MX2011003001A - Sistema inhibidor de fluidos de perforacion a base de agua y metodod para perforar arenas y otras formaciones sensibles al agua. - Google Patents
Sistema inhibidor de fluidos de perforacion a base de agua y metodod para perforar arenas y otras formaciones sensibles al agua.Info
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Abstract
Un sistema de lodos poliméricos inhibitorio a base de agua y método para el uso del sistema de perforación y estabilización de pozos, se describe para el uso en formaciones sensibles al agua como una alternativa a los lodos derivados de aceites minerales. El sistema comprende una poliacrilamida de bajo peso molecular sustancialmente no iónica, en combinación con una poliacrilamida de alto peso molecular sustancialmente no iónica, preferiblemente un alcohol o amina de cadena larga o inhibidor esquistoso de silicatos y celulosa polianiónica.
Description
SISTEMA INHIBIDOR DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN A BASE DE AGUA Y
MÉTODO PARA PERFORAR ARENAS Y OTRAS FORMACIONES SENSIBLES AL
AGUA
CAMPO DE LA INVENCIÓN
La presente invención se relaciona a fluidos de perforación y métodos útiles en la perforación de pozos de perforación en formaciones sensibles al agua. Más particularmente, esta invención se relaciona a fluidos de perforación a base de agua y métodos útiles para estabilizar formaciones de esquistos sensibles al agua en operaciones de perforación de gas y petróleo.
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN
Por muchos años la industria petrolera ha buscado fluidos de perforación a base de agua efectivos o altamente inhibitorios para uso en la perforación de formaciones sensibles al agua tales como esquistos que se hinchan o desprenden, sal, yeso, anhidritas u otras formaciones evaporadas, formaciones que contienen sulfuro de hidrógeno, y pozos calientes (mayores que aproximadamente 148.89 °C (300 grados Fahrenheit)) . Aunque los fluidos de perforación de base de aceite, más comúnmente fluidos de emulsión invertida, se han desempeñado bien como fluidos de perforación para tales formaciones sensibles al agua, se espera que los fluidos a base de agua sean generalmente más económicos y en general más fácilmente conformes con las regulaciones ambientales. Más aun, en ciertas formaciones, se considera que los fluidos a base de agua son más apropiados que los fluidos a base de aceite, aunque tales formaciones contienen zonas sensibles al agua.
La hidratación de los esquistos, sin embargo, comúnmente vista cuando se usan los fluidos a base de agua ordinarios en formaciones sensibles al agua, es una causa significativa de la inestabilidad de los pozos. De este modo, cualquier lodo de perforación utilizado en esquistos debe exhibir una mínima reactividad con los esquistos. Estos es, el agua en el fluido no debe causar el hinchamiento de las arcillas en los esquistos. Las arcillas tienden a adherirse a las brocas o los montajes en el fondo del pozo, afectando severamente la velocidad de penetración durante la perforación. En algunos casos de escenarios peores, si no se retira la arcilla hidratada del pozo puede llevar a ataques por arcillas tipo gumbo, empacamiento, falta de circulación y taponamiento de la tubería.
Se han intentado varios sistemas a base de agua con cantidades variables de éxito. Los fluidos de potasio/ (polímero) PHPA son un ejemplo, pero estos generalmente no pueden alcanzar los niveles de inhibición de los fluidos a base de aceite en las arcillas sensibles al agua. Los fluidos poliméricos catiónicos son otro ejemplo, pero éstos tienden a ser incompatibles con los aditivos de fluidos de perforación aniónicos y en algunas ocasiones pueden tener problemas por toxicidad.
Los polímeros de poliacrilamida de alto peso molecular se encuentran comercialmente disponibles y son bien conocidos por su capacidad para impartir estabilidad a los pozos de perforación a través de la inhibición de la hidratación de los esquistos. Un ejemplo es el producto CLAY GRABBER©, un material de poliacrilamida de alto peso molecular disponible de Halliburton Energy Services, Inc. en Houston, Texas. Si bien son útiles, los polímeros de poliacrilamida de alto peso molecular aun no proporcionan las ventajas de la estabilidad de pozos y esquistos de un lodo de perforación a base de aceite y no pueden impartir a un lodo de perforación a base de agua la lubricación y resistencia a contaminantes que típicamente tiene un lodo de perforación a base de aceite. Adicionalmente , los polímeros de poliacrilamida de alto peso molecular no pueden impartir a un lodo de perforación a base de agua la capacidad para lograr la rápida velocidad de perforación de penetración en la formación que puede obtenerse con un lodo de perforación a base de aceite. Aun existe el deseo por un lodo de perforación a base de agua con desempeño mejorado en formaciones o zonas sensibles al agua que se puedan aproximar a las ventajas de desempeño de un lodo de perforación a base de aceite.
SUMARIO DE LA INVENCIÓN
La presente invención está basada en el descubrimiento de ciertos fluidos de perforación de base acuosa con un incremento en sus propiedades estabilizadoras de esquistos. Las poliacrilamidas no iónicas de alto y bajo peso molecular proporcionan sustancialmente la estructura base de los fluidos. Estas poliacrilamidas pueden ser homopolimeros , copolímeros, terpolimeros , o una combinación de las mismas, que tienen una pureza de al menos aproximadamente 95% de especies monómeras de acrilamida. La poliacrilamida de alto peso molecular tiene un peso molecular en el intervalo de aproximadamente 4 millones hasta aproximadamente 15 millones y la poliacrilamida de bajo peso molecular tiene un peso molecular en el intervalo de aproximadamente 500,000 hasta aproximadamente 2 millones. El carácter sustancialmente no iónico de las poliacrilamidas, tal como usa aquí el término "sustancialmente no iónico", significa que las poliacrilamidas son al menos aproximadamente 95% no iónicas y por tanto tienen un carácter general no iónico global, aunque menos que aproximadamente 5% de las poliacrilamidas utilizadas pueden tener cierta carga o ser iónicas en su carácter. El término "sustancialmente no iónico" tal como se utiliza aquí no pretende excluir, y por el contrario pretende incluir, poliacrilamidas que sean completamente o 100% no iónicas. Estos fluidos de la presente invención comprenden preferiblemente un inhibidor de esquistos que es una cadena larga de alcohol (es), poliol(es), inhibidor de amina, una Jeffamine, o silicato de sodio o potasio. Los fluidos de la presente invención también pueden comprender celulosa polianiónica . La combinación de poliacrilamidas de alto y bajo peso molecular sustancialmente no iónicas en fluidos de perforación a base de agua proporciona un sinergismo que es el más preferido para retardar la hidratación de esquistos mientras que también proporciona un desempeño superior en la perforación. El efecto sinérgico de esta combinación puede incrementarse aún más con el alcohol (o alternativamente, aunque es menos preferido, inhibidor de amina o silicato) y/o celulosa polianiónica.
