas totales, que incrementan rápidamente el costo de la perforación. Tanto la naturaleza como la composición del fluido de perforación contribuyen al alto costo de la operación, en términos de los materiales, composición, formulaciones químicas, y procesos de fabricación involucrados. El enorme volumen de fluido de perforación necesario para completar cada operación también contribuye al costo elevado. En el proceso de perforación de un pozo, el fluido de perforación es bombeado al orificio por un caño y sale por boquillas en el trépano de perforación. El fluido de perforación luego fluye hacia la superficie por el espacio anular, que es el espacio entre el tubo de perforación y la pared del orificio del pozo. Una vez en la superficie, se eliminan los detritus y el lodo en general es bombeado a un tanque donde puede ser reutilizado y/o tratado de ser necesario. El sistema de fluido de perforación típicamente está diseñado como un circuito en el cual circula en forma continua a medida que el trépano gira. Durante la operación de perforación, una parte del fluido de perforación puede filtrarse a la formación subterránea permeable que rodea el orificio del pozo y en consecuencia no regresa a la superficie para su recirculación. Esta porción perdida de fluido de perforación que fluye a la formación en general es denominada en la industria circulación perdida. Cualquiera sea la circulación perdida tiene un impacto económico significativo sobre la operación. La circulación perdida, particularmente , impacto negativo sobre el ambiente. La circulación perdida puede producirse en forma de pérdidas por filtración o pérdidas de fluido. Las pérdidas por filtración se producen cuando todos los fluidos se pierden en las formaciones durante la filtración. Esto puede ocurrir, por ejemplo, cuando los sólidos en el sistema de fluido de perforación no son lo suficientemente grandes como para actuar como aglutinantes efectivos en las formaciones porosas o fracturadas. Las pérdidas por filtración de leves a moderadas no constituyen una pérdida total del lodo en la formación no obstante lo cual ejercen un impacto de significación sobre el costo de la perforación. Las pérdidas severas pueden ser experimentadas en formaciones altamente porosas o fracturadas. La cantidad de pérdida por filtración experimentada depende de la estructura y permeabilidad de la formación que se perfora. El área de la formación donde se produce la pérdida comúnmente se denomina zona de pérdida. Contrariamente a la pérdida por filtración, la pérdida de fluido hace referencia a la pérdida de fluido base en formaciones donde se forma una costra de lodo o donde los sólidos no pueden pasar, es decir, sólo se pierde el fluido base. Las propiedades que pueden ser controladas en relación con la pérdida de fluido son la cantidad de filtrado y el espesor de la costra de lodo creada, por ejemplo, mediante la adición de varios polímeros o sólidos finos adecuados al fluido de perforación.

Cuando se programa la perforación de un pozo con hidrocarburos, en general se estiman las pérdidas por filtración en base al tamaño del orificio en milímetros en una sección de orificio de 100 metros. Un ejemplo de ello podría ser el siguiente: sección de orificio de 200 mm, 3 - 4 m3 de pérdidas cada 100 metros del orificio nuevo perforado, 222 mm sección de orificio, 4 - 6 m3 de pérdidas cada 100 metros del orificio nuevo perforado, 311 mm de secciones de orificios, >6 m3 de pérdidas cada 100 metros del orificio nuevo perforado. , , mediante la adición de sólidos extraños al fluido. El método consiste en colocar o construir una carpeta de material en, sobre, o cerca del orificio de pozo para sellar las pérdidas entre el fluido de perforación y las formaciones subterráneas. Durante años se han incorporado diversos productos a los fluidos de perforación en un intento por controlar o evitar las pérdidas por filtración o pérdidas de fluido hacia formaciones subterráneas. Estos aditivos son comúnmente denominados materiales para la circulación perdida. Los materiales para la circulación perdida conocidos incluyen aserrín, gilsonita, asfalto, plásticos, polímeros solubles en agua y varios agentes espesantes y gelificantes. Los materiales para la circulación perdida a menudo son molidos o mezclados en diferentes tamaños de partículas en base a la severidad esperada de la circulación perdida, y tienen por objeto obturar las zonas de pérdidas con sólidos o polímeros o generar una carpeta destinada a sellar la zona de pérdida o reducir la circulación de pérdida en la misma. Los materiales para la circulación perdida tradicionalmente usados en intentos por controlar las pérdidas por filtración incluyen gilsonita, materiales fibrosos y carbonato de calcio. Sin embargo, este tipo de agentes no han resultado satisfactorios. Estos materiales para la circulación perdida, incluyendo los agentes para pérdidas por filtración conocidos, pueden ejercer diversos efectos indeseables sobre las operaciones de perforación tales como daños o taponamientos permanentes de la formación petrolífera o gasífera, daños del fluido de perforación propiamente dicho, y generación de dificultades en el mantenimiento de las propiedades químicas o físicas del fluido de perforación original. Los aditivos que se disuelven en el fluido de perforación pueden alterar las propiedades del mismo, como su lubricidad y viscosidad, que deben entonces ser corregidas por medidas adicionales. El uso de aditivos también puede provocar problemas mecánicos en el equipo de aparejos de perforación, lo cual se evidencia más en las bombas de fluido y equipo de control de sólidos, como agitadores, mallas, y centrífugos. pozo y las propiedades del fluido de perforación, incluyen: los sólidos agregados a una emulsión de hidrocarburo y agua reducen la estabilidad eléctrica o la estabilidad de la emulsión del fluido de perforación al consumir los emulsionantes lo cual debe corregirse mediante la adición de emulsionantes a fin de mantener las propiedades deseadas; los carbonatos de calcio con una densidad de 2600 kg/m3 generan mayores densidades en el fluido de perforación de hidrocarburos que pueden incrementar la tasa de pérdidas; químicos de humectación de petróleo deben ser agregados para garantizar que los sólidos estén lubricados; tasas de penetración más lentas de los sólidos adicionales y mayores viscosidades de plástico del fluido de perforación; y erosión de los sólidos depositados con el movimiento de la sarta de perforación y la velocidad anular de la acción de bombeo del fluido. La Patente Estadounidense 3,455,390, cedida a Union Oil Corporation of California, revela un método de tratamiento de un pozo con un fluido de tratamiento de pozos a base de agua con el fin de sellar en forma temporaria el orificio de un pozo perforado sin una pérdida permanente de permeabilidad. Partículas de cera solubles en aceite finamente divididas (es decir, de 1 a 5 micrones) son dispersadas en el fluido de tratamiento acuoso, que luego es bombeado al pozo perforado para sellar el orificio hasta que éste vuelve a producción. Las partículas de cera finas se disuelven dentro de las 24-48 horas en el hidrocarburo presente en las zonas petrolíferas de la formación para permitir que el pozo vuelva a producción. Se incorporan agentes tensioactivos y emulsionantes al fluido de tratamiento a base de agua para ayudar a la dispersión y control del tamaño de las partículas. El uso de este fluido trae aparejado cierto número de desventajas. La presencia de cera disuelta, agentes tensioactivos, emulsionantes y varios polímeros disueltos altera las propiedades originales del fluido de tratamiento y encarece su producción y mantenimiento, lo cual resulta poco viable para las operaciones a gran escala. Los agentes para pérdida de fluido revelados en la Patente Estadounidense 3,455,390 no son adecuados para perforar con fluidos de , contaminando el fluido de perforación y potencialmente la formación petrolífera propiamente dicha. Las partículas de cera finas descriptas no resultarían efectivas para impedir las pérdidas por filtración en las formaciones subterráneas porosas durante la perforación de un pozo abierto sino que son más adecuadas para formaciones muy cerradas. El uso de tales partículas finamente divididas torna al fluido ineficaz para el control de las pérdidas por filtración, particularmente cuando se emplea un lodo de perforación a base de hidrocarburos. Las Patentes Estadounidenses 3,302,719, 3,593,794, 3,601 ,194, 3,630,280, y 3,684,012, también cedidas a Union Oil Corporation of California, revelan fluidos de tratamiento similares que comprenden varias combinaciones de cera fina, resinas, polímeros, copolímeros, agentes tensioactivos y emulsionantes para sellar en forma temporaria una formación subterránea que rodea el orificio de un pozo perforado. Estos fluidos padecen las mismas desventajas antes indicadas y no resultan apropiados para controlar las pérdidas por filtración en formaciones porosas, particularmente cuando se emplean lodos de perforación a base de hidrocarburos.

