MX2012010267A - Fluidos de perforacion invertidos que tienen reologia mejorada y metodos para perforacion de agujeros. - Google Patents
Fluidos de perforacion invertidos que tienen reologia mejorada y metodos para perforacion de agujeros.Info
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Abstract
Un fluido de perforación de emulsión invertida, y un método de perforación con tal fluido, que tiene reología mejorada a pesos bajos de lodos y altas temperaturas. La reología mejorada se efectúa con la adición de aminas hidrofóbicas, lo más preferiblemente diaminas de dímeros.
Description
FLUIDOS DE PERFORACIÓN INVERTIDOS QUE TIENEN REOLOGIA MEJORADA Y MÉTODOS PARA PERFORACIÓN DE AGUJEROS
CAMPO DE LA INVENCIÓN
La presente invención se refiere a composiciones y métodos para perforación, cementado y revestimiento de agujeros en formaciones subterráneas, particularmente formaciones que llevan hidrocarburos. Más particularmente, la presente invención se refiere a métodos para mejorar la reologia de fluidos de perforación de emulsión invertida, particularmente a altas temperaturas, y a composiciones para fluidos de perforación de emulsión invertida con bajo peso de lodos, con propiedades de buena estabilidad y alto desempeño.
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN
Un fluido o lodo de perforación es un fluido especialmente diseñado que se circula a través de un pozo de perforación cuando él pozó de perforación es perforado para facilitar la operación de perforación. Las diversas funciones de un fluido de perforación incluyen retirar los recortes de perforación del pozo dé perforación, enfriar y lubricar la barrena de perforación, auxiliar en el soporte de la tubería de perforación y barrena de perforación, y proporcionar un cabezal hidrostático para mantener la integridad de las paredes del pozo de perforación y evitar reventones del pozo.
Una propiedad importante del fluido de perforación es su reologia, y los parámetros reológicos específicos se pretenden para perforar y circular el fluido a través del pozo de perforación. El fluido debe ser lo · suficientemente viscoso para suspender la barita y recortes perforados y llevar los recortes a la superficie del pozo. Sin embargo, el fluido no debería ser tan viscoso como para interferir con la operación de perforación.
Los sistemas específicos de fluidos de perforación se seleccionan para optimizar una operación de perforación de acuerdo con las características de una formación geológica en particular. Los lodos de base aceite se usan normalmente para perforar lutitas hinchadas o desprendidas, formaciones que contienen sulfuro de hidrógeno, y agujeros calientes (mayores de alrededor de 300 grados Fahrenheit ("°F") (149° C) , pero se pueden usar también en otros agujeros que penetren una formación subterránea.
Un fluido de perforación con base en emulsión invertida y base aceite puede comprender comúnmente entre alrededor de 50:50 hasta alrededor de 95:5 en volumen de fase aceite a fase agua. Tales lodos basados en aceite usados en perforación típicamente .comprenden: un aceite base que comprende la fase externa de una emulsión invertida; una solución acuosa, salina (típicamente ' una solución que comprende alrededor de 30% de. cloruro de calcio) que comprende la fase interna de la emulsión invertida; emulsionantes en la interfaz de las fases interna y externa; y otros agentes o aditivos para suspensión, peso o densidad, humectación de aceite, pérdida de fluido o control de filtración, y control de reología. En el pasado, tales aditivos incluyeron comúnmente arcillas organofílicas y lignitos organofílicos . Ver H.C.H. Darley y George R. Gray, Composition y Properties de Perforación y Completion Fluids 66-67, 561-562 (5a. ed. 1988). Sin embargo, la tecnología reciente como se describe por ejemplo en las patentes de E.U.A. Nos. 7, 462, 580 y 7, 488, 704 para Kirsner, et al., introdujeron fluidos de perforación basados en emulsión invertida "libres de arcilla", los cuales ofrecen ventajas importantes sobre los fluidos de perforación que contienen arcillas organofílicas .
Como se usa en la presente y para los propósitos de la presente invención, el término "libre de arcilla" (o "sin arcilla) significa un fluido de perforación hecho sin la adición de ningunas arcillas organofílicas o lignitos organofílicos a la composición del fluido de perforación. Durante la perforación, tales fluidos de perforación "libres de arcilla" pueden adquirir arcillas y/o lignitos a partir de la formación o a partir del mezclado con fluidos reciclados que contienen arcillas y/o lignitos. Sin embargo, tal contaminación de fluidos de perforación "libres de arcilla" se evitan preferiblemente y las 1 arcillas organofilicas y lignitos organofilicos no deberían agregarse deliberadamente a fluidos de perforación "libres de arcilla" durante la perforación. Sin embargo, los fluidos de perforación de la presente invención pueden tolerar contaminación a partir de pequeñas cantidades de arcilla, sin pérdida o reducción de las ventajas de la presente invención. En particular, los fluidos de perforación pueden comprender arcilla en el intervalo desde arriba de 0 hasta 3 ppb, preferiblemente desde arriba de 0 hasta 2 ppb, o preferiblemente desde arriba de 0 hasta 1 ppb, sin efecto adverso para la presente invención.
