MX2011001655A - Abrasividad reducida con material de peso micronizado. - Google Patents
Abrasividad reducida con material de peso micronizado.Info
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Abstract
Se describe un método para prolongar la duración de vida útil promedio de herramientas en el fondo de un pozo, que incluye hacer circular el fluido del pozo que comprende un fluido base y al menos uno de un agente de peso micronizado y un agente de peso revestido con dispersante a través del pozo; e1644 P110347 -Finaln donde fluido del pozo se caracteriza porque tiene al menos uno de un peso equivalente, una velocidad de sedimentación equivalente o inferior, y un desprendimiento equivalente o inferior que un fluido de perforación de línea base, que comprende un fluido base y un agente de peso a base de barita grado API, y en donde el fluido de pozo reduce desgaste abrasivo de la herramienta en el fondo del pozo, en comparación con perforación con el fluido del pozo de línea base.
Description
ABRASIVIDAD REDUCIDA CON MATERIAL DE PESO MICRONIZADO
REFERENCIA CRUZADA A SOLICITUDES RELACIONADAS
Esta solicitud corresponde a una continuación-en-parte de las Solicitudes de Patente de los E.U.A. co-pendientes Números de Serie 11/737,284 y 11/737,303, que respectivamente son una solicitud, de continuación y una solicitud divisional de la Solicitud de Patente de los E.U.A. Número de Serie 10/610,499, al cual es una continuación-en-parte de la Solicitud de patente de los E.U.A. Número de Serie 09/230,302, la cual es una Solicitud en fase nacional de los E.U.A. bajo 35 U.S.C. § 371 de una Solicitud Internacional del TCP (PCT) Número PCT/EP97/003802 , presentada en julio 16, 1997, la cual a su vez reclama prioridad bajo la Convención de Paris de la Solicitud de Patente del Reino Unido Número 9615549.4 presentada en julio 24, 1996: Esta solicitud también es una solicitud de continuación-en-parte de la Solicitud de Patente de los E.U.A. co-dependiente Número de Serie 11/617,576, la cual es una solicitud de continuación de la Solicitud de Patente de los E.U.A. Número de Serie 11/145,054, ahora Patente de los E.U.A. Número 7,176,165, que reclama prioridad de la Solicitud Provisional de Patente de los E.U.A. Número de Serie 60/576,420. Esta solicitud también es una solicitud de continuación-en-parte de la Solicitud de Patente de los E.U.A. co-dependiente Número de Serie 11/617,031, la cual es
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CAMPO DE LA INVENCIÓN
Las modalidades aquí descritas se refieren en general a fluidos de perforación utilizados en operaciones en el fondo del pozo. En particular, las modalidades aquí descritas se refieren a fluidos de perforación que poseen disminuida abrasividad.
ANTECEDENTES
En la exploración por recursos naturales, tales como petróleo y gas, se emplean montajes de perforación para penetrar formaciones terrestres de diversas durezas. El montaje de perforación típicamente comprende una broca de perforación que taladra la tierra montada en el extremo inferior de una sarta de perforación, que se hace girar al girar la sarta de perforación en la superficie o por accionamiento de motores o turbinas en el fondo del pozo, o
por ambos métodos. Cuando se aplica peso o lastre a la sarta de perforación, la broca de perforación giratoria acopla con la formación terrestre y procede para formar una perforación sobre una ruta predeterminada hacia una zona objetivo. El mecanismo del acoplamiento de la formación del terreno depende del tipo de la broca de perforación empleada en el montaje y puede ser cualquiera de mecanismos de cizallado, trituración, . escarbado con gubia o abrasión. Estas herramientas en el fondo del pozo por lo tanto están sujetas constantemente a fuerzas erosivas mientras que acoplan la formación terrestre.
Los fluidos de perforación se bombean al fondo de la sarta de perforación y a través de la superficie de la broca de perforación en donde enfrían y limpian la superficie de la broca de perforación. Diversos fluidos se emplean cuando se perforan o completa un pozo, y los fluidos pueden utilizarse por una variedad de razones. Usos comunes para fluidos de pozo incluyen: lubricación y enfriamiento de las superficies de corte de la broca de perforación mientras que se taladra en general o perforación dirigida (es decir, perforación en una formación petrolífera objetivo) , transporte a la superficie de "cortes" (trozos de formación desprendidos por la acción de corte de los dientes en una broca de perforación) , controlar la presión de fluido de la formación para evitar reventones o rupturas, mantener la
estabilidad del pozo, suspender sólidos en el pozo, reducir al mínimo perdida de fluido al interior y estabilizar la formación, a través de la "cual se perfora el pozo, fracturar la formación en la vecindad del pozo, desplazar el fluido dentro del pozo con otro fluido, limpiar el pozo, probar el pozo, transmitir potencia hidráulica a la broca de perforación, fluido empleado para emplazar un empaque o tapón, abandonar el pozo o preparar el pozo para abandono, y otra forma tratar el pozo o la formación.
El movimiento adecuado de los fluidos de perforación, utilizado para retirar los cortes de rocas y enfriar la superficie expuesta de la herramienta de corte, es importante para el adecuado funcionamiento y desempeño de estas herramientas de corte. Por ejemplo, la cara de corte de una broca impregnada con diamantes, típicamente incluye un montaje de rutas de fluido rebajadas pretendidas para promover flujo uniforme desde una cámara de empuje central a la periferia de la broca. Las rutas de fluido usualmente dividen la capa abrasiva en distintas costillas elevadas con diamantes expuestos en las partes superiores de las costillas. El fluido proporciona enfriamiento para los diamantes expuestos y forma un fango con los cortes de rocas o sólidos de perforación. El fango debe recorrer a través de la parte superior de la costilla antes de volver a entrar a las rutas de fluido, lo que contribuye a desgaste del
material de soporte.
En general, los fluidos de perforación deberán ser susceptibles a bombear bajo presión descendiendo a través de las sartas de la tubería de perforación, después a través y alrededor de la cabeza de la broca, de perforación en la profundidad del terreno, y posteriormente regresados a la superficie del terreno a través de un anillo entre el exterior de la columna de perforación y la pared del orificio o tubería de revestimiento. Más allá de proporcionar lubricación y eficiencia de perforación, y el retardar el desgaste, los fluidos de perforación deberán suspender y transportar partículas sólidas a la superficie para separación y deshechos. Además, los fluidos deberán ser capaces de suspender agentes aditivos de peso (para incrementar la gravedad específica del lodo) , en general baritas finamente molidas (sulfato de bario), y arcilla de transporte y otras substancias capaces de adherir a y revestir la superficie de la perforación.