La circulación perdida de fluido de perforación, particularmente la pérdida por filtración, es uno de los problemas más serios y costosos que enfrenta la industria minera en la actualidad. En consecuencia, es conveniente proveer agentes para la pérdida por filtración mejorados, fluidos de perforación mejorados y métodos mejorados para reducir las pérdidas por filtración a las formaciones subterráneas durante las operaciones de perforación. Un fluido de perforación mejorado y método de uso del mismo debería ser efectivo pero también sencillo y económico de fabricar y usar. Asimismo debería minimizar los daños a la formación, fluido de perforación, y equipo de perforación. -Resumen De La Invención La presente invención se refiere a un agente para la pérdida por filtración destinado fluidos de perforación tendiente a reducir o controlar la circulación perdida a una formación subterránea. Asimismo se refiere a un fluido de perforación que . perforación de un orificio de pozo usando el fluido de perforación de la invención.

En un aspecto, la presente invención provee un agente para la pérdida por filtración destinado a un fluido de perforación, el agente para la pérdida por filtración comprende cera o una sustancia cerosa, que puede ser natural o sintética. El fluido de perforación puede contener cualquier fluido base usualmente utilizado, como un fluido a base de hidrocarburos o acuoso o puede tratarse de una emulsión. En un aspecto, la presente invención se refiere a un método tendiente a reducir o impedir la circulación perdida de fluido de perforación a una formación subterránea en un proceso de perforación de un pozo. El método comprende agregar cera o una sustancia cerosa al fluido de perforación como un agente de control de filtraciones de fluido primario. Se incorpora al fluido de perforación antes y/o durante la perforación. Otros aspectos y características de la presente invención resultarán evidentes para los expertos en el arte a partir de la lectura de la siguiente descripción de las realizaciones específicas de la misma en conjunto con las figuras que se acompañan. Breve Descripción De Las Figuras La Figura 1 ilustra una realización de un método de perforación de un pozo, de acuerdo a un aspecto de la presente invención. Las Figuras 2A y 2B ilustran la cera de parafina refinada de dos tamaños de partículas distintos para ser utilizada como un agente de control de filtraciones de fluido de acuerdo a un aspecto de la presente invención. Las Figuras 3A a 3D ilustran el "bloqueo" de las partículas de cera de parafina con un tamaño de partícula que oscila entre aproximadamente 800 y 1200 micrones. La Figura 3A ilustra las partículas de cera antes de aplicarse presión o calor; la Figura 3B ilustra la aplicación de presión y calor a las partículas; la Figura 3C ilustra el efecto de bloqueo de las partículas de parafina en respuesta a la presión y al vez removidas las partículas desbloqueadas. Descripción Detallada El componente más importante del fluido de perforación es su fluido base. La mayor parte de los fluidos de perforación son a base de agua, hidrocarburos, o son emulsiones. En la mayor parte de las operaciones de perforación se utilizan fluidos acuosos o a base de agua. Sin embargo, para ciertas formaciones, la perforación con fluidos de perforación a base de agua puede ser problemática debido a la inestabilidad del orifico del pozo generada por la expansión de las rocas y arcilla que absorben agua en la formación. Los problemas de este tipo pueden ser aliviados en gran medida mediante el uso de un lodo suspendido en una base aceite en lugar de agua. Los fluidos de perforación base aceite tienen a proveer una mejor lubricación y alcanzan niveles significativos de progreso en la perforación. Por supuesto, los fluidos de perforación a base de agua proveen una ventaja económica. A pesar que los fluidos de perforación base aceite son más costosos que aquellos a base de agua, en general se prefieren para las perforaciones profundas, perforaciones a alta temperatura o cuando se requiere un fluido de base sustancialmente no reactiva para una operación de perforación o formación subterránea específica. El fluido de perforación puede también ser una emulsión, como una emulsión aceite en agua o agua en aceite ("invertida"). Cuando se utiliza una emulsión, se prefiere un fluido de perforación inverso. El fluido de perforación puede ser un fluido de control de pozo. Un fluido de control de pozo es un fluido de perforación con una densidad lo suficientemente alta para producir una presión hidrostática tal como para interrumpir el flujo en un pozo desde una formación subterránea, por ejemplo, que comprende fluido de perforación común adicionado con barita, hematita u otros sólidos. No obstante es posible utiliza cualquier fluido base común de acuerdo a la presente invención, el fluido base preferido es un fluido de perforación a base de hidrocarburos o una emulsión invertida. o una sustancia cerosa. Puede ser refinada, sin retinar, o semirrefinada. La cera o mezcla de cera no necesita ser de alta calidad. Se mezcla o agrega al fluido de perforación como un agente de control de filtraciones de fluido primario y preferentemente es el único agente de esta clase en el fluido de perforación. El agente de control de filtraciones de fluido preferentemente se dispersa en el fluido de perforación sin necesidad de estabilizadores, agentes tensioactivos o emulsionantes, que puedan impactar negativamente tanto al fluido como al proceso de perforación. Por ejemplo, la presencia de surfactantes complejos, conforme lo revelado por la Patente Estadounidense 3,455,390, podría provocar que el fluido de perforación no pase la prueba de micro toxicidad, tornándose inapropiado para su descarte total. Sorprendentemente se ha descubierto que al volverse más viscoso el fluido de perforación, por ejemplo con polímeros o geles, mejora la dispersión de las partículas de cera en el fluido base, tornando aún más innecesaria la presencia de agentes tensioactivos o emulsionantes. La expresión cera o sustancia cerosa describe un variedad de sustancias naturales o sintéticas, aceitosas o grasosas, sensibles al calor, compuesta de, por ejemplo, hidrocarburos o ésteres de ácidos grasos insolubles en agua. Las ceras son en general hidrófobas o repelentes del agua. Muchas ceras son solubles en solventes orgánicos no polares, como los hidrocarburos, aunque el grado de solubilidad varía entre las ceras. Las propiedades de las ceras se determinan tamaño y estructura molecular, composición química y contenido de aceite. Las propiedades físicas que pueden medirse incluyen puntos de fusión y congelamiento, punto de fusión, dureza (penetración de aguja), contenido de aceite (indica el grado de refinamiento), viscosidad cinemática y color. El contenido de aceite afecta la solubilidad de una cera en un solvente orgánico. El olor y otras propiedades también pueden ser evaluados. La combinación de propiedades físicas y funcionales, como flexibilidad y capacidad de bloqueo, determina sin una cera en particular es adecuada para una aplicación dada. , minerales. Las ceras animales incluyen, entre otras, cera de abejas, lanolina, lanocerina, y laca. Las ceras vegetales incluyen, entre otras, carnauba, candelilla, jojoba, lino, caña de azúcar y ouricuri. Las ceras minerales incluyen ceras de petróleo y ceras minerales o fósiles, que comprenden, entre otras, parafina, petrolato, cera microcristalina, semi-microcristalina, intermedia, ozocerita, ceresina y montana. Las ceras de montana pueden ser refinadas a partir de fuentes como lignita, humalita o carbón marrón. Las ceras sintéticas son productos fabricados por el hombre y pueden derivar de