Los lodos o fluidos de perforación basados en emulsión invertida (también denominados lodos invertidos de perforación o lodos o fluidos invertidos) comprenden un segmento clave de la industria de los fluidos de perforación, y los lodos de base emulsión invertida "libres de arcillas", particularmente aquellos capaces de un comportamiento de "gel frágil" como se describe en las patentes de E.U.A. Nos. 7,462,580 y 7,488,704 para Kirsner, et al., se están volviendo crecientemente populares.
Los fluidos de perforación de emulsión invertida libres de arcillas, como el fluido de perforación INNOVERT® disponible de Halliburton Energy Services, Inc., en Duncan, Oklahoma y Houston, Texas,- por ejemplo, han demostrado producir un alto desempeño en perforación, con resistencias de "gel frágil" reología que conducen a menor densidad en circulación equivalente (ECDs) y una relación méjorada de penetración ROP.
Un factor limitante en la perforación de una porción particular de un pozo es el- peso del lodo (densidad del fluido de perforación) que puede usarse. Si se usa un peso de lodo demasiado alto, se crean fracturas en las zonas de circulación perdida con pérdida resultante de fluido de perforación y otros problemas operativos. Si se usa un peso de lodo demasiado bajo, los fluidos de la formación pueden ocupar espacio del pozo, se puede presentar un colapso del agujero debido a un insuficiente soporte hidrostático, y en casos extremos se puede comprometer la seguridad debido a la posibilidad de un reventón en el pozo. Muchas veces, se perforan los pozos a través de- zonas débiles o propensas a la pérdida de circulación previo a alcanzar una. zona de producción potencial, lo que requiere el uso de un bajo peso de lodo y la instalación de sartas de tubería de revestimiento secuenciales para proteger las zonas más débiles arriba de la zona productora potencial. Un escenario de perforación particularmente crítico es uno que combina sobrecarga de aguas profundas y someras, como es típico de los campos de aguas ultra-profundas en Brasil. Este escenario se caracteriza por presión alta del fluido en el poro, bajas tensiones efectivas, bajos gradientes de fractura y ventanas estrechas de peso de lodos.
Los fluidos de perforación de emulsión invertida libres de arcilla comercialmente disponibles pueden tener una reología menor a la preferida a pesos bajos de lodos, es decir, pesos de lodos en el intervalo desde alrededor de 9 ppg (1080 kg/m3) a alrededor de 12 ppg (1440 kg/m3) , con temperaturas de hasta alrededor de 375°F (191 °C) o superiores. La adición de sólidos inertes puede mejorar la reología, pero resulta en una relación de penetración disminuida durante la perforación y pérdida de o declinación en otros beneficios que se observan con un sistema libre de arcillas. Tales sólidos' inertes incluyen por ejemplo, carbonato de calcio de tamizado fino, y el término como se usa en la presente no quiere decir que se entienda que incluye o se refiera a recortes de perforación. Los fluidos de perforación de emulsión invertida de base aceite libres de arcilla con bajo peso de lodo o densidad reducida pueden también mostrar una declinación en la característica deseada de resistencia de "gel frágil" de los fluidos de perforación de emulsión invertida libres de arcillas'. La resistencia de "gel frágil" se refiere generalmente a la capacidad del fluido de perforación tanto a suspender los recortes de perforación en reposo y mostrar una carencia de un pico de presión al reiniciar la perforación.
Crecientemente los fluidos de perforación de base en emulsión invertida están siendo, sujetos a un desempeño y demandas de costo incluso superiores así como a restricciones ambientales. Consecuentemente, existe una. necesidad continua e interés en toda la industria en nuevos fluidos de perforación que proporcionen un desempeño mejorado mientras permiten todavía una aceptación económica y ambiental.
SUMARIO DE LA INVENCIÓN
La presente invención proporciona fluidos de perforación de emulsión invertida de base aceite con reología mejorada sin la adición de sólidos inertes, y a temperaturas en el intervalo desde alrededor de 100°F (38 °C) hasta alrededor de 375°F (191 °C) o superiores. La presente invención también proporciona métodos mejorados de perforación de pozos de perforación en formaciones subterráneas que emplean lodos o fluidos de perforación de emulsión invertida de base aceite que tienen bajo peso de lodo. Como se usa en la presente, el término "perforación" o "pozos de perforación" se entenderá en su sentido más amplio de operaciones de perforación, lo cual incluye corrimiento, revestimiento y cementación asi como perforación, a menos que se indique específicamente de otra manera.