Los fluidos de perforación en general se caracterizan como sistemas de fluido tixotrópicos . Esto es, exhiben baja viscosidad al cizallarse, tales como cuando están en circulación (como ocurre durante bombeo o contacto con la broca de perforación en movimiento) . Sin embargo, cuando la acción de cizalla se detiene, el fluido deberá ser capaz de suspender los sólidos que contiene, para evitar
separación por gravedad. Además, cuando el fluido de perforación esta bajo condiciones de cizalla y un líquido cercano de flujo libre, debe retener una viscosidad suficientemente alta para transportar todas las materias en partículas indeseadas desde el fondo de la perforación a la superficie. La formulación del fluido de perforación también deberá permitir que los cortes y otro material de partículas indeseadas, se separen de la fracción de líquido después de transporte a la superficie.
Hay una necesidad creciente por fluidos de perforación que tienen los perfiles reológicos que permiten que pozos, en especial pozos profundos u horizontales, se han taladrado más fácilmente. Los fluidos de perforación que tienen propiedades reologicas ajustadas a la medida, aseguran que se retiren los cortes de la perforación lo más eficiente y efectivo que sea posible para evitar la formación de lechos de cortes en el pozo, lo que puede provocar que la sarta de perforación se atasque, entre otras cuestiones. Hay también necesidad desde una perspectiva de hidráulica de fluidos de perforación, particularmente con respecto a densidad de circulación equivalente, en reducir las presiones requeridas para circular el fluido. Esto ayuda a evitar exposición de la formación a fuerzas excesivas que pueden fracturar la formación provocando que el fluido, y posiblemente que el pozo, se pierda. Además, un perfil mejorado es necesario
para evitar asentamiento o desprendimiento del agente de peso en el fluido, si esto ocurre puede llevar a un perfil de densidad no uniforme dentro del sistema de fluido de circulación, lo que puede resultar en pérdida de control del pozo, tal como debido a penetración de gas /fluido, y problemas de estabilidad en la perforación, tales como hundimiento o derrumbe y fracturas .
Características de fluido requeridas para cumplir con estos retos incluyen por ejemplo, que el fluido sea de fácil bombeo, requiriendo la cantidad mínima de presión que fuerza al fluido a través de restricciones en el sistema de fluido de circulación, tales como boquillas de broca o herramientas en el fondo del pozo. En otras palabras, el fluido deberá tener la viscosidad más baja posible . bajo condiciones de alta cizalla. Por el contrario, en zonas del pozo en donde el área de flujo es grande, la velocidad de fluido es baja, en donde hay condiciones de baja cizalla o corte, o cuando el fluido es estático, la viscosidad del fluido deberá ser lo más alta posible, a fin de evitar sedimentación, suspensión y transporte del material de peso y los cortes perforados. Sin embargo, también habrá de notarse que la viscosidad del fluido no deberá continuar incrementándose bajo condiciones estáticas a niveles inaceptables. De otra forma, cuando se recupera la circulación de fluido, esto puede llevar a presiones
excesivas que pueden fracturar la formación o en forma alterna puede llevar a tiempo perdido si la fuerza requerida para recuperar un sistema de fluido totalmente en circulación, está más allá de los límites de las bombas.
Los fluidos en la perforación también deben contribuir a la estabilidad de la perforación, y controlar el flujo de gas, petróleo o agua desde los poros de la formación a fin de evitar, por ejemplo el flujo o reventado de fluidos de formación o el colapso de las formaciones terrestres a presión. La columna de fluido en el orificio ejerce una. presión hidrostática proporcional a la profundidad del orificio y la densidad del fluido. Formaciones de alta presión pueden requerir un fluido con una gravedad específica de 3.0 o superior. Como tal, agentes de peso o lastre para fluidos de perforación se eligen primordialmente con base en la densidad que proporciona para mantener la estabilidad de la perforación.
Adicionalmente, cuando se desgasta una broca de perforación o falla a medida que una perforación se realiza, es necesario retirar la sarta de perforación para reemplazar la broca. La cantidad de tiempo requerido para reemplazar una broca y regresar la sarta de perforación a uso funcional esencialmente se pierde de la operación de perforación. Este tiempo puede volverse una porción significante en tiempo total para completar un pozo, especialmente si son grandes
las profundidades del pozo. Este desgaste excesivo debido a abrasión por lo tanto también resulta en incrementado mantenimiento y recortes de producción. El desgaste abrasivo en el equipo en el fondo del pozo puede incurrir en grandes costos.
El reducir el desgaste abrasivo de las herramientas en el fondo del pozo puede reducir el tiempo no operativo para reparación. Esto prolongará los tiempos que se dedican en perforación y por lo tanto incrementara la eficiencia y efectividad en costo de la operación de perforación. De acuerdo con esto, existe una necesidad incrementada por llevar al máximo la vida en servicio de las herramientas en el fondo del pozo.
COMPENDIO DE LA INVENCIÓN
En un aspecto, las modalidades aguí descritas se refieren a un método para prolongar la extensión de vida útil promedio de herramientas en el fondo del pozo, que incluye circular el fluido de la perforación que comprende un fluido base y al menos un agente de peso micronizado y un agente de peso revestido con dispersante a través de la perforación; en donde el fluido de perforación se caracteriza porque tiene al menos uno de un peso equivalente, una velocidad de sedimentación equivalente o menor, y un desprendimiento equivalente o menor que un fluido de perforación de línea base que comprende un fluido base y un agente de peso a base
de barita grado API; y en donde el fluido de perforación reduce el desgaste abrasivo de la herramienta en el fondo del pozo, en comparación con perforación con , el fluido de perforación de linea base.
En otro aspecto, las modalidades aquí descritas se refieren a un método para lubricar herramientas en el fondo del pozo, que incluye hacer circular el fluido de la perforación que comprende un fluido base y ál menos uno de un agente de peso micronizado y un agente de peso revestido con dispersante a través de la perforación; en donde él fluido de la perforación se caracteriza porque tiene cuando menos uno de un peso equivalente, una velocidad de sedimentación equivalente o inferior y un desprendimiento equivalente o menor que un fluido de perforación de línea base, que comprende un fluido base y un agente de peso a base de barita grado API, en donde el .fluido de perforación reviste la herramienta en el fondo del pozo; y en donde el fluido de perforación reduce el desgaste abrasivo de la herramienta en el fondo del pozo en comparación con perforación con el fluido de perforación de línea base.