hidrocarburos, alcoholes, glicoles y/o ésteres. Incluyen, entre otras, polipropileno (PP), polietileno (PE), polietileno de alta densidad (HDPE), politetrafluoroetileno (PTFE), Fischer-Tropsch™, aminas de ácidos grasos, ceras de hidrocarburos cloradas y otras químicamente modificadas y ceras de poliamidas. El agente de control de filtraciones de fluido puede ser una cera cruda, una cera parafínica residual (slack o scale). La cera "slack" típicamente hace referencia a una cera de petróleo que contiene aproximadamente entre 2 y 15% de aceite. La cera "scale" típicamente hace referencia a una cera que contiene aproximadamente entre 1 y 3% de aceite. Una sustancia cerosa es cualquier sustancia adecuada que no es una cera con propiedades de la cera. Esto incluiría, por ejemplo, varias ceras y polímeros sintéticos, como las poli olefinas. La selección de una cera o sustancia cerosa adecuada para ser empleada como un agente de control de filtraciones de fluido de acuerdo a la presente invención dependerá de cierto número de factores que incluyen el fluido base, la estructura y porosidad de la formación subterránea, y la temperatura de la base del orificio, entre otros. El experto en el arte, a la luz de las enseñanzas de la presente, podrá seleccionar la cera o sustancia cerosa adecuada para ser utilizada en una operación de perforación dada con el fin de reducir, controlar o evitar las pérdidas por filtración durante la perforación. , cera de parafina. La cera de parafina es un producto natural que comprende fundamentalmente cadenas lineales de hidrocarburos, típicamente en el rango de aproximadamente C20 a C35. El resto comprende parafinas ramificadas y cicloparafinas. La cera de parafina en general no es reactiva, es no tóxica y se quema limpiamente con buena propiedades de barrido de agua. Las ceras de parafina se caracterizan por una estructura de cristales claramente definida y tienen tendencia a ser algo duras. El punto de fusión de las ceras de parafina en general oscila aproximadamente entre 43DC y 80DC (aproximadamente entre 100°F y 176°F). La cera de parafina adecuada para ser utilizada de acuerdo a la presente invención puede ser sin retinar, semirrefinada (aproximadamente entre 0.5 y 1 % de contenido de aceite) o refinada (menos de aproximadamente 0.5% de contenido de aceite). Preferentemente, la cera es una cera de parafina refinada sustancialmente insoluble en el fluido de perforación a base de hidrocarburos sin asistencia de temperatura. Sustancialmente insoluble significa que menos de aproximadamente 30%, más aún menos de aproximadamente 15%, más aún menos de 10%, más aún menos de aproximadamente 5% del agente de control de filtraciones de fluido se disolverá en el fluido de perforación durante el curso del procedimiento de perforación. Se ha descubierto que las partículas más chicas tienden a presentar tasas más elevadas de disolución en la base aceite que las más grandes. Las partículas consideradas demasiado pequeñas para su uso de acuerdo a la presente invención incluyen partículas de cera de menos de aproximadamente 50 micrones, dado que serían ineficaces para controlar las pérdidas por filtración y tenderían a disolverse en la base aceite durante un breve tiempo. Asimismo se ha descubierto que diferentes ceras tienen distintas velocidades de disolución en la base aceite en tanto las tasas de disolución de las partículas de cera recién agregadas son mitigadas en , "saturada". El Ejemplo 2 demuestra la insolubilidad sustancial de la cera de parafina refinada en hidrocarburo con el tiempo. Aún en el último punto de tiempo medido, la masa de cera permanece dispersa en lugar de disuelta en el hidrocarburo con una pequeña cantidad localizada en una nube de partículas por encima de la muestra. Esto se debe en parte al tamaño de las partículas. Las partículas más grandes tienden a permanecer en estado sólido mientras las partículas de cera muy finas tienden a disolverse con el paso del tiempo en la base aceite. El Ejemplo 5 demuestra la disolución de la cera en la base aceite que se agita durante 60 horas a temperatura ambiente. Se ha demostrado que las partículas de cera más grandes (es decir 1000 - 4000 micrones) poseen tasas más bajas de disolución que las partículas más pequeñas (es decir, 500 micrones) y que la cera microcristalina posee una tasa de disolución menor que la cera de parafina con el mismo tamaño de partícula. El Ejemplo 6 demuestra la baja en la tasa de disolución cuando se agrega cera nueva a la base aceite previamente expuesta a la cera, base que se denomina "saturada". Así, la tasa de disolución de la cera que se agrega al aceite base reciclado o invertido disminuirá en razón de la presencia de partículas de cera finamente dispersas, o cantidades aún menores de cera disuelta, en el fluido reciclado. El agente de control de filtraciones de fluido primario puede comprender partículas de tamaño uniforme o variable. Preferentemente, el agente de control de filtraciones primario es una mezcla que comprende partículas de distinto tamaño. Una mezcla garantiza que se disponga de partículas más grandes para obturar o puentear filtraciones más grandes en la formación mientras que las más pequeñas penetran en las filtraciones más chicas. Los tamaños de partícula pueden oscilar entre más de 50 micrones y aproximadamente 20,000 micrones, preferentemente entre aproximadamente 100 , , 100 micrones y 5000 micrones, más aún entre aproximadamente 500 micrones y 4000 micrones. El experto en el arte advertirá que las partículas más pequeñas (por ejemplo entre 500 y 1500 micrones) pueden ser usadas para controlar las pérdidas por filtración mientras que las partículas más grandes (por ejemplo entre 3000 y 5000 micrones o más) serían más efectivas en el control de pérdidas más severas.

La Figura 2A ilustra una muestra de partículas de cera de parafina intermedias de aproximadamente 800 a 1200 micrones, en tanto la Figura 2B muestra partículas de cera más gruesas de aproximadamente 3000 a 4000 micrones. En la definición de un rango de tamaño de partículas adecuado para uso en el control de la circulación perdida, cualquier límite inferior (por ejemplo, 50, 100, 300, 500, etc., micrones) puede ser combinado con cualquier límite superior (por ejemplo, 1000, 5000, 10000, 20000, etc., micrones) de acuerdo a la presente invención. Se prefiere que las partículas tengan un tamaño que exceda los 50 micrones. Con tamaños de partículas inferiores a 50 micrones, se vuelve más difícil la producción y estabilización de las partículas de cera en el fluido de perforación sin el uso de agentes adicionales, como agentes tensioactivos y emulsionantes. Además, las partículas de menos de 50 micrones son ineficaces en la prevención de pérdidas por filtración hacia una formación subterránea porosa en el curso de una perforación. Las partículas más pequeñas son más adecuadas para formaciones muy cerradas o como un aditivo para una costra de lodo destinada a controlar la pérdida de fluido. Se prefiere que la totalidad o la mayor parte (es decir, 50% o más) de las partículas de cera se encuentren dentro del rango de tamaño de partícula preferido.

El fluido de perforación de la presente invención puede comprender una mezcla de una variedad de diferentes ceras o sustancias cerosas con un tamaño de partícula uniforme o no uniforme. En una realización, el agente de control de pérdidas por filtración es una mezcla de parafina y ceras microcristalinas, en la cual las partículas microcristalinas son más grandes que las partículas de parafina, a fin parafina más pequeñas en el aceite base, particularmente en una base aceite nueva que no ha sido previamente expuesta al agente de control de pérdidas por filtración.