El fluido de perforación de emulsión invertida dé la presente invención, o usado en los métodos de . la presente invención, comprende' una relación aceite ragua preferiblemente en el intervalo de 50:50 a 95:5 y preferiblemente emplea un aceite natural, tal como por ejemplo sin limitación, aceite diesel o aceite mineral, o una base sintética, como la fase aceite y agua que comprende cloruro de calcio como la fase acuosa. El modificador de. reología o aditivo para estabilidad de la reología es un aditivo de amina hidrofóbica, que tiene la siguiente estructura general:
donde R representa un grupo hidrofóbico o parcialmente hidrofóbico con átomos de carbono desde 16 - 54 el cual puede ser de cadena lineal o ramificada y puede ser alifático, cicloalifático y aril alifático; N es una amina primaria, secundaria o terciaria en donde los grupos Rl y R2 pueden ser un grupo hidrógeno, grupo alquilo, grupo ciano alquilo, grupo amino alquilo, grupos amino arilo, grupo hidroxilo '.alquilo o un derivado de los mismos.; X comprende un grupo hidrofilico tal como una amina que puede ser primaria, secundaria o terciaria con sustituyentes que son un grupo hidrógeno, grupo alquilo, grupo ciano alquilo, grupo amino alquilo, grupo amino arilo, grupo hidroxilo alquilo, o un derivado de los mismos; alternativamente el grupo X puede ser un grupo amida, grupo óxido de amina, grupo betaina, grupo éster, grupo ácido carboxilico, grupo éter, grupo hidroxilo, grupo fosfato, grupo fosfonato, grupo pirrolidona, grupo haloformilo, grupo nitrato, grupo nitrito, grupo sulfato, grupo sulfonato, grupo imidazolina, grupo piridina, grupo azúcar, o una combinación o derivado de los mismos. Lo más preferiblemente, la amina hidrofóbica usada en la presente invención es una diamina del dimero graso C36 que tiene la siguiente estructura molecular:
Una diamina del dimero C36 preferida comercialmente disponible contiene la monoamina grasa C18 y la triamina del trímero graso C54 las cuales se obtienen durante la producción comercial de la diamina del dimero. Generalmente, se prefieren las cantidades de tal amina hidrofóbica que están en el intervalo desde alrededor de 1 ppb (2.9 kg/m3) a alrededor de 6 ppb (17 kg/m3) y son efectivas incluso cuando el peso de lodos es. bajo, es decir, está en el intervalo de alrededor de 9 (1080 kg/m3) a alrededor de 12 ppg (1440 kg/m3) .
La adición del aditivo de amina hidrofóbica al fluido de perforación incrementa el Limite de elasticidad de bajo esfuerzo cortante (LSYP) , Limite de elasticidad (YP) , y la Resistencia de gel a 10 minutos pero limita el incremento en la Viscosidad plástica (PV) hasta alrededor de 60% o menor, con relación al fluido de perforación que no tiene el aditivo de amina hidrofóbica, cuando se mide a 120°F (49 °C) . A condiciones de Alta Temperatura y Alta Presión (HPHT) , el fluido de perforación de emulsión invertida de la presente invención que comprende el aditivo de amina hidrofóbica tiene LSYP, YP, y Resistencia del Gel a 10 minutos incrementadas pero una PV similar o inferior, con relación al fluido de perforación sin el aditivo de amina hidrofóbica. Tal PV inferior que se observa con el fluido de perforación de emulsión invertida de la invención se cree que ayuda a minimizar la cantidad de incremento de la densidad provocado por el bombeo del fluido. Los fluidos de perforación de emulsión invertida de la invención también pueden . demostrar un comportamiento de · "gel frágil" cuando él fluido de perforación está "libre de arcillas"
BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS
La Figura 1 es una gráfica de barras que compara la viscosidad plástica, limite de .elasticidad y limite de elasticidad de bajo esfuerzo cortante de las- formulaciones del fluido de perforación del ejemplo,. 9 ppg (1080 kg/m3) de la invención que tiene diversas concentraciones de un modificador de reologia de 1 amina hidrofóbica, con una formulación sin ese aditivo.
La Figura 2a . es una gráfica que compara, a alta temperatura y presión, el limite de elasticidad de bajo esfuerzo cortante de una formulación de ejemplo de fluido de perforación de la invención que tiene 3 ppb (8.6 kg/m3) de modificador de reologia de amina hidrofóbica, con una base o fluido de control que no contiene un modificador de reologia de amina hidrofóbica.
La Figura 2b es una gráfica que compara, a alta temperatura y presión, el limite de elasticidad de una formulación de ejemplo de fluido de perforación de la invención que tiene 3 ppb (8.6 kg/m3) de modificador de reologia ae amina hidrofóbica, con una base o fluido de control que no contiene un modificador de reologia de amina hidrofóbica.
La Figura 2c es una gráfica que compara, a alta temperatura y presión, la viscosidad plástica de un. ejemplo de fluido de perforación de la invención que tiene 3 ppb (8.6 kg/m3) de modificador de reologia de amina hidrofóbica, con una base o fluido de control que no contiene un modificador de reologia de amina hidrofóbica.