Otros aspectos y ventajas de la invención serán aparentes de la siguiente descripción y las reivindicaciones anexas .
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS
La FIGURA 1. muestra resultados de la prueba de
abrasión API .
DESCRIPCIÓN DETALLADA
En un aspecto, las modalidades aquí descritas se refieren a perforación o terminación de una formación terrestre utilizando un fluido de perforación. En otros aspectos, las modalidades aquí descritas se refieren a reducir abrasividad cuando se perfora o completa una formación terrestre al utilizar un fluido de perforación que comprende un fluido base y un agente de peso micronizado. En otros aspectos, las modalidades aquí descritas se refieren a reducir la abrasividad cuando se perfora o completa una formación terrestre, al utilizar un fluido de perforación que comprende un fluido base y un agente de peso micronizado revestido con dispersante. Fluidos de perforación aquí descritos comprenden agentes de peso micronizados revestidos dispersante y/o micronizados, que pueden proporcionar abrasividad reducida en comparación con fluidos de perforación típicos formados con barita grado API.
Fluidos utilizados en las modalidades aquí descritas pueden incluir agentes de peso micronizados. En algunas modalidades, los agentes de peso micronizados pueden estar sin revestir. En otras modalidades, los agentes de peso micronizados pueden estar revestidos con un dispersante. Por ejemplo, los fluidos empleados en algunas modalidades aquí descritas pueden incluir agentes de peso micronizados
revestidos con dispersante. Los agentes de peso revestidos pueden formarse ya sea por un proceso de revestimiento en seco o un proceso de revestimiento en húmedo. Los agentes de peso adecuados para utilizar en otras modalidades aquí descritas pueden incluir aquellos descritos en las Publicaciones de las Solicitudes de Patentes de los E.U.A. Números 20040127366 , 20050101493 , 20060188651 , las Patente de los E.U.A. Números. 6 , 586 , 372 y 7 , 176 , 165 , y la Solicitud Provisional de Patente de los E.U.A. Número de Serie 60 / 825 , 156 , cada una de las cuales aquí se incorpora por referencia.
Agentes de peso micronizados utilizados en algunas modalidades aquí descritas pueden incluir una variedad de compuestos bien conocidos por una persona con destreza en la técnica. En una modalidad particular, el agente de peso puede seleccionarse de uno o más de los materiales incluyendo por ejemplo, sulfato de bario (barita) , carbonato de calcio (calcita) , dolomita, ilmenita, hematita u otras menas de hierro, olivina, siderita, óxido de manganeso, y sulfato de estroncio. Una persona con destreza ordinaria en la técnica reconocerá que la selección de un material particular, puede depender sustancialmente de la densidad del material como típicamente, la viscosidad de fluido de perforación más baja en cualquier densidad particular, se obtiene al utilizar las partículas de más alta densidad. Sin embargo, otras
consideraciones pueden influenciar la selección de producto tales como costo, disponibilidad local/ la energía requerida para triturar, y si los sólidos residuales o la torta filtro pueden retirarse fácilmente del pozo.
En una modalidad, el agente de peso micronizado puede tener una dgo en el intervalo desde 1 a 25 mieras y una d50 en el intervalo de 0.5 a 10 mieras. En otra modalidad, el agente de peso micronizado incluye partículas que tienen una dgo en el intervalo de 2 a 8 mieras y una d50 en el intervalo de 0.5 a 5 mieras. Una persona con destreza ordinaria en la especialidad reconocerá que dependiendo de la técnica de dimensionamiento o ajuste de tamaño, el agente de peso puede tener una distribución de tamaño de partículas diferente a una distribución monomodal. Esto es, el agente de peso puede tener una distribución de tamaño de partículas que, en diversas modalidades, puede ser monomodal, que puede ser o no Gaussiana, bimodal o polimodal.
Se ha encontrado que una predominancia de partículas que son muy finas (es decir inferiores a aproximadamente 1 miera) resulta en la formación de una pasta de alta reología. De esta manera, se ha encontrado inesperadamente que las partículas de agente de peso deben ser suficientemente pequeñas para evitar cuestiones de desprendimiento, pero no tan pequeñas para tener un impacto adverso en la reología. De esta manera, partículas de agente
de peso (barita) que cumplen con los criterios de distribución de tamaño de partículas aquí descritos, pueden emplearse sin impactar adversamente a las propiedades de reológicas de los fluidos de perforación. En una modalidad, un agente de peso micronizado se dimensiona de manera tal que: partículas que tienen un diámetro menor a 1 miera son de 0 a 15 por ciento en volumen; partículas que tienen un diámetro entre 1 miera y 4 mieras son 15 a 40 por ciento en volumen,- partículas que tienen un diámetro entre 4 mieras y 8 mieras son 15 a 30 en volumen; partículas que tienen un diámetro entre 8 mieras y 12 mieras son de 5 a 15 por ciento en volumen; partículas que tienen un diámetro entre 12 mieras y 16 mieras son 3 a 7 por ciento en volumen; partículas que tienen un diámetro entre 16 mieras y 20 mieras son de 0 a 10 por ciento en volumen; partículas que tienen un diámetro mayor a 20 mieras son de 0 a 5 por ciento en volumen. En otra modalidad, el agente de peso micronizado se dimensiona de manera tal que la distribución de volumen acumulativo es : menor que 10 por ciento o las partículas son menos de 1 miera; menor a 25 por ciento están en el intervalo de 1 miera a 3 mieras; menos de 50 por ciento están en el intervalo de 2 mieras a 6 mieras; menos de 75 por ciento están en el intervalo de 6 mieras a 10 mieras; y menos de 90 por ciento están en el intervalo de 10 mieras a 24 mieras.