La porosidad y permeabilidad de una formación subterránea, así como las microfracturas en una formación sustancialmente no permeable, también deben considerarse cuando se seleccione un rango de tamaño de partículas adecuado y un agente de control de pérdidas por filtración efectivo. La porosidad puede medirse en micrones y la permeabilidad en darcys. Un darcy es una medida del flujo a través de un canal y provee una conexión con la porosidad en una formación. Las pérdidas por filtración se experimentan en formaciones porosas con una permeabilidad superior a aproximadamente 500 darcys y en formaciones fracturadas. Las fracturas poseen un amplio rango de tamaños, por ejemplo, entre 100 micrones de diámetro a grietas muy grandes. Durante la perforación, se genera un flujo constante de lodo en una formación. Las formaciones en las cuales el lodo puede perderse incluyen, entre otras: formaciones cavernosas o con fisuras abiertas, formaciones superficiales muy gruesas y permeables como grava suelta, formaciones fracturadas naturales o intrínsecas y formaciones fácilmente fracturadas. Al seleccionar un agente para el control de filtraciones, debe considerarse la relación entre el tamaño de las partículas en el fluido de perforación y el tamaño de poro de la roca que se perfora. En general, cuando la relación entre el tamaño de partícula y el tamaño de poro es inferior a aproximadamente 1/3, el lodo pasará por la formación, no se producirá un enlace, y se generarán pérdidas o pérdidas totales. Por ejemplo, si el tamaño de poro de una formación es inferior a 90 micrones y el tamaño de partícula es sólo de 25 micrones, se perderá todo el lodo. Los ensayos en campo con partículas de cera de distintos tamaños indican que las partículas más grandes son más efectivas que las más pequeñas en el control de las filtraciones y pérdidas totales en formaciones porosas. Así, los agentes de enlace el rango de, por ejemplo, 500 a 1500 micrones, son más efectivos en el buen control de pérdida de fluidos, que oscilan, por ejemplo, entre 1 y 20 micrones. Las partículas para controlar las pérdidas de fluido son simplemente demasiado pequeñas para producir un enlace bajo las condiciones de perforación donde se pierde todo el lodo. Las partículas más grandes, por ejemplo, de 4000 a 5000 micrones, son más efectivas en el control de las pérdidas severas. Es posible utilizar un Ensayo de Taponamiento de Permeabilidad (PPT), un ensayo HTHP modificado, con el fin de determinar si un tamaño de partícula dado sería más adecuado como partícula para la pérdida de fluido o partícula para el control de las filtraciones. De acuerdo a !a presente invención, el agente de control de filtraciones de fluidos preferentemente se encuentra en forma sólida. Se prefiere que sustancialmente todo el agente permanezca en estado sólido durante toda la operación de perforación. Preferentemente, el agente es sustancialmente insoluble en fluidos de perforación de base acuosa o a base de hidrocarburos a temperaturas ambiente, de modo que sólo una pequeña cantidad del agente se disuelva en dicho fluido a las temperaturas experimentadas durante una operación de perforación típica. El Ejemplo 2 demuestra la insolubilidad sustancial de las partículas de cera de parafina refinada en cuatro bases aceite distintas. Varios problemas pueden producirse en caso que una cantidad sustancial (es decir, superior al 30%) del agente de control de las filtraciones se disuelva en el fluido de perforación durante la operación de perforación, por ejemplo, la cera disuelta en el fluido de perforación puede alterar las propiedades físicas y químicas del mismo, lo cual puede impactar en forma negativa sobre el proceso de perforación. Además, demasiada cera en solución podría potencialmente contaminar la formación petrolífera. El punto de fusión, o temperatura de fusión, de una cera o sustancia cerosa en particular, es en consecuencia un tema de importancia al seleccionar una sustancia o mezcla de sustancias adecuada para el agente de control de las filtraciones. profundiza o a medida que la permeabilidad de la formación disminuye. Por ello, la cera usada como agente de control de las filtraciones es seleccionada de manera que permanezca en estado sólido durante sustancialmente todo el proceso de perforación. Una temperatura de base de pozo típica en el Oeste de Canadá se estima en aproximadamente 55-90°C, en general en aproximadamente 65°C. Las temperaturas en la superficie son en general aproximadamente 15°C inferiores, es decir, de aproximadamente 40°C. Para una operación de perforación típica, el agente de control de las filtraciones puede así ser seleccionado de manera que posea un punto de fusión superior a aproximadamente 40°C, preferentemente superior a aproximadamente 65°C. Preferentemente, el punto de fusión del agente de control de las filtraciones es superior a las temperaturas operativas esperadas que se encuentran durante la perforación, es decir, las temperaturas del fluido de perforación circulante, las tuberías, el equipo de perforación y el desarrollo del orificio del pozo, de manera que permanezca sustancialmente sólido durante la perforación. El punto de fusión de la cera puede ser algo inferior a las temperaturas más calientes encontradas dentro de la formación, sin embargo, una porción de la cera puede fusionarse con el tiempo a medida que una parte del fluido de perforación se filtre o fluya en dirección al exterior del orificio del pozo hacia la formación. Preferentemente, el punto de fusión del agente de control de las filtraciones es por lo menos aproximadamente 10°C superior a la temperatura operativa más alta esperada durante la perforación. Las ceras y sustancias cerosas preferidas para ser utilizadas de acuerdo a la presente invención poseen puntos de fusión que oscilan aproximadamente entre 10 y 140°C. Los rangos de puntos de fusión más convenientes oscilan aproximadamente entre 40 y 140°C, y más aún aproximadamente entre 65 y 85°C. A pesar que no existe un límite superior absoluto para el punto de fusión del agente , , la dureza, son afectadas a medida que el punto de fusión aumenta. Estos factores adicionales pueden tornar a la cera inadecuada para ser utilizada en fluidos de perforación. El agente de control de las filtraciones de fluido primario puede comprender una mezcla de diferentes ceras y/o sustancias cerosas con distintos puntos de fusión. Esta mezcla puede ser preparada por los expertos en el arte y adaptada a una operación de perforación en particular. Las varias ceras pueden ser seleccionadas basándose en el punto de fusión de acuerdo, por ejemplo, a la temperatura de base de pozo esperada. El agente de control de las filtraciones de fluido se combina con el fluido de perforación de modo que éste contenga aproximadamente entre 0.01 kg/m3 y 500 kg/m3 del agente. Con referencia a la concentración, el volumen puede ser medido antes de incorporar el agente, por ejemplo, es posible incorporar aproximadamente entre 0.01 kg y 500 kg de cera por cada 1 m3 de fluido de perforación. La cantidad de agente de control de las filtraciones incorporada al fluido, y la tasa a la cual se agrega, dependerá de las pérdidas esperadas o "reales" en una formación en particular. El experto en el arte podrá seleccionar una concentración adecuada de agente de control de las filtraciones de fluido y un régimen de adición apropiado para una operación de perforación y formación dadas. Para el control de pérdidas por filtración moderadas, por ejemplo, la concentración preferida del agente puede oscilar aproximadamente entre 1 kg/m3 y 200 kg/m3, más aún aproximadamente entre 1 kg/m3 y 100 kg/m3, más aún aproximadamente entre 1 kg/m3 y 50 kg/m3, más aún aproximadamente entre 5 kg/m3 y 20 kg/m3. Particularmente se prefiere una concentración de agente de control de las filtraciones de fluido primario inferior a 50 kg/m3, dado que se ejercerá un efecto mínimo sobre el fluido de perforación o la operación de perforación. El agente de control de las filtraciones de fluido primario en el fluido de perforación forma como mínimo una barrera parcial para evitar la circulación perdida . , -impermeable sobre la pared del orificio del pozo, obturando las permeaciones en una zona de pérdida, o conformando una capa semi-permeable o impermeable o carpeta para como mínimo sellar en forma parcial una zona de pérdida. La barrera al menos parcial puede ser hidrófoba. La barrera puede reducir la inestabilidad del orificio causada por la hidratación de las arcillas y sólidos arcillosos en la formación subterránea debido a la circulación perdida cuando se perfora con un fluido de base acuosa. La barrera puede también reducir la contaminación de la formación petrolífera. Alternativamente, el agente de control de las filtraciones de fluido primario se agrupa, concentra o bloquea en o sobre la formación subterránea con el fin de reducir o impedir la circulación perdida.