La Figura 3 es una gráfica que muestra el efecto de un modificador de reologia de amina hidrofóbica sobre un ejemplo de fluido de perforación de la invención que no contiene ningún aditivo de sólidos inertes.
La Figura 4 es una gráfica de barras que compara las características reológicas de fluidos de perforación ejemplares de la invención que tienen diferentes bases de aceite mineral.
La Figura 5 "es una gráfica de barras que compara la reologia de un fluido de perforación de la invención ejemplar de 12 ppg (34.3 kg/m3) con una base o fluido de perforación de control que no tiene un modificador de reologia de amina hidrofóbica, después de rolado en caliente por 16 horas a 350°F (350 °C) .
La Figura 6 es una gráfica que muestra el comportamiento del gel frágil de un ejemplo de 9 ppg (1080 kg/m3) de fluido de perforación de la invención comparado- con el comportamiento de un fluido de perforación de 9 ppg (1080 kg/m3) que no tiene un .modificador de reologia de amina hidrofóbica .
La Figura 7a es una gráfica que muestra el comportamiento del gel frágil de un ejemplo de fluido de perforación de la invención que tiene un peso de lodos de 16 ppg (1920 kg/m3) .
La Figura 7b es una gráfica que muestra el comportamiento del gel frágil de un ejemplo de fluido de perforación de la invención que tiene un peso de lodos de 18 ppg (2160 kg/m3) .
DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN
La presente invención proporciona un fluido de perforación de emulsión invertida de base aceite, con desempeño mejorado en el campo a pesos de lodo en el intervalo de alrededor de 9 ppg (1080 kg/m3) hasta alrededor de 18 ppg (2160 kg/m3) , y un método de perforación que emplea ese fluido de perforación. La base aceite puede ser un aceite natural tal como ejemplo aceite diesel, o una base sintética tal como, por ejemplo, los éstéres que comprenden la base ACCOLADE® . u definas isomerizadas que comprenden la base ENCORE®, ambos disponibles de Halliburton Energy Services, Inc., en Houston, Texas y Dunca-n, Oklahoma. Un aceite mineral puede incluso ser Usado exitosamente como la base aceite en la presente invención, aunque en el arte previo se han experimentado algunas dificultades en la obtención de propiedades reológicas deseables con aceites minerales bajo determinadas condiciones tales como pesos bajos de lodos, es decir, pesos de lodo en" el intervalo desde alrededor de 9 (1080 kg/m3) a alrededor de 12. ppg (1440 kg/m3), y particularmente a altas temperaturas (mayores de 225°F [107°]). Aceites . minerales particularmente adecuados para uso en la invención se seleccionan del grupo que consiste de n-parafinas, iso-parafinas, . alcanos cíclicos, alcanos ramificados, y mezclas de los mismos.
Una solución acuosa que contiene un compuesto, composición o material que disminuye la actividad del agua, comprende la fase interna de la emulsión invertida. Tal solución es preferiblemente una solución salina que comprende cloruro de calcio (típicamente alrededor de 25% a alrededor de 30%, dependiendo de la salinidad o actividad del agua de la formación subterránea) , aunque otras sales o materiales que disminuyen la actividad del agua tales como por ejemplo glicerol o azúcar conocidos . en la técnica, se pueden usar adicional o alternativamente. Tales otras sales ' pueden incluir por ejemplo cloruro de sodio, bromuro, de sodio, bromuro de calcio y sales de formiato. El agua preferiblemente comprende menos del 50%, o tanto como alrededor de 50%, del fluido de perforación y la relación de aceite: agua preferiblemente está en el intervalo de alrededor de 50:50 a alrededor de 95:5.
Los fluidos de perforación de la presente invención incluyen particularmente un aditivo de amina hidrofóbica . como un modificador de reologia, como se discutirá además a continuación. Además, los fluidos de perforación de, o para uso en, la presente inyención, han añadido a ellos o se han mezclado con su base aceite de emulsión invertida, otros fluidos o materiales necesarios para comprender fluidos de perforación completos. Tales otros materiales pueden incluir opcionalmente, por ejemplo: aditivos para reducir o controlar la reologia a baja temperatura o para proporcionar adelgazamiento, por ejemplo, aditivos que tienen los nombres comerciales COLDTROL®, ATC®, y OMC2™; aditivos para potenciar la viscosidad, por ejemplo, un aditivo que tiene el nombre comercial RHE OD L™ (ácido graso modificado) ; aditivos para proporcionar viscosidad temporal aumentada para embarque (transporte al sitio del pozo) y para uso en barridos, por ejemplo, un aditivo que tiene el nombre comercial TEMPERUS™ (ácido graso modificado) ; aditivos para control de filtración, por ejemplo, aditivos que tienen los nombres comerciales ADAPTA® ¦ y BDF-366;. un activador del emulsificador , tal como, por ejemplo, cal; aditivos para control de alta temperatura y alta presión (HTHP) y estabilidad de la emulsión, por ejemplo, un aditivo que tiene el nombre comercial FACTANT™. (derivado de tall oil altamente concentrado),* y aditivos para emulsificación, por ejemplo, un aditivo que tiene el nombre comercial EZ MUL® NT (ácido graso poliaminado) . Todos los productos de marca comercial antes mencionados están disponibles de Halliburton Energy Services, Inc., en Houston, Texas, y Dun'can, Oklahoma, U.S. A. Como con todos los fluidos de perforación, las formulaciones exactas de los fluidos de la invención varían con los requerimientos particulares de la formación subterránea.