En una modalidad preferida, la presente invención proporciona un método para perforar o estabilizar una formación sensible al agua en el fondo del pozo. El método comprende proporcionar y/o utilizar un lodo de perforación que comprende una poliacrilamida de bajo peso molecular no iónica, una poliacrilamida de alto peso molecular no iónica, una o más alcoholes o polioles de cadena larga, y celulosa polianiónica en una base acuosa. En otra modalidad preferida, la presente invención proporciona un lodo de perforación apropiado para perforar formaciones sensibles al agua y para estabilizar perforaciones de pozo que penetran formaciones sensibles al agua. Este lodo también es útil para efectuar o incrementar la floculación en fluidos de perforación acuosos, auxiliando en la remoción de los detritos de sondeo de los fluidos de perforación. El lodo comprende una poliacrilamida de bajo peso molecular sustancialmente no iónica, una poliacrilamida de alto peso molecular sustancialmente no iónica, alcohol (es) o poliol(es) de cadena larga, y celulosa polianiónica, en una base acuosa.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS
La figura 1 es una gráfica que compara los datos del medidor de hinchamiento para un ejemplo de lodo de perforación de base acuosa de la invención con los datos del medidor de hinchamiento para un lodo de emulsión invertida estándar industrial.
La figura 2 es una gráfica que muestras las velocidades de perforación de cuatro diferentes pozos de prueba, tres utilizando el lodo de la invención y uno utilizando un lodo de emulsión invertida.
La figura 3 es una gráfica que muestra el efecto de los sólidos en un lodo de perforación en la velocidad de penetración hacia una formación subterránea durante la perforación con un lodo de perforación de base acuosa sin el beneficio de la presente invención.
La figura 4 es una gráfica que compara la recuperación de esquistos en Ensayo de Durabilidad Slake utilizando varios ciertos componentes del lodo de la invención sin otros y en la combinación sinérgica de la invención .
La figura 5 es una gráfica que muestra el contenido de arcilla en un fluido de la invención durante el ensayo MBT (Ensayo de azul de metileno) .
La figura 6 es una gráfica que compara el efecto (o falta de efecto) de un fluido de la invención sobre arcillas reactivas con el efecto de fluidos de perforación a base de agua reportados en el estado de la técnica sobre arcillas reactivas .
La figura 7 es una gráfica de los resultados de un ensayo de recuperación de permeabilidad utilizando un lodo de perforación de la presente invención en un pozo perforado a través de una zona de producción de hidrocarburos de una formación subterránea.
La figura 8 es una gráfica que compara los ECD' s (Densidad equivalente de circulación) de un ejemplo de lodo de perforación de base acuosa de la invención con loa ECD' s de un lodo de emulsión invertida estándar industrial y con un lodo de emulsión invertida "del estado de la técnica" más nuevo y avanzado.
La figura 9 es una gráfica que muestra las resistencias de gel de un lodo de la invención a lo largo del tiempo .
La figura 10 es una gráfica que compara la resistencia al avance mientras viaja a través de un pozo utilizando un lodo de la invención con la resistencia al avance utilizando un lodo de perforación a base de aceite estándar industrial.
DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN
En métodos de la presente invención, la perforación de esquistos jóvenes y formaciones hidratables jóvenes en aguas profundas (a poca distancia de la costa) se pueden llevar a cabo con fluidos de perforación de base acuosa lo cual inhibe los ataques por arcillas tipo gumbo mientras que ofrecen una velocidad de penetración más agresiva que la disponible generalmente con los fluidos a base de aceite. Más aun, en métodos de la invención, la estabilidad de los pozos puede obtenerse, o un pozo puede estabilizarse, utilizando un lodo de perforación de base acuosa aun cuando el pozo penetre esmectitas, ilitas, y capas de mezclas de arcillas.
El lodo de perforación de la invención es un lodo de perforación a base de agua que comprende una poliacrilamida de bajo peso molecular sustancialmente no iónica, tal como por ejemplo, CLAY SYNC™ un producto disponible de Halliburton Energy Services, Inc. en Houston, Texas, y una poliacrilamida de alto peso molecular sustancialmente no iónica, tal como por ejemplo, CLAY GRABBER® un producto disponible de Halliburton Energy Services, Inc. en Houston, Texas. Estas poliacrilamidas de este sistema dual de pesos moleculares pueden ser homopolimeros , copolímeros, terpolimeros , o una combinación de los mismos, y no necesitan ser "puros", o 100% poliacrilamidas, siempre que lo sean sustancialmente, esto es, que se deriven al menos 95% de especies monómeros de acrilamido. Estas poliacrilamidas no son definidas como poliacrilamidas parcialmente hidroli zables aceptadas por industria, o PHPA, comúnmente utilizado en el estado de la técnica, que son o tienen carácter iónico.