El agente de control de las filtraciones de fluido primario preferentemente exhibe un efecto de bloqueo, por ejemplo, conforme se ilustra en la Figura 3. El bloqueo hace referencia al efecto de las partículas de cera que se unen o forman en capas, pilas, trozos, bloques o formaciones y se determina a través de las propiedades de la cera o sustancia cerosa. El bloqueo puede ser estimulado por el calor, momento, o la presión generados durante el proceso de perforación, proporcionando un mejor control de la circulación perdida. Las Figuras 3A a 3D ilustran el efecto de bloqueo de una cera de parafina refinada con un tamaño de partícula intermedio (por ejemplo, de aproximadamente 800 a 1200 micrones). La Figura 3A ¡lustra las partículas de cera antes de aplicar presión o calor. La Figura 3B ilustra la aplicación de presión y calor a las partículas de cera. La Figura 3C ilustra el efecto de bloqueo de las partículas de paradina en respuesta a la presión y el calor. La Figura 3D ilustra las partículas bloqueadas pegadas a la superficie una vez retiradas las partículas desbloqueadas. Este efecto de bloqueo ¡lustra cómo las partículas bloqueadas formarán una capa que puede actuar sobre o cerca de la pared del pozo para reducir las pérdidas por filtración en . orificio en las fracturas o filones de carbón. La maleabilidad o capacidad de deformación del agente de control de las filtraciones juega un rol importante en la determinación de su capacidad de bloqueo. Una cera que sea demasiado dura o quebradiza exhibirá una pobre capacidad de bloqueo y en consecuencia puede que no forme una capa efectiva sobre o en la formación para reducir o impedir la circulación perdida. En general, las ceras con temperaturas de fusión más altas poseen un mayor grado de dureza y en consecuencia exhiben un bloqueo más pobre. En consecuencia es importante seleccionar una cera que posea una dureza adecuada para permitir que forme la capa barrera pero con una temperatura de fusión lo suficientemente elevada como para permitir que permanezca en una forma sustancialmente sólida en el fluido de perforación. La pegajosidad de una cera o sustancia cerosa dada es otro factor a considerar en la selección de un agente de control de las filtraciones de fluido adecuado a ser empleado de acuerdo a la presente invención. Las ceras con coeficientes de fricción menores son preferidas dado que son menos proclives a interferir con las operaciones de perforación o a dañar el equipo de perforación. Las sustancias con coeficientes de fricción menores son dignas de mención en razón del mayor valor que representan para una operación de perforación debido al menor torque y arrastre cuando el tubo de perforación está en el pozo. Esto es especialmente importante en la perforación direccional u horizontal. Un agente de control de las filtraciones de fluido tendrá efectos mínimos sobre el lodo y la operación de perforación. Un agente de control de las filtraciones de fluido es aquel que exhibe una interferencia mínima con el control de sólidos o el equipo de perforación direccional, lo cual es vital en muchas operaciones. Muchos productos conocidos actualmente agregados a los fluidos en un esfuerzo por controlar las pérdidas por filtración interfieren con el equipo, provocando problemas de fluido y operativos. u o a ecua o, o a preparación de una mezcla apropiada, en consecuencia se basa en un equilibrio de todas las características de la cera o sustancia cerosa, así como en la estructura de la formación que se perfora, junto con consideraciones de costo y disponibilidad.

El fluido de perforación con el agente de control de las filtraciones de fluido primario puede opcionalmente incluir uno o más agentes de control secundarios. Estos agentes de control de las filtraciones secundarios pueden incluir los agentes de control de filtraciones previamente conocidos, como fibras orgánicas, aserrines, gilsonita, asfalto, celofán, plásticos, carbonato de calcio, asfalto sulfonado, gilsonita sulfonada o combinaciones de cualquiera de estos materiales. El fluido de perforación puede opcionalmente incluir uno o más aditivos o inhibidores comúnmente usados en la industria. Los aditivos para fluidos de perforación caen dentro de varios grupos básicos. Incluyen, entre otros: viscosificantes, como BentoneTM 150 o BaragelTM 3000 (arcilla de bentonita orgánicamente modificada); agentes densificantes, como barita o carbonato de calcio; agentes tensioactivos; emulsionantes, es decir, un emulsionante de lodo base aceite "primario" como una mezcla de ácidos grasos estabilizados en forma liquida, que reacciona con cal para formar un emulsionante a base de jabón, un emulsionante de lodo base aceite "secundario" como una amina amino sulfonada, que se mezcla con agentes humectantes a ser usados como co-emulsionante; humectantes; aditivos de control de la alcalinidad; reductores de las pérdidas de fluido, como DrispacTM Poly-anionic Cellulose (PAC) o DrillstarTM - Yellow (los reductores de las pérdidas de fluido en general caen en el rango de 1 - 10 micrones); diluyentes o dispersantes; floculantes; despumantes; lubricantes; inhibidores de esquisto, como cloruro de calcio o aminas; e inhibidores de la corrosión. Las ventajas potenciales del uso de una cera o sustancia cerosa como agente de control de las filtraciones de acuerdo a la presente invención, incluyen, entre otras: ausencia de toxicidad, biodegradable sin problemas de manipuleo o exposición, baja , , o ausencia de efectos sobre la emulsión o la estabilidad eléctrica, bajo coeficiente de fricción con lo cual baja el torque y arrastre del pozo, inocuo y removible, disponible en una amplia gama de puntos de fusión y tamaños de partículas para un óptimo rendimiento. El agente de control de las filtraciones de fluido de la presente invención puede ser utilizado con una variedad de sistemas de lodo reconocidos en la industria, cuyos ejemplos incluyen: (1 ) Inversos, a base de hidrocarburos que requieren una eliminación completa de los detritus y reacondicionamiento del sistema de lodo, lo cual es muy costoso aunque efectivo en orificios de pozos altamente inestables; sistemas de cloruro de potasio o sulfato de potasio, que son sistemas a base de agua los cuales proveen una efectiva inhibición de esquisto vía intercambio iónico en los esquistos - costoso y requiere de un costoso descarte no sólo de los detritus sino además del sistema considerando el alto contenido de cloruro; (3) sistemas de silicato, a base de agua - efectivos aunque requieren de una costosa eliminación de sólidos, padecen de otros problemas asociados; (4) sistemas de amina, a base de agua y bastante Efectivos con relación a los sistemas de KCI, sin embargo son totalmente descartables en el punto de perforación o terrenos circundantes, con lo cual son más efectivos desde el punto de vista de los costos que los sistemas de KCI; (5) sistemas de PHPA o poliacrilamida, constituyen un tipo de encapsulado de inhibición para esquistos y resultan totalmente descartables; y (5) sistemas normales a base de agua - sin inhibidores sólo bentonita & polímeros, totalmente descartables. Cada tipo de sistema tiene sus propias ventajas y desventajas, tal como lo advertirá el experto en el arte. Método De Tratamiento De Una Formación Subterránea La presente invención además se refiere a un método para el tratamiento de una formación subterránea y, en particular, a un método de perforación de un pozo para reducir, controlar o impedir la circulación perdida del fluido de perforación hacia la formación. La Figura 1 es un diagrama de flujo que ilustra una realización del . de perforación y un agente de control de las filtraciones de fluido primario, tal como ha sido descripto, en un procedimiento de perforación con el fin de reducir, controlar o impedir las pérdidas por filtración durante el procedimiento de perforación. El método puede ser un método preventivo o un método de tratamiento, o una combinación de ambos. En un método de tratamiento, el agente de control de las filtraciones típicamente se agrega al fluido de perforación durante la perforación. Alternativamente, puede incorporarse ai fluido de perforación antes de la perforación como una medida preventiva. Esto es especialmente útil en casos en los cuales se prevé circulación perdida antes de la perforación de modo que el agente de control de las filtraciones puede incorporarse de una vez antes de la perforación. Típicamente, se agrega un volumen inicial de agente de control de las filtraciones al fluido antes de la perforación y luego se incorporan volúmenes adicionales durante toda la operación, en la medida de lo necesario. La concentración de agente de control de las filtraciones en el fluido de perforación se ajusta durante todo el procedimiento para compensar cambios repentinos en la circulación perdida. En el caso de pérdidas por filtración severas anticipadas o "reales", volúmenes impeditivos del agente se agregan al fluido de perforación para reducir la circulación perdida. Un volumen impeditivo es una elevada concentración diferenciada de agente de control de las filtraciones que se agrega a un fluido de perforación para evitar o reducir pérdidas por filtración severas a una formación. Los volúmenes impeditivos del agente de control de las filtraciones se incorporan para como mínimo sellar u obturar parcialmente la zona de pérdida con ceras o sólidos de cera con el fin de mejorar o corregir la circulación perdida de fluido de perforación hacia la formación subterránea. En una realización, para el control de las filtraciones, la cera se mezcla en forma continua en el fluido de perforación. Se necesitan volúmenes más grandes de agente de control de las filtraciones de fluido primario o mayores tasas de adición al . ser ajustadas durante todo el proceso de perforación con el fin de contemplar los cambios en la circulación perdida anticipados o que se produzcan durante el mismo.