El uso de agentes de peso micronizados se ha
descrito en la Publicación de la Solicitud de Patente de los E.U.A. No. 20050277553 otorgada a la cesionaria de la presente solicitud, y aquí incorporada por referencia. Partículas que tienen estas distribuciones de tamaño pueden obtenerse por varios medios. Por ejemplo, partículas dimensionadas, tales como un producto de barita conveniente que tiene distribuciones de tamaño de partículas similares como aquí se describe, puede adquirirse comercialmente . Puede obtenerse un material adecuado de molido más grueso, y el material puede ser molido adicionalmente por cualquier técnica conocida al tamaño de partículas deseado. Estas técnicas incluyen molienda con chorro, técnicas de molienda e seco de alto desempeño o cualquier otra técnica que se conoce en la especialidad en general para moler productos en polvo. En una modalidad, partículas de barita de tamaño apropiado pueden retirarse selectivamente de una corriente de producto de una planta de trituración de barita convencional, que puede incluir retirar en forma selectiva los finos desde una operación de molienda de barita con grado API convencional. Los finos a menudo se consideran un sub-producto del proceso de trituración, y convencionalmente estos materiales se mezclan con materiales más gruesos para lograr una barita de grado API. Sin embargo, de acuerdo con la presente descripción, estos sub-productos finos además pueden procesarse mediante un clasificador de aire para lograr las
distribuciones de tamaño de partículas aquí descritas . Todavía en otra modalidad, los agentes de peso micronizados pueden formarse por precipitación química. Estos productos precipitados pueden emplearse solos o en combinación con productos mecánicamente molidos.
En algunas modalidades, los agentes de peso micronizados incluyen partículas coloidales sólidas que tienen un agente desfloculante o dispersante, revestido en la superficie de la partícula. Además, una persona con destreza en la especialidad apreciará que el término "coloidal" se refiere a una suspensión de las partículas, y no imparte ninguna limitación de tamaño específica. Por el contrario, el tamaño de los agentes de peso micronizados de la presente descripción puede variar en un1 intervalo y solo se limita por las reivindicaciones de la presente solicitud. El tamaño de partículas micronizadas genera suspensiones o fangos de alta densidad que muestran una reducida tendencia a sedimento o desprendimiento, mientras que el dispersante en la superficie de la partícula controla las interacciones inter partículas lo que resulta en menores perfiles reológicos. De esta manera, la combinación de alta densidad, tamaño de partículas fino y control de interacciones coloidales por revestimiento de superficie de las partículas con un dispersante, reconcilia los objetivos de alta densidad, menor viscosidad y mínimo desprendimiento.
En algunas modalidades, un dispersante puede revestirse sobre el aditivo de peso en partículas durante el proceso de trituración (molienda) . Es decir, aditivo de peso grueso se muele en la presencia de una concentración relativamente alta de dispersante, de manera tal que las superficies recientemente formadas de las partículas finas se expongan a y de esta manera se revisten por el dispersante. Se especula que esto permite que el dispersante encuentre una conformación aceptable en la superficie de partículas, de esta manera revistiendo a la superficie. En forma alterna, se especula que debido a que una concentración relativamente superior de dispersante está en el fluido de trituración o de molienda, en oposición en un fluido de perforación, el dispersante más probablemente se adsorbe (ya sea en forma física o química) en la superficie de las partículas. Como se emplea aquí el término, "revestir la superficie" se pretende que significa que un número suficiente de moléculas de dispersantes se adsorben (física o químicamente) o de otra forma está cercanamente asociado con la superficie de las partículas, de manera tal que las partículas finas de material no provocan el aumento rápido en viscosidad que se observa en la técnica previa. Al utilizar esta definición, una persona con destreza en la técnica deberá comprender y apreciar, que las moléculas de dispersante actualmente no pueden cubrir por completo la superficie de la partícula y
que la cuantificación del número de moléculas es muy difícil. Por lo tanto, por necesidad, se basa en la definición orientada por resultados. Como resultado del proceso, se pueden controlar las interacciones coloidales , de las partículas finas al revestir la partícula con dispersantes antes de adición al fluido del pozo. Al hacerlo, es posible controlar sistemáticamente las propiedades reológicas de fluidos que contiene el aditivo así como la tolerancia a contaminantes en el fluido además de mejorar las .propiedades de pérdida de fluido (filtración) del fluido.
En algunas modalidades, los agentes de peso incluyen partículas coloidales sólidas dispersas con un diámetro de partículas promedio en peso (dso) menor a 10 mieras, que se revisten con un agente desfloculante polimérico o agente dispersante. En otras modalidades, los agentes de peso ¦ incluyen partículas coloidales sólidas dispersas, con un diámetro de partículas promedio en peso (d50) menor a 8 mieras que se revisten con un agente desfloculante polimérico o agente dispersante; menos de 6 mieras en otras modalidades; menos de 4 mieras en otras modalidades; y inénos de 2 mieras todavía en otras modalidades. El tamaño de partículas finas genera suspensiones o fangos que muestran una tendencia reducida a sedimento o desprendimiento, y el agente de dispersión polimérico en la superficie de las partículas puede controlar
las interacciones ínter partículas y de esta manera producirá perfiles reológicos menores. Es la combinación de tamaño de partículas finas y control de interacciones coloidales lo que reconcilia los dos objetivos de menor viscosidad y , desprendimiento mínimo. Adicionalmente, la presencia de dispersante en el proceso de fragmentación, produce partículas discretas que pueden formar una torta filtro empacada de manera más eficiente y de esta manera reducir ventajosamente las proporciones de filtración.
El revestir el agente de peso micronizado con el dispersante también puede realizarse en un proceso de mezclado en seco, de manera tal que el proceso est,é sustancialmente libre de solvente. El proceso incluye mezclar el agente de peso y un dispersante en una proporción deseada para formar un material mezclado. En una modalidad, el agente de peso puede estar inicialmente fuera de las dimensiones y basarse en el proceso de mezclado para triturar las partículas al intervalo de tamaños deseado como se describió anteriormente. En forma alterna, el proceso puede empezar con agentes de peso dimensionados . El material mezclado puede entonces alimentarse a un sistema de termo intercambio, tal como un sistema de desorción térmica. La mezcla puede enviarse a través del cambiador de calor utilizando un mezclador, tal como un transportador en espiral o sin fin. Al enfriar, el polímero puede permanecer asociado
con el agente de peso. La mezcla de agente de peso/polímero puede entonces separarse en un agente de peso revestido con polímero, polímero no asociado, y cualesquiera aglomerados que puedan haberse formado. El polímero no asociado puede reciclarse opcionalmente al inicio del proceso, si se desea. En otra modalidad, el proceso de mezclado en seco solo puede servir para revestir el agente de* peso sin calentar.
En forma alterna, un agente de peso dimensionado puede revestirse por adsorción térmica como se describió anteriormente, en la ausencia de' un proceso de mezclado en seco. En esta modalidad, un proceso para producir un substrato revestido puede incluir calentar un agente de peso dimensionado, a una temperatura suficiente para reaccionar dispersante monomérico en el agente de peso para formar un agente de peso dimensionado revestido con polímero y recuperar el agente de peso revestido con polímero. En otra modalidad, se puede utilizar un proceso catalizado para formar el polímero en la presencia del agente de peso dimensionado. Todavía en otra modalidad, el polímero puede estar preformado y puede ser adsorbido térmicamente sobre el agente de peso dimensionado .