Los miembros de la familia de poliacrilamidas más comúnmente usados en la industria petrolera y del gas (para el control de pérdida de fluidos y/o para la inhibición de esquistos) es PHPA, la cual generalmente comprende al menos aproximadamente 30 por ciento en peso de ácido acrilico, y el cual bajo condiciones de perforación es un polielectrolito aniónico. En contraste, sin embargo, en la presente invención, las poliacrilamidas no hidrolizadas , o sustancialmente, por ejemplo, al menos 95% de poliacrilamidas no hidroli zadas , se utilizan debido a su naturaleza esencialmente no iónica lo cual es muy deseable. No se estima que las estructuras exactas de las poliacrilamidas no iónicas de alto y bajo peso molecular sean criticas, pero estas poliacrilamidas deben ser sustancialmente no iónicas. El carácter sustancialmente no iónico de las poliacrilamidas, tal como el término "sustancialmente no iónico" se utiliza aquí, significa que las poliacrilamidas son al menos aproximadamente 95% no iónicas y por tanto tienen un carácter generalmente no iónico global, aun cuando menos que aproximadamente 5% de las poliacrilamidas utilizadas pueden tener alguna carga o ser iónicas en carácter. El término "sustancialmente no iónico" tal como se usa aquí no pretende excluir, y por el contrario pretende incluir, poliacrilamidas que sean completamente o 100% no iónicas. Esto es, los homopolimero de poliacrilamidas de alto y bajo peso molecular que comprenden los fluidos de la presente invención son en su mayoría preferiblemente 100% no iónicos.
El lodo de perforación de la invención comprende además más preferiblemente tanto alcohol (es) (o poliol(es)) de cadena larga, tal como los productos GEM™ disponibles de Halliburton Energy Services, Inc. en Houston, Texas y Duncan, Oklahoma, y celulosa polianiónica , aunque uno o ninguno podría alternativamente ser utilizado menos. También menos preferiblemente, un inhibidor de esquistos a base de amina, tal como por ejemplo el aditivo CLAYSEAL®, disponible de Halliburton Energy Services, Inc. en Houston, Texas y Duncan, Oklahoma, o un silicato, o un aditivo conteniendo un glicol y un silicato, tal como por ejemplo el aditivo BORE-HIB®, disponible de Halliburton Energy Services, Inc. en Houston, Texas y Duncan, Oklahoma, podría ser sustituido por el alcohol o polio o ser usado opcionalmente con tal alcohol o poliol.
El alcohol (o poliol) de cadena larga preferible es un alcohol polietoxilado o polipropoxilado que tiene un peso molecular en el intervalo de aproximadamente 100 hasta aproximadamente 900 y más preferiblemente tiene un peso molecular promedio de aproximadamente 400. El alcohol o poliol de cadena larga utilizado en la presente invención puede tener tan solo un solo grupo hidroxilo o puede tener tantos grupos hidroxilo como 200 hasta 260 por gramo. Un alcohol particularmente preferido para usarse en la invención es el polialquilenglicol GEM™ CP, disponible de Halliburton Energy Services, Inc. en Houston, Texas y Duncan, Oklahoma. Más específicamente, el alcohol GEM™ CP es una mezcla de alcohol polialcoxilado no iónico en el intervalo desde aproximadamente C6 (seis carbonos) hasta C40 (cuarenta carbonos) con un peso molecular en el intervalo entre 75 y 1000 g/mol. Otro alcohol particularmente preferido para utilizarse en la invención es el polialquilenglicol o la mezcla de polialquilenglicol GEM™ GP. El alcohol GEM™ GP más específicamente es una mezcla de polialquilenglicol en el intervalo desde aproximadamente C5 (cinco carbonos) hasta C25 (veinticinco carbonos) con un peso molecular en el intervalo entre 75 y 700 g/mol y un valor de hidroxilo desde aproximadamente 150 hasta 300 mg KOH/g. Tal como se utiliza aquí, la referencia al término "alcohol de cadena larga" (o "un alcohol de cadena larga" o "alcohol (es) de cadena larga") debe entenderse que incluye uno o más alcoholes de cadena larga, ya que una combinación de alcoholes de cadena larga puede ser tan efectiva como un alcohol de una sola cadena. La celulosa polianiónica puede ser cualquier o una combinación de varias celulosas polianiónicas fácilmente disponibles en la industria. Ejemplos incluyen sin limitación el producto PAC™ R, el producto PAC™ L, y el producto PAC™ RE, el producto PAC™ LE, todos disponibles de Halliburton Energy Services, Inc. en Houston, Texas y Duncan, Oklahoma, y los productos CELLEX™ disponibles de CP Kelco en Atlanta, Georgia .
Para la preparación del fluido de la invención, la poliacrilamida de alto peso molecular está preferiblemente en la forma de líquido o emulsión y la poliacrilamida de bajo peso molecular está preferiblemente en la forma de polvo y más preferiblemente estas poliacrilamidas siempre estarán en estas formas preferidas cuando se utilicen sin la adición del alcohol de cadena larga y/o la celulosa polianiónica . También pueden utilizarse otras formas de las poliacrilamidas, tales como ambas poliacrilamidas de alto y bajo peso molecular en forma líquida o emulsión, o ambas poliacrilamidas de alto y bajo peso molecular en forma de polvo o la poliacrilamida de alto peso molecular en forma de polvo y la poliacrilamida de bajo peso molecular en forma líquida.