El agente de control de las filtraciones de fluido primario puede reducir los daños al equipo de aparejos de perforación dado que la cera o la sustancia cerosa formarán una capa protectora sobre el mismo. El agente de control de las filtraciones también puede actuar como un lubricante por medio de lo cual se reduce el desgaste. Esto ayudará a controlar los costos asociados con el mantenimiento y reparación del equipo de perforación. El agente de control de las filtraciones de fluido primario puede mezclarse directamente en el fluido de perforación circulante activo a una tasa de aproximadamente entre 0.01 kg y 100 kg por minuto mientras se perfora. Alternativamente, el agente de control de las filtraciones de fluido primario puede mezclarse en un tanque de almacenamiento o tanque de pre-mezcla que contiene el fluido de perforación en una concentración que oscila aproximadamente entre 0.01 kg/m3 y 500 kg/m3 (kg cera/m3 de fluido de perforación - pre-adición). El fluido de perforación puede ser dirigido a un lugar en particular del orificio de ser necesario, es decir una zona de pérdida, o se puede hacer circular en el orificio por el sistema de circulación. El término dirigir en general significa que el fluido de perforación se libera directamente en una zona deseada del orificio del pozo o formación, preferentemente en o cerca de una zona de pérdida. Los siguientes Ejemplos no tienen por objeto limitar la invención en modo alguno. Ejemplo 1 Ensayo HPHT de Agentes de Circulación Perdida De acuerdo a las normas y costumbres de la industria, un agente para la circulación perdida efectivo debe proveer un desplazamiento reducido de fluido y mantener la presión durante por lo menos aproximadamente 30 minutos en un ensayo HPHT. , , respectivamente testeadas en el ensayo HPHT con la adición de 10 kg/m3 de un agente para la circulación perdida común o cera de parafina "shaved" y en polvo. Los agentes para la circulación perdida comunes sometidos a ensayo fueron Ultraseal™, FiberFluid™, gilsonita, y Easyseal™. Cada muestra de 250 mi de base aceite con los agentes para la circulación perdida comunes antes mencionados fue desplazada al filtrado en menos de 30 segundos en el ensayo HPHT. Cada muestra de 250 mi de base aceite con la cera en polvo produjo un desplazamiento de menos de 50 mi (es decir, menos del 20%) y mantuvo la presión durante como mínimo 30 minutos, excediendo así las normas de la industria. Ejemplo 2 Insolubilidad Sustancial de la Cera de Parafina Refinada en la Base Aceite Muestras de cera de parafina refinada fueron dispersadas en 4 tipos de base aceite: HTTM 40N, Distillate TM 822, Drillsol TM y Cutter TM D. La cantidad de cera disuelta, en su caso, fue determinada en distintos momentos con el fin de establecer la solubilidad de las partículas de cera refinada en varias bases aceite. Luego de 7 días, una cantidad insignificante de la cera se dispersó y flotó en una nube de partículas por sobre la muestra de las partículas originales sin indicación obvia de cera disuelta. Transcurridos 30 días, se dispersó un poco más en una nube de partículas. Luego de 45 días, los resultados fueron aproximadamente los mismos que para los 30 días. No se notaron cambios incrementando la agitación de las muestras. Lo dicho sugiere que la cera de parafina refinada testeada es sustancialmente insoluble en base aceite durante un período de tiempo lo suficientemente prolongado como para permitir la compleción de un procedimiento de perforación.

El ensayo ejecutado fue un ensayo con muestra estática y demostró el potencial de saturación del fluido ingresando sólo una pequeña porción de cera en la solución que luego cesó. general considerada por los expertos en el arte como "insoluble" en base aceite, debe advertirse que las ceras de esta clase pueden tornarse provisoriamente solubles en fluido base si la temperatura excede el punto de fusión, momento en el cual la cera de parafina se transforma en un líquido. Los hidrocarburos son entonces miscibles mientras están calientes. Si la temperatura de la base aceite es fría, es decir, por debajo del punto de fusión de la cera, y la cantidad de parafina no es demasiado alta, se produce un impacto pequeño o ausencia de efectos sobre las propiedades de ésta. A medida que la cantidad de parafina aumenta, mezclada en caliente, al enfriarse el hidrocarburo comenzará a espesarse o en su caso se coagula en una estructura de tipo sólido. Por ello, es preferible que el punto de fusión de la cera sea superior a las temperaturas operativas experimentadas durante la perforación. Ejemplo 3 Prueba De Campo De Un Fluido de Perforación Inverso que Comprende Cera de Parafina Refinada Se perforaron pozos usando agentes de control de las filtraciones tradicionales y se registraron las pérdidas. Los pozos del ensayo fueron perforados usando cera de parafina refinada como agente de control de las filtraciones de acuerdo a una realización de la presente invención, registrándose las pérdidas. Todos los pozos fueron perforados en Alberta, Canadá, interviniendo un solo operador. Todos fueron perforados hasta sustancialmente la misma profundidad, encontrando las mismas o similares condiciones de perforación con relación a las zonas de producción y formaciones perforadas desde la superficie hasta una profundidad total hasta un total de aproximadamente 90 perforaciones o pozos terminados. Todos los pozos comparativos tenían el mismo tratamiento de fluido y fueron trabajados de la misma manera. Diez a doce pozos fueron perforados con adiciones de cera de parafina refinada de acuerdo a una realización de la presente invención. concentración de aproximadamente 68 - 90 kg de cera cada 120 m3 de sistema de fluido de perforación (Inverso) cada 100 metros de orificio nuevo perforado. La relación de mezcla usada fue 1 :1 :1 respecto de los tamaños de partículas. El tamaño de las partículas fue alternado usando la relación 1 :1 :1 y se probaron 3 tamaños: 300 - 500 micrones, 800 - 1200 micrones, y 3000 - 4000 micrones. La única diferencia de nota en el fluido entre los pozos de comparación y los de prueba fue la adición de la cera en los pozos de prueba y la reducción de los otros materiales para el control de las filtraciones standard como gilsonita y FiberFluidTM en una cantidad de aproximadamente 80% respectivamente. Los datos del ensayo en campo listados a continuación (Tabla 1 ) demuestran las pérdidas por filtración encontradas al perforar un pozo siguiendo el método tradicional respecto de una realización del método de la invención. Se provee información para 6 pozos de prueba. El primer valor en cada columna muestra las pérdidas por filtración promedio (m3) para los 7 u 8 pozos geográficamente más cercanos a un pozo de prueba perforado de acuerdo a un aspecto de la presente invención, es decir, con cera agregada como agente de control de las filtraciones de fluido primario. El segundo valor muestra las pérdidas promedio (m3) de los 3 o 4 pozos geográficamente más cercanos. El tercer valor representa las pérdidas (m3) reportadas para el pozo de prueba perforado de acuerdo a un aspecto de la presente invención. Tabla 1. Datos de la Prueba de Campo - Pérdidas de Lodo (m3) Ensayos 1 2 3 4 5 6 Pérdidas 98 102 83.5 83.5 83.5 10 promedio para 2 los 7-8 pozos más cercanos Pérdidas 108 90 79 86.8 119 90 promedio para los 3-4 pozos más cercanos Pérdidas pozo 61 65 53 65 54 71 de prueba pérdidas por filtración para los pozos de prueba con relación a aquellos que emplean productos de control de las pérdidas por filtración comunes. Los datos del ensayo de campo se comparan contra los promedios de pérdidas en otras locaciones y exhiben una marcada mejora en el control de las pérdidas por filtraciones. Una reducción de las pérdidas de aproximadamente 35% da como resultado un ahorro de costos significativos para el operador. Los ahorros en transporte y menor consumo de químicos por locación se suman a la reducción de costos general del operador mientras perfora con