En algunas modalidades, el agente de peso micronizado puede formarse de partículas compuestas por un material de gravedad específica de al menos 2.3; al menos 2.4 en otras modalidades; al menos 2.5 en otras modalidades; al
menos 2.6 en otras modalidades; y al menos 2.68 todavía en otras modalidades. Por ejemplo, un agente de peso formado de partículas que tienen una gravedad específica de al menos 2.68 puede permitir que fluidos de perforación se formulen para cumplir con la mayoría de los requerimientos de densidad sin embargo que tengan una fracción de volumen de partículas suficientemente baja para que el fluido se pueda bombear.
Como se mencionó anteriormente, modalidades del agente de peso micronizado pueden incluir un agente desfloculante o un dispersante. En una modalidad, el dispersante puede seleccionarse de ácidos carboxílicos de peso molecular de al menos 150 Daltons, tal como ácido oleico y ácidos grasos polibásicos, ácidos alquilbencen sulfónicos, ácidos alean sulfónicos, ácidos alfa-olefina sulfónicos lineales, fosfolípidos tales como lecitina, incluyendo sus sales e incluyendo sus mezclas. Polímeros sintéticos también pueden emplearse tales como HYPER ER OM-1 (Imperial Chemical Industries, PLC, Londres, Reino Unido) o poliacrilato ésteres, por ejemplo. Estos poliacrilato ésteres pueden incluir polímeros de estearil metacrilato y/o butilacrilato . En otra modalidad, puede emplearse los ácidos correspondientes de ácido metacrílico y/o ácido acrílico. Una persona con destreza en la técnica reconocerá que otros monómeros acrilato u otros de ácido carboxílico insaturados (o sus ésteres) pueden emplearse para lograr sustancialmente
los mismos resultados que se describe aquí .
Cuando un agente de peso micronizado revestido con dispersante se va a utilizar en fluidos basados en agua, un polímero soluble en agua con peso molecular de al menos 2000 Daltons puede emplearse en una modalidad particular. Ejemplos de estos polímeros solubles en agua pueden incluir un homopolímero o copolímero de cualquier monómero seleccionado de ácido acrílico, ácido itacónico, ácido o anhídrido maleico, ácido hidroxipropil acrilato vinilsulfónico, ácido acri,lamido 2-propan sulfónico, acrilamida, ácido estiren sulfónico, fosfato esteres acrílieos, metil vinil éter y vinil acetato o sus sales.
El dispersante polimérico puede tener un peso molecular promedio desde aproximadamente 10,000 Daltons a aproximadamente 300,000 Daltons en una modalidad, desde aproximadamente 17,000 Daltons a aproximadamente 40,000 Daltons en otra modalidad, y desde aproximadamente 200,000-300,000 Daltons en todavía otra modalidad. Una persona con destreza en la técnica reconocerá que cuando el dispersante se agrega al agente de peso durante un proceso de molienda, pueden emplearse polímeros de peso molecular intermedio (10,000-300,000 Daltons).
Además, específicamente está dentro del alcance de las modalidades aguí descritas que el dispersante polimérico se polimerice antes de o simultáneamente con los procesos de
mezclado en seco o húmedo aquí descritos. Estas polimerizaciones pueden involucrar, por ejemplo polimerización térmica, polimerización catalizada, polimerización iniciada o sus combinaciones.
Dada la naturaleza de partículas de los agentes de peso micronizados y micronizados revestidos con dispersante aquí descritos, una persona con destreza en la técnica habrá de apreciar que componentes adicionales pueden mezclarse con el agente de peso para modificar diversas propiedades macroscópicas. Por ejemplo, agentes anti-aglomerantes , agentes lubricantes, y agentes empleados para mitigar la acumulación de humedad, pueden incluirse. En forma alterna, materiales sólidos que mejoran la lubricidad o ayudan a controlar la pérdida de fluido, pueden agregarse a los agentes de peso y fluido de perforación aquí descritos. En un ejemplo ilustrativo, grafito natural finamente pulverizado, coque de petróleo, carbón grafitizado o mezclas de estos, se agregan para mejorar la lubricidad, velocidad de penetración y pérdida de fluido así como otras propiedades del fluido de perforación. Otra modalidad ilustrativa utiliza materiales de polímero finamente molidos para impartir diversas características al fluido de perforación. En casos en donde estos materiales se agregan, es importante notar que el volumen de material agregado no deberá tener un impacto adverso substancial en las propiedades y desempeño de
los fluidos de perforación. En una modalidad ilustrativa, materiales de pérdida de fluido polimérico que comprende menos de 5 por ciento en peso, se agregan para mejorar las propiedades del fluido de perforación. En forma alterna, menos de 5 por ciento en peso de grafito de tamaño conveniente y coque de petróleo se agregan para mejorar la lubricidad y propiedades de pérdida del fluido. Finalmente, en otra modalidad ilustrativa, menos de 5 por ciento en peso de un agente anti-aglomerante convencional, se agregan para ayudar al almacenamiento a granel de los materiales de peso.
Otros aditivos que pueden incluirse en los fluidos de perforación aquí descritos incluyen por ejemplo, agentes humectantes, arcillas organofílicas , viscosificantes , agentes para control de pérdida de fluido, surfactantes, dispersantes, reductores de tensión interfacial, amortiguadores de pH, solventes mutuos, disolventes o diluyentes, agentes adelgazadores o diluyentes y agentes de limpieza. La adición de estos agentes deberá ser bien conocida por una persona con destreza en la técnica de formular fluidos y lodos de perforación.
Los materiales en partículas como se describe aquí (es decir, los agentes de peso micronizados revestidos y/o sin revestir) pueden agregarse a un fluido de perforación como un agente de peso en una forma seca o concentrados como un. fango ya sea en un medio acuoso o como un líquido
orgánico. Como se conoce, un líquido orgánico deberá tener las características ambientales necesarias requeridas para aditivos a fluidos de perforación basados en aceite. Con esto en mente, el fluido oleaginoso puede tener una viscosidad cinemática menor a 10 centistokes (10 mm2/s) a 40 grados C y por razones de seguridad, un punto de inflamación mayor a 60 grados C. Líquidos oleaginosos convenientes, por ejemplo son gasóleo o combustible diesel, petróleos o gasolinas blancas, n-alcanos o aceites sintéticos tales como aceites de alfa-olefinas , aceites éster, mezclas de estos fluidos, así como otros fluidos similares conocidos por una persona con destreza en la técnica de perforación, u otra formulación de fluido de perforación. En una modalidad, la distribución de tamaño de partículas deseada se logra mediante molienda en húmedo de los materiales más gruesos en el fluido portador deseado.