A lo largo del tiempo y durante su uso, por ejemplo, durante la perforación, la poliacrilamida de alto peso molecular se cizallará o degradaré a una poliacrilamida de bajo peso molecular, pero generalmente se requiere una proporción de poliacrilamida de bajo peso molecular por barril de lodo de perforación a poliacrilamida de alto peso molecular por barril de lodo de perforación. En otras palabras, ambas, la poliacrilamida de bajo peso molecular no iónica y la poliacrilamida de alto peso molecular no iónica están presentes en el lodo de perforación. La poliacrilamida de bajo peso molecular no iónica y la poliacrilamida de alto peso molecular no iónica están presentes en el lodo de perforación en una proporción de aproximadamente 16:6 hasta aproximadamente 1:1, y más preferiblemente en una proporción de aproximadamente 10:1, sobre la base del peso de material polimérico activo. Se utiliza preferiblemente por barril de lodo de perforación aproximadamente 1.81 kg (4 Ib) hasta aproximadamente 3.63 kg (8 Ib), más preferiblemente aproximadamente 2.72 kg (6 Ib), o aproximadamente 2 hasta aproximadamente 4% en volumen de alcohol (o poliol) de cadena larga, y aproximadamente 0.45 kg (1 Ib) hasta aproximadamente 0.91 kg (2 Ib) de celulosa polianiónica . En otras palabras, el lodo de perforación de la invención preferiblemente comprende aproximadamente 1-2 porciento en peso de alcohol (o poliol) de cadena larga y celulosa polianiónica, aproximadamente 1-2 por ciento en peso de poliacrilamida de bajo peso molecular no iónica, y aproximadamente 0.5 por ciento en peso de poliacrilamida de alto peso molecular no inónica. Más preferiblemente, el lodo de perforación no contendrá ninguna otra poliacrilamida diferente de las poliacrilamidas de alto y bajo peso molecular de la invención .
Preferiblemente, la(s) poliacrilamida ( s) de bajo peso molecular no iónica (s) tiene (n) un peso molecular en el intervalo de aproximadamente 500,000 hasta aproximadamente 2 millones. Preferiblemente, la(s) poliacrilamida ( s ) de alto peso molecular no iónica (s) tiene (n) un peso molecular de aproximadamente 4 millones hasta aproximadamente 8 millones, aunque podría utilizarse alternativamente un peso tan alto como aproximadamente 10 hasta aproximadamente 15 millones. Los tamaños exactos preferidos de las poliacrilamidas y el alcohol (poliol) de cadena larga y celulosa polianiónica componentes del lodo de perforación de la invención pueden ser modificados con la variación de tamaño de poro encontrado en la formación tal que el lodo sea aún más efectivo en el "bloqueo" de poros durante la perforación para prevenir el transporte de iones y resultando así en hidratación de los esquistos u otras zonas sensibles al agua de la formación. Tal "bloqueo" de los poros durante la perforación evita el hinchamiento de tales zonas sensibles al agua y por tanto evita cualquier efecto sustancial en o la reducción en la permeabilidad de la formación con respecto a la producción final de la formación. Así, el lodo de la presente invención, como un lodo de perforación, forma una barrera bloqueadora de agua previniendo la hidratación de formaciones sensibles al agua tales como esquistos durante la perforación; sin embargo, no es efectiva como, y no debe ser confundida con, o caracterizada como, una pérdida de circulación de lodo, un aditivo de pérdida de fluido, o como un lodo de fracturación . Una ventaja del lodo de la invención es que se ve una velocidad alta de recuperación de permeabilidad de la formación cuando el lodo se utiliza en perforación. Las recuperaciones de permeabilidad de aproximadamente 86% o mayores son típicas con el lodo de la invención.
El lodo de perforación de la presente invención ventajosamente auxilia en la floculación y remoción de sólidos de perforación del sistema de lodo. El lodo de perforación previene que los detritos de la formación, aun en arcillas altamente reactivas, se adhieren entre sí, de tal modo que los detritos se remueven fácilmente del sistema en piezas que van desde el tamaño de bolas de baseball o más pequeñas. Se floculan y encapsulan los sólidos perforados de baja gravedad, ultrafinos y coloidales para una remoción eficiente. Los MBTs (resultados del ensayo de azul de metileno API para la cantidad de arcilla o material tipo arcilla en un lodo de perforación) se encuentran por debajo de 28.5 kg/m3 (10 Ib por barril (ppb) ) , aun mientras se perforan arcillas tipo gumbo. En contraste, un polímero de poliacrilamida parcialmente hidrolizada típica del estado de la técnica (PHPA) de un lodo de perforación de base acuosa tiene un MBTs de aproximadamente 71.25 kg/m3 a 85.5 kg/m3 (25 a 30 ppb) en arcillas tipo gumbo. También, con el lodo de perforación de la presente invención, los pequeños pedazos que se acumulan en la herramienta de perforación son reducidos sustancial y significativamente de aquel comúnmente visto en fluidos de base acuosa utilizados en perforación en formaciones de arcillas altamente reactivas, resultando en un mínimo escalamiento de arcillas en pequeños pedazos que se acumulan en herramientas de perforación y una perforación significativamente más eficiente y más rápida.
El fluido de perforación de la presente invención, más preferiblemente, no contendrá ninguna bentonita u otros aditivos basados en arcillas sintéticas u organofilicas o aditivos de lignita, comúnmente empleados en los fluidos de perforación del estado de la técnica previo. El fluido de perforación de la presente invención puede contener opcionalmente sales monovalentes orgánicas o inorgánicas, como, por ejemplo sin limitación, cloruro de sodio o cloruro de potasio.
Una formulación o composición típica de un sistema de fluidos de perforación de la presente invención se define en la Tabla 1 a continuación.