hidrocarburos. Ejemplo 4 Prueba de Campo de un Sistema de Lodo A Base de Agua Que Comprende Cera de Parafina Refinada La prueba fue realizada en Alberta, Canadá, un área difícil de perforar debido a zonas de carbón severamente inestables, formaciones sin consolidar y esquistos hidratables que se introducen en el orificio del pozo. En una operación típica en esta área, se emplea un sistema de lodo de silicato a base de agua debido a los severos esquistos en el orificio superior. La columna de entubación de superficie se fija a una profundidad normal de aproximadamente 300 metros usando un fluido a base de agua normal. Usando fluidos de silicato, los operadores luego perforan hasta aproximadamente 2000 metros para correr la siguiente columna de entubación, la columna de entubación intermedia, que se coloca para sostener el pozo en esta área y constituye una parte costosa del programa. Esta es una sección difícil del orificio en desarrollo debido a la presencia de grandes filones de carbón y severas pérdidas a la formación y esquistos hidratables. Es muy conveniente mantener los niveles de silicato en el fluido y combatir las pérdidas a la vez para controlar y evitar que el orificio no se anegue. Los operadores deben trabajar sobre la marca de 2000 metros y colocar la columna de entubación intermedia. Luego perforan con el fluido de silicato y continúan hasta una profundidad de aproximadamente 2600 metros y colocan la columna de entubación final. Posteriormente, los operadores deben basurero. Estos pozos se programan con aproximadamente 28 días desde tareas iniciales a la puesta en servicio de la torre. El objetivo de la prueba de campo fue perforar un pozo con un fluido a base de agua utilizando un sistema EnviroBond Amine propietario (Canadian Energy Services) soportado por un agente de control de las filtraciones con parafina refinada de la presente invención. El agente de control de las filtraciones fue utilizado como una barrera hidrófoba para evitar la hidratación de los esquistos, estabilizar los filones de carbón y en forma impeditiva para combatir las pérdidas por filtraciones. La amina fue empleada para inhibir el paso del agua generada por la barrera de cera. Los objetivos fueron perforar el orificio superior, controlar las pérdidas, incrementar la estabilidad del orificio, evitar el anegamiento con esquistos y carbones, robustecer el orificio del pozo para mantener la densidad de fluido necesaria con el fin de llegar a la profundidad total, y evitar la columna de entubación intermedia en la medida de lo posible. El pozo de prueba fue iniciado y el orificio de superficie normal perforado sin problemas. El orificio superior fue perforado con el sistema de cera y amina y se alcanzaron las zonas de pérdida. Las zonas de pérdida fueron entonces controladas y perforadas usando el fluido de perforación conteniendo el agente de control de las filtraciones sin amina, experimentándose sólo pérdidas moderadas, y la densidad fue incrementada de 1030 kg/m3 a 1145 kg/m3 antes de alcanzar la profundidad de la columna de entubación intermedia. Los operadores pudieron perforar y pasar el punto de la columna de entubación intermedia hasta alcanzar la profundidad total. El orificio luego fue acondicionado y la columna de entubación llevada a la profundidad final. El pozo fue terminado en 16 días. En la perforación del pozo de prueba de acuerdo a una realización de la presente invención, los operadores inhibieron con éxito el orificio superior, sellaron las zonas de pérdida, aumentaron la estabilidad del orificio del orificio superior para soportar el gran aumento de densidad, evitaron la columna de entubación tiempo de perforación esperado y a un costo operativo significativamente inferior. El costo del lodo propiamente dicho fue menor y, como una ventaja adicional, el sistema de lodo y los detritus fueron totalmente desechables. Esta fue la perforación más rápida y profunda en el área hasta la fecha. Debe notarse que el sistema de amina fue previamente probado y no proporcionó beneficios significativos por si. Ejemplo 5 Solubilidad De Diferentes Agentes de Control De Las Filtraciones En Base Aceite Agitada en Frío Los ensayos de Agitado en Frío fueron ejecutados para determinar la solubilidad relativa de diferentes agentes de control en base aceite. La cera fue dispersada en Distillate 822 y agitada por espacio de 60 horas a temperatura ambiente. El porcentaje de material en peso recuperado de la muestra por separación gravimétrica usando papel de filtro WVR 413 (filtración rápida cualitativa) fue registrado para determinar la cantidad de cera disuelta, o muy finalmente dispersa, en el fluido luego de 60 horas. Los ensayos iniciales indicaron lo siguiente, en términos generales: Muestra 1 : Cera de Parafina de 500 Micrones La disolución fue bastante alta con este material. Las partículas se rompieron bastante rápido y formaron nubes de partículas de modo que la separación gravimétrica de la fase de fluido no fue posible. Estos resultados son parcialmente soportados por los ensayos de campo usando partículas más chicas, que demuestran una más alta solubilidad en base aceite que las partículas de mayor tamaño. Sin embargo este tamaño de partícula fue utilizado en los ensayos de campo con buenos resultados para las pérdidas por filtraciones, radicando la diferencia en las capas de material que se acumulan sobre la pared del orificio durante la operación de perforación en lugar de sólo agitar la cera en una solución. Muestra 2: Cera de Parafina de 4000 micrones recuperándose 70.5% de material de la muestra. Muestra 3: Cera Microcristalina de 1000 micrones Idéntico al ensayo anterior con 91 % de recuperación del la base aceite. Muestra 4: Cera Microcristalina de 4000 micrones Idéntico al ensayo anterior con >95% de recuperación de la base aceite. Ejemplo 6 Solubilidad de la Cera en la Base Aceite "Saturada" El objeto de la prueba fue determinar si la solubilidad de la cera en base aceite previamente expuesta a cera, o denominada base aceite "saturada", disminuiría. Esto resulta de aplicación dado que las bases aceite e inversos a menudo son reciclados y reutilizados durante las operaciones de perforación. La base aceite sometida al ensayo fue Distillate 822. En el paso 1 , 29 g de cera de parafina refinada fueron incorporados a 300 g de Distillate 822 y agitados durante 60 horas a temperatura ambiente. Se descubrió que 29.5% de la cera no se recuperó del sistema, ya sea debido a su solubilidad y/o a la formación de partículas de cera más pequeñas en razón de mecanismos de abrasión y disolución/precipitación. El producto Distillate 822 fue filtrado por un filtro de papel VWR 413 (filtración rápida cualitativa) y se recuperaron 219.01 g del mismo. En el paso 2, 22.15g de cera de parafina gruesa fueron incorporados a los 219.01 g de filtrado de Distillate 822. Esto representa la misma relación de Cera a Distillate 822 del paso 1. Esta combinación fue agitada durante 60 horas a temperatura ambiente. En el paso 2, se descubrió que sólo un 1.8% de la cera no fue recuperado del sistema, ya sea debido a su solubilidad y/o a la formación de partículas de cera más pequeñas en razón de mecanismos de abrasión y disolución/precipitación. Este descubrimiento sugiere que la disolución de la cera en la base aceite es mitigada cuando ésta se satura con la cera. En base a los resultados anteriores, las partículas de cera pequeñas en general parecen tener tasas de disolución más elevadas en la base aceite que las más aceite, y las tasas de disolución son menores en sistemas que han sido previamente expuestos a la cera, o denominados sistemas "saturados". Por ello, la disolución de la cera recién agregada será menor en los inversos reciclados y bases aceite que han sido previamente expuestos al agente de control de filtraciones. Es preferible que sustancialmente todo el agente de control de las filtraciones permanezca en estado sólido en el fluido de perforación durante el procedimiento de perforación.