Un sistema de fluido de perforación preferido, comercialmente disponible, para uso en la invención es el sistema de fluido de perforación INNOVERT®, que tiene una base de parafina/aceite mineral, disponible de Baroid, una empresa de Halliburton, en Houston, Texas y Duncan, Oklahoma. El sistema de fluido de perforación INNOVERT® típicamente comprende los siguientes aditivos, además de la base de parafina/aceite mineral y salmuera, para uso como un fluido de perforación de emulsión invertida: suspensión de ácido graso modificado RHE OD™ L y agente de viscosidad, BDF-366™ o copolímero ADAPTA™ para control de la filtración a HPHT, particularmente para uso a altas temperaturas, y el agente emulsionante de ácido graso poliaminado/humectante de aceite EZ UL® NT, también- particularmente para uso a altas temperaturas. Los sistemas comercialmente disponibles de fluido de perforación INNOVERT® también incluyen típicamente material amorfo/fibroso TAU-MOD™ como un agente de suspensión y viscosificador . Sin embargo, con la presente invención, donde al sistema del fluido de perforación se le ha añadido particularmente un aditivo de amina hidrofóbica como un modificador de la reología, el material TAU-MOD™ es opcional.
Los fluidos de perforación de emulsión invertida de la presente invención, que comprenden el aditivo de amina hidrofóbica, conservan- mediciones de reología aceptables e incluso preferidas a pesos bajos de lodos y no experimentan una tasa disminuida de penetración (y con fluidos de perforación de emulsión invertida libres de arcillas, tampoco experimentan una declinación en la Resistencia del Gel frágil deseada) cuando se usan en perforación incluso a altas temperaturas' y presiones. A condiciones de HPHT, los fluidos de perforación de emulsión invertida de la presente invención, que comprenden el aditivo de amina hidrofóbica, tienen LSYP, YP, aumentadas y Resistencia del Gel a 10 minutos pero similar o menor PV con relación al fluido de perforación sin el aditivo de amina hidrofóbica. Estas ventajas de la presente invención se cree que se deben a la adición del aditivo de amina hidrofóbica al fluido de perforación. Las ventajas de la presente invención se aprecian especialmente en donde el fluido de perforación no contiene tampoco arcilla organofilica o lignito.
Las aminas . hidrofóbicas preferidas, comercialmente disponibles adecuadas para uso en la presente invención incluyen sin limitación d'iamina, del dimero C36 graso hidrogenado VERSAMINE® 552, y diamina del dimero C36 graso VERSAMINE® 551, ambos disponibles de Cognis Corporation (productos funcionales) de Monheim, Alemania y Cincinnati, Ohio. Típicamente, una cantidad de tal diamina de dimero en el intervalo de alrededor de 1 libra por barril (ppbj (2.9 kg/m3) hasta alrededor de 3 ppb (8.6 kg/m3) es suficiente para los propósitos de la invención. Estas diaminas de dímeros grasos se preparan comercialmente . a partir de diácidos de dímeros grasos los cuales se han producido a partir de la dimerización de ácido oleico vegetal o ácido graso del. tall oil por métodos - térmicos p catalizados con ácidos.
La dimerización de . los ácidos grasos de tall oil C18 produce el material que conduce a los ácidos del dimero C36. Este material es . una mezcla de un ácido dicarboxílico monocíclico, ácido dicarboxílico acíclico y ácido dicarboxílico . bicíclico junto con cantidades pequeñas de triácidos triméricos . Estos diácidos .se convierten en diaminas por medio del Esquema de Reacción dado a continuación:
Esquema de Reacción ? .
Estas diaminas se convierten además en compuestos que caen bajo el alcance de aditivos, de aminas hidrofóbicas . Estas diaminas se convierten en derivados de cianoetilo por medio de cianoetilación con acrilonitrilo; estos derivados de cianoetilo se reducen además en aminopropil aminas por medio de reducción como se muestra en el Esquema de Reacción II a continuación, como se enseña en la patente de Estados Unidos No. 4,250,045, concedida el 10 de febrero de 1981 a Coupland, et al.