TABLA I
- Base acuosa (que preferiblemente comprende aproximadamente 6%-24% de cloruro de sodio, cloruro de potasio u otras sales inorgánicas u orgánicas monovalentes) para la supresión de hidratos (menos o ninguna sal pueden emplearse si la supresión de hidratos no es necesaria)
Poliacrilamida no iónica sustancialmente de alto peso molecular (un encapsulador polimérico primario) (por ejemplo, el producto ARCILLA GRABBER®, disponible con Halliburton Energy Services, Inc., en Houston, Texas) para la inhibición de esmectitas, floculación de arcillas móviles y finas y la acción sinérgica con la poliacrilamida no iónica de bajo peso molecular, el alcohol de cadena larga y celulosa polianiónica para inhibir la hidratación de la arcilla de láminas mezcladas
Poliacrilamida no iónica sustancialmente de bajo peso molecular (un inhibidor polimérico primario) (por ejemplo, el producto ARCILLA SYNC™, disponible con Halliburton Energy Services, Inc., en Houston, Texas), para la inhibición de ilita y la acción sinergistica con la poliacrilamida no iónica de alto peso molecular, el alcohol de cadena larga y la celulosa polianiónica para inhibir la hidratación de la arcilla de capas mezcladas )
Alcohol de Cadena Larga (o poliol) para la acción sinergistica con las poliacrilamidas no iónicas de bajo peso molecular para inhibir la hidratación de la arcilla de capas mezcladas
- Celulosa Polianiónica para la acción sinergística con las poliacrilamidas no iónicas de alto y bajo peso molecular para inhibir la hidratación de la arcilla de capas mezcladas
- Viscosificante (por ejemplo, goma xantana) para formar la fuerza del gel e incrementar la viscosidad
- Almidón modificado (por ejemplo, el producto
FILTE CHEK™, disponible con Halliburton Energy Services, Inc., en Houston, Texas) para el control de la filtración
- Agente controlador de la alcalinidad, como hidróxido de potasio, para el control de la alcalinidad (preferiblemente manteniendo el fluido en el intervalo de pH de aproximadamente 8.5 hasta aproximadamente 10.0)
- Agente controlador de la densidad, como sulfato de bario (por ejemplo, el producto BARITE™, disponible con Halliburton Energy Services, Inc., en Houston, Texas) para el control, de la densidad
pueden emplear otros aditivos o algunos de los aditivos de la Tabla I pueden ser omitidos según sea apropiado para la aplicación particular o formación subterránea, siempre que el fluido comprenda al menos la poliacrilamida no iónica sustancialmente de alto peso molecular y la poliacrilamida no iónica sustancialmente de bajo peso molecular y preferiblemente también el alcohol de cadena larga (o poliol) y preferiblemente también celulosa polianiónica , todo en una base acuosa. La base acuosa está comprendida preferiblemente de agua con sal, agua de mar o salmuera, aunque también puede emplearse agua fresca.
Cuando es necesaria la supresión de hidratos durante la perforación, formulación del fluido de perforación acuoso de la invención con sales, como por ejemplo cloruro de sodio, además de alcoholes, más preferiblemente alcoholes de cadena larga, junto con poliacrilamidas de alto y bajo peso molecular es especialmente ventajoso.
Las pruebas de laboratorio y de campo se condujeron con los ejemplos de fluidos de la invención, teniendo algunos la composición de ejemplo establecida en la Tabla II a continuación.
TABLA II
emplo de Formul
Como se usa aqui, ppb significa libras por barril. Todos los productos registrados están disponibles con Halliburton Energy Services, Inc., en Houston, Texas y Duncan, Oklahoma
Las pruebas indicaron que el fluido de la invención es útil para la supresión de hidratos en la perforación en aguas profundas fuera de la costa y también es útil en la producción de agujeros de calibre en formulaciones jóvenes o "activas". Véase, por ejemplo, los datos de hinchamiento para este ejemplo de formulación de un fluido de la invención comparado con los datos de hinchamiento de un fluido de emulsión invertida estándar industrial, graficados en la Figura 1.
El fluido es resistente a contaminantes como solidos de perforación, cemento y gases ácidos y ofrece facilidad de mezclado y preparación. El fluido generalmente es estable a temperaturas que están en el intervalo desde aproximadamente -1.11°C (30°F) hasta aproximadamente 162.78°C (325°F) y proporciona propiedades reológicas buenas, aun en pozos grandes desviados, sin mostrar problemas de "hundimiento" significativos. La velocidad de penetración (ROP) brindada con el fluido de la invención se aproxima a aquella observada comúnmente con fluidos de emulsión invertida (de base aceitosa) . Véase, por ejemplo, la Figura 2 la que ilustra las velocidades de penetración de tres pozos evaluados diferentes empleando el ejemplo de fluidos de la presente invención y un pozo empleando un fluido de emulsión invertida disponible comercialmente . La Figura 3 ilustra el efecto de los sólidos en un fluido de perforación sobre la velocidad de penetración al interior de una formación subterránea durante la perforación con un fluido de perforación de base acuosa sin el beneficio de la presente invención .
Sin el deseo de limitarse a la teoría, se cree que el mecanismo que permite al fluido de perforación de la presente invención lograr dicha ROP favorable aproximándose a aquella del fluido basado en la emulsión oleosa invertida es la capacidad del fluido de la presente invención efectuar la floculación de los sólidos sin efectos adversos sobre las propiedades reológicas del fluido. El proceso de floculación permite, para sólidos de área superficial grande ser fácilmente eliminados del fluido. Dicha eliminación de sólidos previene la interferencia de los sólidos con las propiedades del fluido de perforación y además previene la alteración del fluido de perforación debida a los sólidos.