Las realizaciones antes descriptas de la presente invención sólo tienen un carácter ilustrativo. Los expertos en el arte advertirán la posibilidad de introducir modificaciones y variantes a las realizaciones específicas sin apartarse del alcance del invento, el cual está definido únicamente por las reivindicaciones que se acompañan.

Claims (26)

1. Reivindicaciones 1. Un fluido de perforación para reducir o controlar la circulación perdida a una formación subterránea que rodea el orificio de un pozo en un proceso de perforación de un pozo, caracterizado porque comprende: un fluido de perforación base; y un agente de control de filtraciones de fluido primario que comprende cera o una sustancia cerosa, en el cual la cera o la sustancia cerosa posee un tamaño de partícula superior a 50 micrones.
2. 2. El fluido de perforación de la Reivindicación 1 , caracterizado porque el fluido base es un fluido a base de hidrocarburos.
3. 3. El fluido de perforación de la Reivindicación 1 , caracterizado porque el fluido de perforación es una emulsión o un fluido de control de pozo.
4. 4. El fluido de perforación de la Reivindicación 1 , caracterizado porque el fluido base es un fluido acuoso.
5. 5. El fluido de perforación de cualquiera de las Reivindicaciones precedentes, caracterizado porque el agente de control de filtraciones de fluido primario es una cera natural o una cera sintética.
6. 6. El fluido de perforación de la Reivindicación 5, caracterizado porque la cera natural es seleccionada entre una o más de las siguientes, cera de abejas, cera de lanolina, cera de lanocerina, cera de laca, cera de carnauba, cera de candelilla, cera de jojoba, cera de lino, cera de caña de azúcar y cera de ouricuri, cera de petróleo, cera mineral, cera fósil, cera de parafina, cera de petrolato, cera microcristalina, cera semi-microcristalina, cera intermedia, cera de ozocerita, cera de ceresina o cera de montana.
7. 7. El fluido de perforación de la Reivindicación 5, caracterizado porque la cera en el cual la cera sintética es seleccionada entre una o más de las siguientes, polipropileno (PP), polietileno (PE), polietileno de alta densidad (HDPE), politetrafluoroetileno (PTFE), Fisc er-Tropsc ™, amina de ácidos grasos, cera de hidrocarburo clorada u otra químicamente modificada o una cera de poliamida.
8. 8. El fluido de perforación de cualquiera de las Reivindicaciones 1 a 6, caracterizado porque el agente de control de filtraciones de fluido primario es una cera de parafina.
9. 9. El fluido de perforación de cualquiera de las Reivindicaciones precedentes, caracterizado porque la cera o sustancia cerosa es refinada.
10. 10. El fluido de perforación de cualquiera de las Reivindicaciones precedentes, caracterizado porque el agente de control de filtraciones de fluido primario se encuentra en una concentración que oscila aproximadamente entre 0.01 kg/m3 y 500 kg/m3 en el mismo.
11. 11. El fluido de perforación de cualquiera de las Reivindicaciones precedentes, caracterizado porque el agente de control de filtraciones de fluido primario se encuentra en una concentración que oscila aproximadamente entre 1 kg/m3 y 100 kg/m3 en el mismo.
12. 12. El fluido de perforación de cualquiera de las Reivindicaciones precedentes, caracterizado porque el agente de control de filtraciones de fluido primario se encuentra en una concentración que oscila aproximadamente entre 5 kg/m3 y 20 kg/m3 en el mismo.
13. 13. El fluido de perforación de cualquiera de las Reivindicaciones precedentes, caracterizado porque el agente de control de filtraciones de fluido primario posee un tamaño de partícula que oscila aproximadamente entre 50 y 1000 micrones.
14. 14. El fluido de perforación de cualquiera de las Reivindicaciones precedentes, caracterizado porque el agente de control de filtraciones de fluido primario posee un tamaño de partícula que oscila aproximadamente entre 100 y 6000 micrones.
15. 15. El fluido de perforación de cualquiera de las Reivindicaciones precedentes, caracterizado porque el agente de control de filtraciones de fluido primario posee un punto de fusión superior a aproximadamente 20°C.
16. 16. El fluido de perforación de cualquiera de las Reivindicaciones precedentes, caracterizado porque el agente de control de filtraciones de fluido primario posee un punto de fusión que oscila aproximadamente entre 25°C y 200°C.
17. 17. El fluido de perforación de cualquiera de las Reivindicaciones precedentes, caracterizado porque el agente de control de filtraciones de fluido primario posee un punto de fusión que oscila aproximadamente entre 40°C y 140°C.
18. 18. El fluido de perforación de cualquiera de las Reivindicaciones precedentes, caracterizado porque el agente de control de filtraciones de fluido primario posee un punto de fusión que oscila aproximadamente entre 65°C y 85°C.
19. 19. El fluido de perforación de cualquiera de las Reivindicaciones precedentes, caracterizado porque comprende además un material para la circulación perdida secundario.
20. 20. El fluido de perforación de la Reivindicación 19, caracterizado porque el material para la circulación perdida secundaria es seleccionado entre fibras orgánicas, fibras orgánicas molidas, aserrín, Gilsonite™, asfalto, cellophane™, plástico, carbonato de calcio, asfalto sulfonado, gilsonita sulfonada o combinaciones de los mismos.
21. 21. El fluido de perforación de la Reivindicación 1 , caracterizado porque el agente de control de filtraciones de fluido primario comprende una mezcla de cera de parafina y cera microcristalina.
22. 22. Un método destinado a reducir o impedir la circulación perdida de fluido de perforación a una formación subterránea durante el proceso de perforación de un pozo, caracterizado porque comprende: incorporar una cera o sustancia cerosa con un tamaño de partícula superior a los 50 micrones a un fluido de perforación como un agente de control de filtraciones de fluido primario, siendo este agente agregado al fluido de perforación antes o durante la perforación; y bombear el fluido de perforación por el orificio durante la perforación.
23. 23. El método de la Reivindicación 22, caracterizado porque el fluido de perforación comprende el agente de control de filtraciones de fluido primario de acuerdo a cualquiera de las Reivindicaciones 1 a 21.
24. 24. El método de la Reivindicación 22 o 23, caracterizado porque el agente de control de filtraciones de fluido se incorpora al fluido de perforación mientras circula en el pozo o se coloca en tanques de almacenamiento para agregarlo al fluido de perforación y bombeado en el pozo.
25. 25. El método de cualquiera de las Reivindicaciones 22 a 24, caracterizado porque el agente de control de filtraciones de fluido forma una capa semi-permeable de cera en o sobre la formación subterránea.
26. 26. Un método destinado a reducir o controlar las pérdidas por filtración en una formación subterránea en un proceso de perforación de un pozo, caracterizado porque comprende: incorporar cera o una sustancia cerosa con un tamaño de partícula superior a los 50 micrones en volúmenes controlados o adiciones impeditivas al fluido de perforación en o cerca de una zona de pérdida para sellar la zona de pérdida con cera o sólidos de cera.