Las partículas dimensionadas descritas anteriormente (es decir, los agentes de peso revestidos ylo sin revestir micronizados ) puede emplearse en cualquier fluido de perforación tal como perforación, cementado, terminación, empacado, acondicionamiento (reparación) , estímulo, matar el pozo, fluidos espaciadores, y otros usos de fluido de alta densidad, tales como en un fluido de separación dé medio denso o en una embarcación u otro fluido lastre de vehículo. Estos usos alternos, así como otros
usos, del presente fluido deberán ser aparentes a una persona con destreza en la técnica dada la presente descripción. De acuerdo con una modalidad, los agentes de peso pueden emplearse en una formulación de fluido de perforación. El fluido de perforación puede ser un fluido basado en agua, una emulsión directa, una emulsión inversa o un fluido basado en aceite.
Fluidos de perforación basados en agua pueden tener un fluido acuoso como el líquido base y al menos uno de un agente de peso micronizado y un agente de peso micronizado revestido con dispersante. El fluido acuoso puede incluir al menos uno de agua fresca, agua de mar, salmuera, mezclas de agua y compuestos orgánicos solubles en agua y sus mezclas . Por ejemplo, el fluido acuoso puede formularse con mezclas de deseadas sales en agua fresca. Estas sales pueden incluir, pero no están limitadas a cloruros de metales alcalinos, hidróxidos o carboxilatos , por ejemplo. En diversas modalidades del fluido de perforación aquí descrito, la salmuera puede incluir agua de mar, soluciones acuosas en donde la concentración de sal es menor que la del agua de mar, o soluciones acuosas en donde la concentración de sal es mayor que la del agua de mar. Sales que pueden encontrarse en agua de mar incluyen, pero no está limitadas a, sodio, calcio, aluminio, magnesio, potasio, estroncio y litio y sales de cloruros, bromuros, carbonatos, yoduros, cloratos,
bromatos, formiatos, sulfatos, silicatos, fosfatos, nitratos, óxidos y fluoruros . Sales que pueden incorporarse en una salmuera incluyen cualquiera una o más de aquellas presentes en agua de mar natural o cualquier otra sal disuelta orgánica o inorgánica. Adicionalmente, salmueras que pueden emplearse en los fluidos de perforación aquí descritos pueden ser naturales o sintéticas, con salmueras sintéticas que tienden a ser mucho más simples en constitución. En una modalidad, la densidad del fluido de perforación puede controlarse al incrementar la concentración de sal en la salmuera (hasta saturación) . En una modalidad particular, una salmuera puede incluir sales haluro o carboxilato de cationes mono- o divalentes de metales, tales como cesio, potasio, calcio, zinc y/o sodio.
Los fluidos de perforación de emulsión inversión/basados en aceite, pueden incluir una fase continua oleaginosa, una fase discontinua no-oleaginosa, y al menos uno de un agente de peso micronizado y un agente de peso micronizado revestido con dispersante. Una persona con destreza ordinaria en la técnica apreciará que los agentes de peso revestidos con dispersante descritos anteriormente pueden ser modificados de acuerdo con la aplicación deseada. Por ejemplo, modificaciones pueden incluir la naturaleza hidrofílico/hidrofóbica del dispersante.
El fluido oleaginoso puede ser un líquido, tal como
un aceite natural o sintético, y en algunas modalidades sp elige del grupo que incluye combustible diesel; petróleo; un aceite sintético, tal como olefinas hidrogenadas y no hidrogenadas incluyendo poliolefinas , olefinas lineales y ramificadas y semejantes, polidiorganosiloxanos , siloxanos u organosiloxanos , ésteres de ácidos grasos, específicamente alquil éteres de ácidos grasos de cadena recta, ramificada y cíclica, mezclas de los mismos y compuestos similares conocidos por una persona con destreza en la técnica; y sus mezclas . La concentración del fluido oleaginoso deberá ser suficiente de manera tal que se forme una emulsión inversa, y pueden ser menos que aproximadamente 99 por ciento en volumen de la emulsión inversa. En una modalidad, la cantidad de fluido oleaginoso es de aproximadamente 30 por ciento a aproximadamente 95 por ciento en volumen y más preferible de aproximadamente 40 por ciento a aproximadamente 90 por ciento en volumen del fluido de emulsión inversa. El fluido oleaginoso, en una modalidad, puede incluir al menos 5 por ciento en volumen de un material seleccionado del grupo que incluye ésteres, éteres, 'acétales, dialquilcarbonatos , hidrocarburos y sus combinaciones .
El fluido no oleaginoso empleado en la formulación del fluido de emulsión inversa aquí descrito, es un líquido y puede ser un líquido acuoso. En una modalidad, el líquido no-oleaginoso puede seleccionarse del grupo que incluye agua
de mar, una salmuera que contiene sales disueltas orgánicas y/o inorgánicas, líquidos que contienen compuestos orgánicos miscibles en agua y sus combinaciones . La cantidad del fluido no-oleaginoso típicamente es menor que el límite teórico requerido para formar una emulsión inversa. De esta manera, en una modalidad, la cantidad de fluido no-oleaginoso es menor que aproximadamente 70 por ciento en volumen y de preferencia aproximadamente 1 por ciento a aproximadamente 70 por ciento en volumen. En otra modalidad, el fluido no-oleaginoso de preferencia es de aproximadamente 5 por ciento a aproximadamente 60 por ciento en volumen del fluido de emulsión inversa. La fase fluida puede incluir ya sea un fluido acuoso o un fluido oleaginoso, o sus mezclas. En una modalidad particular, barita revestida u otros agentes de peso pueden incluirse en un fluido de perforación que comprende un fluido acuoso que incluya al menos uno de agua fresca, agua de mar, salmuera y sus combinaciones.
Los fluidos de perforación aquí descritos son especialmente útiles en la perforación, terminación y acondicionamiento de pozos de gas y de petróleo subterráneos. En particular, los fluidos aquí descritos pueden encontrar uso para formular lodos de perforación y fluidos de terminación que permiten eliminación fácil y rápida de la torta filtro. Estos lodos y fluidos son especialmente útiles en la perforación de pozos horizontales en formaciones que
/
contienen hidrocarburos .