La Figura 4 compara el porcentaje de recuperación de los cortes esquistos/perforación utilizando un fluido acuoso sin la combinación sinergistica de los cuatro aditivos de la presente invención con - los fluidos acuosos que tienen uno o más, pero no todos los aditivos y así finalmente con un fluido acuoso que contenga los cuatro aditivos, en un Ensayo de sequedad-humedad-desmoronamiento (Slake Durability Test) con la arcilla London a temperatura ambiente con fluidos de agua de mar de 11.0 ppg. El tremendo beneficio de la combinación sinergistica de poliacrilamidas de peso molecular alto y bajo con los alcoholes de cadena larga y celulosa polianiónica en el fluido acuoso de conformidad con la presente invención es transparente, con una recuperación mostrada de 80%. Esto es, 80% del esquisto permaneció "intacto" o no se disolvió/desintegró en el fluido cuando se laminó en caliente en el fluido por un periodo de tiempo extendido. La Figura 5 es una gráfica que ilustra el contenido de arcilla en el fluido de la invención durante una prueba MBT (Prueba de Azul de etileno de acuerdo con el Procedimiento Estándar API para la Evaluación de Fluidos de Perforación) . La cantidad mínima de arcilla en el fluido en esta prueba es un fuerte indicador del control y la capacidad del fluido para inhibir el sistema según sea necesario. La estabilidad se mantuvo aún después de la temperatura incrementó a 148.89°C (300°F) después del día 53.
La Figura 6 es una gráfica que compara el efecto (o ausencia de efecto) de un fluido de la invención sobre las arcillas reactivas con el efecto de los fluidos de perforación de base acuosa del estado de la técnica previo. La Figura 7 es una gráfica de los resultados de una "prueba de permeabilidad recuperada" utilizando un fluido de perforación de la presente invención en un pozo perforado a través de una zona de producción de hidrocarburos de una formación subterránea. La prueba muestra una permeabilidad recuperada de 86%, que además ilustra la capacidad del fluido de evitar la incorporación de sólidos indeseables.
El fluido de la invención también proporciona ECD
(Densidad Equivalente Circulante) superior cuando se compara con la ECD observada con los fluidos de emulsión invertida, los que son más compresibles que los fluidos de la invención. Véase, por ejemplo, la gráfica en la Figura 8 que compara la ECD del ejemplo de formulación de un fluido de la invención establecida en la Tabla II con un fluido de emulsión invertida estándar industrial y con un fluido de emulsión invertida del "estado de la técnica" nuevo y avanzado. La diferencia en una densidad superficial medida del fluido de perforación y la densidad equivalente circulante del fluido de perforación en el fondo del pozo (como se mide típicamente durante la perforación con el equipo de medición de la presión del fondo del pozo mientras se perfora (P D)) frecuentemente se llama "ECD" en la industria. La ECD baja, que, una diferencia mínima en las densidades equivalente circulantes en el fondo del pozo y en la superficie, es crítica en la perforación de pozos de agua profunda y otros pozos donde las diferencias en las presiones de poro de formación subterránea y los gradientes de fractura son pequeñas.
La Figura 9 es una gráfica que ilustra las fuerzas de gel de un fluido de la invención a través del tiempo. El comportamiento descrito indica propiedades reológicas estables, aun después de que la temperatura incremento hasta 148.89°C (300°F) después del día 53. La Figura 10 es una gráfica que compara el arrastre (o fricción del fluido) mientras se mueve en un poso usando un fluido de la invención con el arrastre usando un fluido de perforación de base oleosa estándar industrial. Esta gráfica indica que el fluido de la invención tiene buena lubricación. Mientras que existen actualmente numerosos lubricantes disponibles comercialmente para darle lubricación a los fluidos de base acuosa, además de tales lubricantes nos es necesario con el fluido de la presente invención, que ya proporciona la cantidad necesaria de lubricación.
La Tabla III a continuación compara las propiedades reológicas del ejemplo de formulación de un fluido de la invención establecida en la Tabla II con las propiedades reológicas de un fluido de emulsión invertida estándar industrial .
TABLA III
A. PROPIEDADES REOLOGICAS CON FANN 75, 1318 kg/m3 (11.0
Ib/Gal) DE LODO A BASE DE AGUA
Temperatura 4.4°C 4.4°C 15.6°C 26.7°C 37.8°C 48.9°C 48.9°C 60.0°C
Presión, 203.94 246.13 316.46 386.78 457.10 527.43
0 0 kg/crrr (psi) (2900) (3500) (4500) (5500) (6500) (7500)
Lector Circular FANN 75
600 rpm 72 75 67 57 50 43 44 40
300 rpm 47 51 45 39 34 28 28 26
200 rpm 37 40 35 30 27 23 23 22
100 rpm 26 27 23 21 19 18 15 14
6 rpm 7 7 8 6 6 6 5 3
3 rpm 7 6 6 6 5 5 4 3
Viscosidad
25 24 22 18 16 15 16 14 plástica, cP
Punto de
rendimiento, 1.074 1.320 1.123 1.025 0.879 0.635 0.586 0.586 kg/m2 (lb/100 (22) (27) (23) (21) (18) (13) (12) (12) ft::)
n 0.643 0.597 0.656 0.607 0.609 0.642 0.693 0.647
K 0.826 1.205 0.690 0.843 0.713 0.469 0.348 0.441
Tau 0, kg/m2 0.172 0.120 0.221 0.131 0.156 0.202 0.159 0.124
(lb/100 ft:) (3.53) (2.45) (4.53) (2.68) (3.19) (4.14) (3.26) (2.53) PROPIEDADES REOLÓGICAS DE 1318 kg/m3 (11.0 lb/Gal)
PETROFREE® SF, 80/20/SWR, 250000 WPS
disponibles con Halliburton Energy Services, Inc., en Houston, Texas.
En una prueba de campo usando la formulación establecida en la Tabla II anteriormente, se observó 86% de retorno de permeabilidad. La formación comprendía aproximadamente 31% en peso hasta aproximadamente 38% en peso de esméctica y aproximadamente 19% en peso hasta aproximadamente 33% en peso de ilita. La velocidad promedio de penetración fue aproximadamente 30.48 m (100 ft) hasta aproximadamente 36.58 m (120 ft) por hora con una velocidad pico de aproximadamente 54.86 m (180 ft) hasta aproximadamente 60.96 m (200 ft) por hora.