La diamina del dimero dicianoetilado está disponible comercialmente como Kemamine DC 3680 y 3695 y la diamina del
dimero di-N-aminopropilado está disponible comercialmente como Kemamine DD 3680 y - 3695 de Chemtura Corporation USA. Diferentes estructuras del aditivo · dimérico de aminas hidrofóbicas se dan a continuación:
H,N
Diamina del
dimero
Las pruebas de laboratorio demuestran la efectividad de la presente invención. Con referencia a los experimentos cuyos resultados se grafican en la Figura 1, un fluido de perforación de emulsión invertida de 9 ppg (1080 kg/m3) ESTNOVERT® se preparó al usar una base de parafina/aceite mineral en una relación de agua a aceite de 60:40 con salmuera de cloruro de calcio que tiene una salinidad en fase de agua de 200,000 partes por millón (ppm) . Para esto, los aditivos se mezclaron para un fluido de perforación que tiene los componentes como se indican en la Tabla 1 a continuación:
Tabla 1
Todos los productos de marcas . registradas anteriores y otras tablas a continuación están disponibles de Halliburton Energy Services, Inc., en. Houston, Texas y Duncan, Oklahoma, excepto que el REV DUST es un sólido de perforación artificial disponible de Milwhite Inc, en Houston Texas. Estas composiciones establecidas en la Tabla 1 se rolaron en caliente a 250°F (121 °C) por 16 horas. Los fluidos luego se mezclaron además durante 5 minutos y se evaluaron en un reómetro FANN 35 a 120°F (49°C), probando la Viscosidad plástica (PV), Limite de elasticidad (YP) , tensión de fluencia (Tau cero) y Limite de elasticidad de bajo esfuerzo cortante (LSYP) .
La Viscosidad plástica (PV), Limite de elasticidad (YP) , Tensión de fluencia (Tau cero) y Limite de elasticidad de bajo esfuerzo cortante (LSYP) del fluido de perforación de emulsión invertida se determinaron en un reómetro de indicación directa, un reómetro FANN 35, impulsado por un motor eléctrico. El reómetro consiste de dos cilindros concéntricos, el cilindro interior se llama un peso conductor, mientras que el cilindro exterior se denomina manga del rotor. La muestra del fluido de perforación se coloca en un depósito controlado por termostato y la temperatura del fluido.se ajusta a 120 (±2) °F (49°C ±1.1 °C) . El fluido de perforación en el depósito controlado por termostato luego se coloca en el espacio anular entre los dos cilindros concéntricos' del FANN 35·. El cilindro exterior o manga del rotor se impulsa en una velocidad rotatoria constante. La rotación de la manga del rotor en el fluido produce un torque en el cilindro interior o peso conductor. Un resorte de torsión limita el movimiento del peso conductor, y un selector unido al peso conductor indica el desplazamiento del peso conductor. Las lecturas del selector se miden a velocidades diferentes de la manga del rotor de 3, 6, 100, 200, 300 y 600 revoluciones por minuto (rpm) .
En general, el Límite de Elasticidad (YP) se define como el valor obtenido a partir del modelo reológico plástico de Bingham cuando se . extrapola a una relación de esfuerzo cortante de cero. Se ' puede calcular al usar lecturas de relación de esfuerzo cortante de 300 rpm y 600 rpm como se señala anteriormente sobre un reómetro estándar para campo petrolero, tal como n reómetro FANN 35 o un FANN. 75. Similarmente, la Tensión de fluencia o Tau cero es la tensión que debe ser aplicada a un material para hacerlo que comience a fluir (o tener fluencia) , y se puede calcular comúnmente a partir de lecturas del reómetro medidas a relaciones de 3, 6, 100, 200, 300 y 600 rpm. La extrapolación se puede efectuar al aplicar un ajuste de mínimos cuadrados o ajuste de curva al modelo reológico de Herchel-Bulkley . Un medio más conveniente de estimar la Tensión de fluencia es al calcular el Límite de elasticidad de bajo esfuerzo cortante (LSYP) por la fórmula que se muestra a continuación en la Ecuación 2 excepto con las lecturas de 6 rpm y 3 rpm sustituidas por las lecturas de 600 rpm y 300 rpm, respectivamente. La viscosidad plástica (PV) se obtiene a partir del modelo reológico plástico de Bingham y representa la viscosidad de un fluido cuando se extrapola hasta un esfuerzo cortante infinito. La PV se obtiene a partir de las lecturas de 600 rpm y 300 rpm como se dan a continuación en la Ecuación 1. Una baja PV puede indicar que un fluido es capaz de usarse en perforación rápida debido, entre otras cosas, a que el fluido tiene baja viscosidad al salir de la barrena de perforación y tiene una relación de flujo creciente. Una alta PV puede ser provocada por un fluido de base viscosa, sólidos coloidales en exceso, o ambos. La PV y YP se calculan por el siguiente conjunto de ecuaciones:
PV = (lectura 600 rpm) - .(lectura 300 rpm) (Ecuación 1 ) YP - (lectura 300 rpm) - PV (Ecuación 2)
Más -particularmente, cada una de estas pruebas se efectuaron . conforme a los procedimientos estándar establecidos en la Práctica Recomendada 13B-2, Práctica Recomendada para Pruebas en Campo de Fluidos de perforación base Aceite, Cuarta Edición, Instituto Americano del Petróleo, 1 de marzo de 2005, los ' contenidos de la cual se incorporan en la presente como referencia.