Métodos convencionales pueden emplearse para preparar los fluidos' de perforación aquí descritos en una forma análoga a aquellos normalmente empleados, para preparar fluidos de perforación basados en agua y aceite convencionales. En una modalidad, una cantidad deseada de un fluido basado en agua y una cantidad adecuada de al menos uno de los agentes de peso micronizados y micronizados revestidos con dispersante, se mezclan en conjunto y los componentes restantes del fluido de perforación agregado secuencialmente con mezclado continuo. En otra modalidad, una cantidad deseada de fluido oleaginoso, tal como un aceite base, un fluido no-oleaginoso, y una cantidad adecuada del agente de peso micronizado y/o micronizado revestido con dispersante, se mezclan en conjunto y los componentes restantes se agregan secuencialmente con mezclado continuo. Una emulsión inversa puede formarse por agitación vigorosa, mezclado o cizallado del fluido oleaginoso y el fluido no-oleaginoso.
Las propiedades de los fluidos de perforación aquí descritos pueden permitir que el fluido de perforación cumpla con los requerimientos de bajo desprendimiento durante perforación, incluyendo perforación horizontal, y baja sedimentación de los sólidos taladrados y agentes de peso cuando el fluido de pozo es estático. También se ha encontrado en algunas modalidades, que los fluidos de
perforación aquí descritos pueden también proporcionar disminuida abrasividad al taladrar.
La abrasividad puede definirse como la propiedad de un material para retirar materia de otra superficie por fricción. Fluidos de pozo lastrados son de naturaleza abrasiva debido a los agentes de peso ahí suspendidos. Ya que estos fluidos de perforación se bombean a través del montaje de perforación, los agentes de peso erosionan y someten a abrasión todas las superficies con las cuales entran en contacto. Los sólidos de perforación suspendidos en los fluidos también someten a abrasión a todas las superficies con las cuales entran en contacto. Estas superficies incluyen, por ejemplo, los tubos de perforación, herramientas en el fondo de pozo, y bombas. Esta abrasión continua por el fluido de circulación provoca desgaste erosivo del montaje de perforación. Como se describe aquí, este desgaste puede resultar en falla de la broca de perforación, u otras partes del montaje de perforación. La actividad de perforación puede detenerse para reemplazar las partes desgastadas. Este tiempo no operativo puede demostrar ser costoso, ' tanto en términos de tiempo perdido como de productividad perdida.
La abrasividad de fluidos de perforación puede cuantificarse por el uso de una prueba de abrasión. Por ejemplo, el método de Einlehner y el método API pueden
utilizarse para determinar la abrasión de un fluido. Típicamente, la prueba de abrasión mide pérdida de peso de un aspa de mezclador de acero inoxidable con forma especial , después de 20 minutos a 11,000 rpm, que opera en la muestra de prueba. La abrasividad se cuantifica por la velocidad de pérdida de peso y se reporta en unidades de mg/min. La dureza mineral, tamaño y forma de partículas son los parámetros principales que afectan la abrasividad de materiales de peso.
En una modalidad, los fluidos de perforación de esta descripción pueden tener una abrasividad menor a 0.3 como se mide por la Prueba Einlenner. En otra modalidad, los fluidos de perforación de esta descripción pueden tener una abrasividad menor a 0.2, como se mide por la Prueba de Einlehner. Todavía en otra modalidad, los fluidos de perforación de esta descripción pueden tener una abrasividad menor a 0.1.
El tamaño micronizado de los agentes de peso de esta descripción puede resultar en reducido coeficiente de fricción (µ) . El . coeficiente de fricción, también conocido como el coeficiente ^friccional, es un valor escalar adimensional que describe la proporción de fuerza de fricción entre dos cuerpos y la fuerza que los presiona en conjunto. El coeficiente de fricción depende de las propiedades de los materiales empleados, por ejemplo, lisura, homogeneidad o
suavidad y adhesividad, y pueden estar en el intervalo en valor desde casi cero a mayor que uno. Los fluidos de la perforación de esta descripción comprenden agentes de peso micronizados , que puede tender a reducir el coeficiente de fricción. Como resultado, la abrasividad del fluido de perforación puede ser menor que para fluidos de perforación convencionales que contienen partículas más grandes, más irregulares .
En una modalidad, los fluidos de perforación de esta descripción pueden tener un coeficiente de fricción que es al menos 3.0% menor qué un fluido de perforación de línea base. En otra modalidad, los fluidos de perforación de esta descripción pueden tener un coeficiente de fricción que es al menos 20% menor que un fluido de perforación de línea base. Todavía en otra modalidad, los fluidos de perforación de esta descripción pueden tener un coeficiente de fricción que es al menos 10% menor que un fluido de perforación de línea base.
Fluidos de perforación que tienen perfiles reológicos menores como se -describe aquí, por lo tanto pueden permitir a un operador lograr vida útil en servicio de herramienta en el fondo del pozo más prolongada y por lo tanto incrementar la eficiencia de la operación del pozo. Los solicitantes sorprendentemente han encontrado que modalidades de los fluidos aquí descritos son menos abrasivas que los fluidos de perforación convencionales . El uso de
fluidos de perforación tal eomo se describe en esta invención por lo tanto puede prolongar la vida útil en servicio de diversas partes del montaje de perforación.
Ejemplos
Los siguientes ejemplos son para ilustrar las propiedades y desempeños de los fluidos de perforación de la presente descripción, aunque la invención no se limita a las modalidades específicas mostradas en estos ejemplos.
Ejemplo 1
Los siguientes ejemplos incluyen fluidos de perforación ejemplares, y datos experimentales que muestran sus propiedades reológicas y su abrasividad. Dos fluidos se formularon como se muestra a continuación en la Tabla 1, uno que contiene un agente de peso micronizado revestido con dispersante, tales como los fluidos aquí descritos (revestidos) y uno que contiene barita grado API (API) .
Cantidades de cada componente se expresan en kilogramos por barril (libras por barril = ppb) , como se muestra en la Tabla 1 siguiente (EMUL HT™ y TRUVUS™ cada uno están disponibles de M-I LLC, Houston, TX) .