La Tabla IV proporciona dos ejemplos alternativos de formulaciones de fluidos de la invención que comprende una poliacrilamida no iónica de alto peso molecular o una poliacrilamida no iónica sustancialmente de alto peso molecular y una poliacrilamida no iónica de bajo peso molecular con un producto inhibidor de esquistos de base amina CLAYSEAL™, disponible con Halliburton Energy Services, Inc., en Houston, Texas, pero sin un alcohol de cadena larga. La Tabla V proporciona propiedades de fluido reológicas para los fluidos formulados como se describe en la Tabla IV. La Tabla VI proporciona propiedades de fluido reológicas para los fluidos formulados como se establece en la Tabla IV con la adición de 128.25 kg/m3 (45 ppb) de contaminación de Rev Dust . Estos datos demuestran que estas formulaciones alternativas de ejemplo de la presente invención también proporcionan ventajas de la presente invención.
TABLA IV
Ejemplos de Formulaciones
registrada están disponibles con Halliburton Energy Services, Inc., en Houston, Texas y Duncan, Oklahoma .
TABLA V
Propiedades del Fluido
MUESTRA Hl H4
Lectores Circulares FANN 75
600 rpm 87 84
300 rpm 59 57
200 rpm 46 46
100 rpm 30 30
6 rpm 7 6
3 rpm 5 4
Fuerza de gel a 10s/10min 6.5/7.5 6.0/6.0
Viscosidad plástica, cP 28 27
Punto de rendimiento, kg/m2 (lb/100 1.514 1.456 ft2) (31) (30)
API, mL 1.2 < 0.5 TABLA VI
Propiedades del Fluido después de la contaminación con 128.25 kg/m3 (45 ppb) Rev Dust
Las ventajas de la invención pueden obtenerse al emplear un fluido de perforación (o sistema de fluidos de perforación) de la invención en las operaciones de perforación, particularmente las operaciones de perforación en el hinchamiento o desprendimiento de esquistos, sal, yeso, anhidrita u otras formaciones evaporadas, los pozos calientes (a más de aproximadamente 148.89°C) y/o formaciones que contienen sulfuro de hidrógeno. Las operaciones de perforación (ya sea perforación de un pozo horizontal o direccional o vertical, o la realización de un barrido, o el funcionamiento de revestimiento y cementación) pueden llevarse a cabo es sabido por aquellos expertos en la técnica con otros fluidos de perforación. Esto es, un fluido de perforación de la invención se prepara u obtiene y circula a través de un pozo, conforme el pozo este siendo perforado (o barrido o cementado o revestido) para facilitar la operación de perforación. El fluido de perforación elimina los cortes de perforación desde el pozo, enfria y lubrica la broca, ayuda a soportar la tubería de perforación y la broca y proporciona una presión hidrostática para mantener la integridad de las paredes del pozo y previene las explosiones en el pozo. La formulación específica del fluido de perforación de conformidad con la presente invención se optimiza para la operación de perforación en particular y para las características y condiciones de formación subterráneas particulares. Por ejemplo, el fluido se pesó como es apropiado para las presiones de formación y diluido como es apropiado para las temperaturas de formación. Los pesos de tamaño/molecular de la poliacrilamida no iónica sustancialmente de alto peso molecular, la poliacrilamida no iónica sustancialmente de bajo peso molecular, el alcohol de cadena larga (o poliol) y la celulosa polianiónica, puede ajustarse el tamaño de poro de la formación de modo que el fluido pueda formar mejor una membrana efectiva contra la hidratación de las zonas sensibles al agua asi como efectuar la floculación de sólidos de perforación y las funciones usuales de un fluido de perforación como barrido y transporte de los cortes de perforación.
La descripción anterior de la invención está prevista para ser una descripción de las modalidades favorecidas. Se pueden realizar varios cambios en los detalles de los fluidos y métodos de uso descritos sin alejarse del alcance previsto de esta invención como se define en las reivindicaciones anexadas.
Claims (26)
1. Un método de perforación en una formación subterránea sensible al agua caracterizado porque comprende : proporcionar un fluido de perforación de base acuosa caracterizado porque comprende: una poliacrilamida aproximadamente 95 a 100% no iónica de alto peso molecular que tiene un peso molecular en el intervalo de aproximadamente 4 millones hasta aproximadamente 15 millones, y una poliacrilamida aproximadamente 95 a 100% no iónica de bajo peso molecular que tiene un peso molecular en el intervalo de aproximadamente 500,000 hasta aproximadamente 2 millones, donde la poliacrilamida de lato peso molecular y la poliacrilamida de bajo peso molecular son seleccionadas del grupo de poliacrilamidas que consiste de homopolimeros , copolimeros, terpolimeros y combinaciones de los mismos, donde la poliacrilamida de alto peso molecular y la poliacrilamida de bajo peso molecular, cada una tiene un pureza de al menos aproximadamente 95% de especies monoméricas de acrilamida, y donde el fluido de perforación retrasa la hidratación de la formación sensible al agua, y la perforación en la formación subterránea con el fluido de perforación.
2. El método de conformidad con la reivindicación 1 caracterizado porque una relación de poliacrilamida de bajo peso molecular respecto a la poliacrilamida de alto peso molecular se mantiene en el fluido de perforación en una relación de aproximadamente 16:6 hasta aproximadamente 1:1.
3. El método de conformidad con la reivindicación 1 caracterizado porque el fluido de perforación está libre de cualquier otra poliacrilamida.
4. El método de conformidad con la reivindicación 1 caracterizado porque el fluido de perforación está libre de cualquier aditivo basado en arcillas.
5. El método de conformidad con la reivindicación 1 caracterizado porque el fluido de perforación además comprende un inhibidor de esquistos seleccionado del grupo que consiste de uno o más alcoholes de cadena larga que tiene un peso molecular en el intervalo de aproximadamente 100 hasta aproximadamente 900, una amina o un silicato de sodio o potasio.