Los resultados .de las pruebas graficadas en la Figura 1 demuestran que de 1 a. 3 ppb (2.9 a 8.6 kg/m3) de aditivo de diamina del dimero C36 (amina 'hidrofóbica) fue suficiente para impartir una reologia adecuada en el lado bajo hasta los 9 ppg (8.6 kg/m3) del fluido de perforación de emulsión invertida INNOVERT®. Los resultados en la Tabla 1 muestran que la PV se incrementó en 60 % mientras que la YP, LSYP y Resistencia del Gel a .10 minutos se incrementaron por 250, 200' y 300% respectivamente con la adición de 6 ppb (17.1 kg/m3) del aditivo de amina hidrofóbica (formulación 4 de la invención) con relación al control (formulación 1) .
Las muestras de 9. ppg (1080 kg/m3) de fluido de perforación' de emulsión invertida INNOVERT® que ' contienen 3 ppb (8.6 kg/m3) de diamina del dimero C36 se evaluaron además con un reómetro FANN 75 al usar condiciones simuladas .dentro de pozo, y particularmente probar la reologia a alta temperatura y alta presión. El reómetro FANN 75 mide similarmente como el reómetro FANN 35 pero puede medir la reologia bajo alta temperatura y presión. Las composiciones de estas muestras (muestras de formulación 6) se establecen en la Tabla 2(a) a continuación y los resultados de "estas pruebas se graficaron en las Figuras 2 (a) , 2 (b) y 2 (c) . Antes de probar, las muestras se rolaron en caliente a 325 °F (162.8 °C) . La muestra de la Formulación 5 en la Tabla 2(a) fue un "control, " el fluido de perforación sin un aditivo de dimero de diamina (amina hidrofóbica) . Los datos para estas figuras se proporcionan en la Tabla 2 (b) (muestra de la formulación de control 5) y Tabla 2(c) (muestra de la formulación de la invención 6) a continuación. Las Tablas 2(b) .y 2(c) muestran que la adición del aditivo de amina hidrofóbica incrementó el YP y LSYP del fluido de perforación de emulsión, invertida, pero mantuvo una PV similar o inferior con relación al control (formulación 5) , bajo condiciones de Alta Presión y Alta Temperatura (HPHT) .
Tabla 2 (a) Formulaciones
Tabla 2 (b) - Resultados de Pruebas de Reologia
(Control-Formulación 5)
A(6.895 MPa) B(20.68 MPa) c(41.37 MPa) D(68.948 MPa)
Tabla 2 (c) - Resultados de Pruebas de Reologia
(Formulación 6)
10
A(6.895 MPa) B(20.68 MPa) c(41.37 MPa) D(68.948 MPa)
La Figura 3 muestra los resultados de las pruebas del efecto del aditivo de diamina . del dimero C36 (amina hidrofóbica) sobre la reologia de 10 ppg (1200 kg/m3) peso de lodos del fluido de perforación de emulsión invertida de base aceite INNOVERT® formulado sin material amorfo/fibroso TAU-MOD™ o un agente de ponteo de molienda fina tal como el material BARACARB® 5. · La formulación exacta del fluido de perforación y los datos de prueba se muestran en la Tabla 3. Estas pruebas indicaron que las 10 ppg (1200 kg/m3) de fluido de perforación de emulsión invertida INNOVERT® que contiene 6 ppb (17.1 kg/m3) de diamina del dimero C36 tiene una reologia efectiva en el extremo bajo, esto es, reologia efectiva incluso a pesos bajos de lodos,- e incluso sin aditivos de agente de viscosidad/agente de suspensión tal como el material amorfo/fibroso TAU-MOD™ y el agente de ponteo de molienda fina BARACARB® 5. La adición de diamina del dimero C36 incrementó la PV por alrededor de 30% e incrementó el YP, LSYP y la Resistencia del Gel en 10 minutos por alrededor de 250% con relación al control (formulación 7).
Tabla 3
Los fluidos de perforación de emulsión invertida de la presente invención también se prepararon y probaron en laboratorio con otras bases comercialmente disponibles de emulsión invertida de aceites minerales, particularmente la base de aceite mineral EDC 99-DW, disponible de Total en Paris, Francia, base de aceite mineral ES.CAID®-110 , disponible de ExxonMobil,' en Houston, Texas, y la base de aceite mineral XP-07, disponible de Petrochem Carless en Wynnewood, Oklahoma y en el Reino Unido. Más particularmente, estas muestras tuvieron las formulaciones establecidas en la Tabla 4 a continuación. Cada formulación tuvo un peso de lodos de 9 ppg y . una relación aceite ragua de 6.0:40. Después del rolado en caliente a 250°F (121 °C) por 16 horas, se evaluaron las 'reologias de las muestras con un reómetro FANN 35 a 120°F (49°C) . Los datos de prueba se muestran en la Tabla 4 y estos resultados se grafican en la Figura 4, que muestran que la invención es efectiva con una variedad de bases de fluidos de perforación de emulsión invertida de aceite mineral comercialmente disponibles.