Tabla 1
Revestido API
Producto, g/1 1321.13 1921.65 1321.13 1921.65
(ppg) (11). (16) (11) (16)
Aceite Base Según se Según se Según se Según se
EDC requiera requiera requiera requiera
Agente de Según se Según se Según se Según se
Peso requiera requiera requiera requiera
EMUL HT™, 4.54 2.27 4.54 2.27 kg/barril (10) (12) . (10) (12)
(ppb)
Cal, 2.27 (5) 2.27 (5) 2.27 (5) 2.27 (5) kg/barril
( ) ;
TRUVIS™ 1.36 (3) 0.91 (2) 2.27 (5) 1.82 (4) kg/barril
(ppb)
Salmuera de Según se Según se Según se Según se
CaCl2 (25% ^ requiera requiera requiera requiera
?/?)
Propiedades reológicas se determinaron utilizando un viscómetro Fann Modelo 35 disponible de Fann Instrument Company. Los resultados se muestran en la Tabla 2 siguiente. Tabla 2 : Propiedades de Fluido
Revestido API
Reología a 48.9eC (120°F)
Viscosidad de plástico (cPs) 14 22
Los resultados muestran un perfil mejorado con i
fluidos que contienen el agente de peso revestido con dispersante, dando una menor viscosidad de plástico, punto de cedencia y viscosidad a baja velocidad de cizalla que aquellas que contienen barita grado API.
Pruebas de abrasión se realizaron en estos fluidos utilizando el método API (midiendo pérdida de peso de una cabeza mezcladora sumergida en los fluidos de prueba) . Los resultados se muestran en la Figura 1.
Los resultados tanto a pesos de 1321.13 g/1 (11 ppg) como 1921.65 g/1 (16 ppg) muestran mejorados perfiles reológicos con los fluidos que comprenden el agente de peso revestido con dispersante, dando menores viscosidades de baja cizalla, resistencia de gel y punto de cedencia que con otros agentes de peso. Los resultados muestran que a un fluido que comprende el agente de peso revestido muestra menos pérdida de peso después de una hora que fluidos con barita grado API.
Ventajosamente, modalidades de la presente descripción; pueden proporcionar menor abrasividad cuando se perfora. En comparación con fluidos de perforación típicos
que contienen agentes de peso a base de barita grado API, modalidades del fluido de perforación aquí descrito, el fluido de perforación comprende un fluido base de al menos uno de un agente de peso micronizado y revestido - con dispersante, puede permitir menores . proporciones de abrasividad cuando se va lograr la perforación, mientras que al mismo tiempo tienen uno o más de un desprendimiento equivalente o menor, una velocidad de sedimentación equivalente o menor, una densidad equivalente (peso) , una composición de fluido de base similar (proporción de aceite-agua) , una caída de presión equivalente o menor, una turbulencia incrementada en el área de broca y cerca de la región de broca del anillo.
Mientras que la descripción incluye un número limitado de modalidades, aquellos con destreza en la técnica con el beneficio de esta descripción, apreciarán que otras modalidades pueden diseñarse que no se apartan del alcance de la presente descripción. De acuerdo con esto, el alcance deberá limitarse sólo por las reivindicaciones anexas.
Claims (16)
1. Un método para prolongar la extensión de vida útil promedio de herramientas en el fondo de un pozo, el método se caracteriza porque comprende el circular el fluido del pozo que comprende un fluido base y al menos uno de un agente de peso micronizado y un agente de peso revestido con dispersante a través del pozo; en donde el fluido del pozo se caracteriza porque tiene cuando menos uno de un peso equivalente, una velocidad de sedimentación equivalente o menor, y un desprendimiento equivalente o menor que un fluido de perforación de línea base, que comprende un fluido base y un agente de peso a base de barita grado API; y en donde el fluido de perforación reduce el desgaste abrasivo de la herramienta en el fondo del pozo, en comparación con perforación con el fluido de pozo de línea base.
2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido del pozo posee una abrasividad menor a 0.3 en comparación con el fluido del pozo de línea base.
3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido del pozo posee una abrasividad menor que 0.2 en comparación con el fluido del pozo de. línea base.
. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido del pozo posee una abrasividad menor que 0.1 en comparación con el fluido del pozo de línea base.
5. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el coeficiente de fricción de fluido de pozo es al menos 30% menor que el fluido del pozo de línea base.
6. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el coeficiente de fricción del fluido del pozo es al menos 20% menor que el fluido del pozo de línea base.
7. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el coeficiente de fricción del fluido del pozo es al menos 10% menor que el de fluido del pozo de línea base.
8. ' El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido del pozo comprende un agente de peso es al menos uno seleccionado de barita, carbonato de calcio, dolomita, ilmenita, hematita, olivina, siderita, y sulfato de estroncio.
9. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el agente de peso se reviste con un dispersante elaborado por un método que comprende mezclado en seco de un agente de peso micronizado y un dispersante para formar un agente de peso micronizado revestido con el dispersante.
10. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque los agentes de peso comprenden partículas coloidales que tienen un revestimiento.
11.. El método de conformidad con la reivindicación 10, caracterizado porque el revestimiento comprende al menos uno seleccionado' de ácido oléico, ácidos grasos polibásicos, ácidos alquilbencen , sulfónicos, ácidos alcansulfónicos , ácidos alfa olefina sulfónicos lineales, sus sales de metales alcalino térreos, poliacrilato ésteres y fosfolípidos.
12. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el agente de peso micronizado tiene un tamaño de partículas dgo menor a aproximadamente 20 mieras.
13. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el agente de peso micronizado tiene un tamaño de partículas d90 menor a aproximadamente 10 mieras.
14. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el agente de peso micronizado tiene un tamaño de partículas dgo menor a aproximadamente 5 mieras.
15. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido base es al menos uno de un fluido oleaginoso y un fluido no oleaginoso.
16. Un método para lubricar herramientas en el fondo de un pozo, el método se caracteriza porque comprende: hacer circular el fluido del pozo que comprende un fluido base y al menos uno de un ^agente de peso micronizado y un / agente de peso revestido con dispersante a través del pozo; en donde el fluido del pozo se caracteriza porque tiene al menos uno de un peso equivalente, una velocidad dé sedimentación equivalente o inferior, y un . desprendimiento equivalente o inferior que un fluido de perforación de línea base que comprende un fluido base y un agente de peso a base de barita grado API, en donde el fluido del pozo reviste la herramienta en el fondo del pozo; y en donde fluido del pozo reduce el desgaste abrasivo de l herramienta en el fondo del pozo, en comparación a perforación con el fluido de perforación de línea base.
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