6. El método de conformidad con la reivindicación 5 caracterizado porque el fluido de perforación además comprende celulosa polianiónica .
7. El método de conformidad con la reivindicación 1 caracterizado porque la poliacrilamida de alto peso molecular tiene un peso molecular en el intervalo de aproximadamente 4 millones hasta aproximadamente 8 millones .
8. El método de conformidad con la reivindicación 1 caracterizado porque la base acuosa comprende aproximadamente 0 por ciento en peso hasta aproximadamente 15 por ciento en peso de sal monovalente inorgánica u orgánica .
9. El método de conformidad con la reivindicación 1 caracterizado porque la base acuoso comprende agua de mar.
10. El método de conformidad con la reivindicación 1 caracterizado porque el pH del fluido de perforación se mantiene en aproximadamente 8.5 hasta aproximadamente 10.0.
11. El método de conformidad con la reivindicación 1 caracterizado porque la perforación comprende perforar un pozo.
12. El método de conformidad con la reivindicación 1 caracterizado porque la perforación comprende perforar a través de al menos una zona de producción en la formación.
13. El método de conformidad con la reivindicación 1 caracterizado porque la perforación comprende completar un pozo.
14. El método de conformidad con la reivindicación 1 caracterizado porque la perforación comprende hacer funcionar el revestimiento y cimentar un pozo.
15. El método de conformidad con la reivindicación 1 caracterizado porque la perforación comprende estabilizar el pozo.
16. Un fluido de perforación de base acuosa para el uso en la perforación de un pozo en una formación subterránea sensible al agua caracterizado porque comprende : una poliacrilamida aproximadamente 95 hasta 100% no iónica de alto peso molecular que tiene un peso molecular en el intervalo de aproximadamente 4 millones hasta aproximadamente 15 millones, y una poliacrilamida aproximadamente 95 hasta 100% no iónica de bajo peso molecular que tiene un peso molecular en el intervalo de aproximadamente 500,000 hasta aproximadamente 2 millones, donde la poliacrilamida de alto peso molecular y la poliacrilamida de bajo peso molecular son seleccionados del grupo de poliacrilamidas que consisten de homopolimeros , copolimeros, terpolimeros y combinaciones de los mismos, donde la poliacrilamida de alto peso molecular y la poliacrilamida de bajo peso molecular cada una tiene una pureza de al menos aproximadamente 95% de especies monoméricas de acrilamida, y donde el fluido de perforación retrasa la hidratación de la formación sensible de agua mientras se perfora, sin la presencia de aditivos basados en arcillas.
17. El fluido de perforación de la reivindicación 16 caracterizado porque además comprende uno o más alcoholes de cadena larga que tiene un peso molecular en el intervalo de aproximadamente 100 hasta aproximadamente 900, celulosa polianiónica o ambos.
18. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 17 caracterizado porque los alcoholes de cadena larga son seleccionados del grupo que consiste de alcoholes polietoxilados , alcoholes polipropoxilados y una combinación de los mismos.
19. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 16 caracterizado porque además comprende un 4 O inhibidor de esquistos de mina o silicato.
20. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 16 caracterizado porque la base acuosa comprende aproximadamente 0 por ciento en peso hasta aproximadamente 25 por ciento en peso de sales monovalentes inorgánicas u orgánicas.
21. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 16 caracterizado porque el pH se mantiene en aproximadamente 8.5 hasta aproximadamente 10.0.
22. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 16 caracterizado porque la poliacrilamida no iónica de bajo peso molecular que comprende aproximadamente 1 hasta aproximadamente 2 por ciento en peso del fluido, los alcoholes de cadena larga y la celulosa polianiónica que comprende aproximadamente 1 hasta aproximadamente 2 por ciento en peso del fluido, y la poliacrilamida no iónica de alto peso molecular que comprende aproximadamente 0.5 por ciento en peso del fluido .
23. Un método para incrementar la floculación de un fluido de perforación de base acuosa, caracterizado porque comprende adicionar al fluido: una poliacrilamida aproximadamente 95 hasta 100% no iónica de alto peso molecular que tiene un peso molecular en el intervalo de aproximadamente 4 millones hasta aproximadamente 15 millones, y una poliacrilamida aproximadamente 95 hasta 100% no iónica de bajo peso molecular que tiene un peso molecular en el intervalo de aproximadamente 500,000 hasta aproximadamente 2 millones, donde la poliacrilamida de alto peso molecular y la poliacrilamida de bajo peso molecular son seleccionados del grupo de poliacrilamidas que consisten de homopolimeros , copolimeros, terpolimeros y combinaciones de los mismos, y donde la poliacrilamida de alto peso molecular y la poliacrilamida de bajo peso molecular cada una tiene una pureza de al menos aproximadamente 95% de especies monoméricas de acrilamida.
24. El método de conformidad con la reivindicación 23 caracterizado porque el fluido de perforación está sustancialmente libre de aditivos basados en arcillas
25. El método de conformidad con la reivindicación 23 caracterizado porque además comprende adicionar al fluido de perforación: uno o más alcoholes de cadena larga que tiene un peso molecular en el intervalo de aproximadamente 100 hasta aproximadamente 900 y/o celulosa polianiónica , donde la poliacrilamida de bajo peso molecular comprende aproximadamente 1 hasta aproximadamente 2 por ciento en peso del fluido de perforación, los alcoholes de cadena larga y/o celulosa polianiónica comprenden aproximadamente 1 hasta aproximadamente 2 por ciento en peso del fluido de perforación y la poliacrilamida de alto peso molecular comprende aproximadamente 0.5 por ciento en peso del fluido.
26. El método de conformidad con la reivindicación 23 caracterizado porque además comprende adicionar al fluido de perforación un inhibidor de esquistos de silicato o amina.
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