Tabla 4
La Figura 5 compara resultados de la.s pruebas de desempeño del fluido de perforación de emulsión invertida
INNOVERT® 12 ppg (1440 k'g/m3) (que tiene una relación aceiteragua de 70:30), con (Formulación 13) y sin diamina del dímero C36 (Formulación 12) , rolado en caliente durante 16 horas a 350°F (177 °C) . Estos resultados demuestran el desempeño superior obtenido con la inclusión de un aditivo de amina hidrofóbica tal como la diamina del dimero C36. La formulación de las muestras probadas y los resultados de la prueba se establecen en la Tabla 5 a continuación. Estos resultados indican que con la adición de la diamina del dimero C36, la PV se incrementó por alrededor de 12.5% mientras que el YP, LSYP y la resistencia del gel por 10 min se incrementaron por alrededor de 200% con relación a los fluidos sin el aditivo.
Tabla 5
La Figura 6 proporciona una gráfica que muestra la curva de forma "L" característica favorable del "gel frágil" obtenida en la prueba del fluido formulado ' con emulsión invertida INNOVERT® 9 ppg (1080 kg/m3) con. diamina del dimero C36. Esta Figura muestra que incluso a bajo peso de lodo fluido de perforación con un aditivo de amina hidrofóbica de la presente invención demuestra el comportamiento de "gel frágil" con relación al fluido sin el aditivo de amina hidrofóbica.
Las Figuras 7a y 7b proporcionan gráficas que muestran el comportamiento de "gel frágil" del ejemplo de fluidos de perforación libres de arcilla de la invención que . tienen pesos de lodo de 16 y 18 ppg (1920 y 2160 kg/m3) , respectivamente. Estas gráficas muestran que incluso a un peso alto de lodos y temperaturas superiores de rolado en caliente, un fluido de perforación de emulsión invertida libre de arcilla con el aditivo de amina hidrofóbica de la presente invención demuestra un comportamiento de "gel frágil". La Tabla .6 también muestra otra ventaja, de la invención— que las pérdidas de fluido HPHT de fluidos de perforación con alto peso de lodos con un aditivo de amina hidrofóbica de la invención son menores que las de fluidos de perforación de otra manera comparables sin el aditivo de amina hidrofóbica. Además, el filtrado de HPHT de estos fluidos sin el aditivo de amina hidrofóbica mostró una presencia indeseable de una masa sólida. '
Las formulaciones para los fluidos de 16 y 18 ppg (1920 y 2160 kg/m3) , cuyos resultados de prueba se grafican en las Figuras 7a y 7b, se muestran en la Tabla 6 a continuación, junto con los datos de 'prueba.
Tabla 6
Las ventajas de los métodos de la invención pueden obtenerse al emplear un fluido de perforación de la invención en operaciones de perforación. Las operaciones de perforación —ya sea la perforación de un agujero vertical o direccional u horizontal, efectuar un barrido, o correr el revestimiento y cementación- se pueden efectuar como se conoce 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 de perforación cuando el pozo de perforación se está perforando (o barrido o cementado y con tubería de revestimiento) , para facilitar la operación de perforación. El fluido de perforación retira los recortes de perforación a partir del pozo de perforación, enfría y lubrica la barrena de perforación, ayuda a soportar la tubería de perforación y barrena de perforación, y proporciona una cabeza, hidrostática para conservar la integridad de las. paredes del pozo de perforación y evitar los reventones del pozo. La formulación específica del fluido de perforación de acuerdo con la presente invención se optimiza para la operación de perforación particular y para las características y condiciones particulares de la formación subterránea (tales como temperaturas) . Por ejemplo, el fluido se carga como sea apropiado para las presiones de la formación y se adelgaza como sea apropiado para las temperaturas de la formación. Los fluidos de la invención permiten un monitoreo en tiempo real y ajuste rápido del fluido para ajustar los cambios · en tales condiciones de la formación subterránea. Además, los fluidos de la invención se pueden reciclar durante una operación de perforación tal que los fluidos circulados en un pozo de perforación se puedan recircular en el pozo de perforación después de regresar a la superficie para la remoción de recortes de perforación por ejemplo. El fluido de perforación de la invención puede incluso seleccionarse para uso en una operación de perforación para reducir la pérdida de lodo de perforación durante la operación de perforación y/o para cumplir con las regulaciones ambientales que gobiernan las operaciones de perforación en una formación subterránea en particular.
La descripción anterior de la invención se pretende que sea una descripción de modalidades preferidas. Se pueden hacer diversos cambios en los detalles de los fluidos y métodos de uso descritos sin alejarse del alcance pretendido de esta invención como se define por las reivindicaciones anexas.
Claims (20)
1. Un método para perforación en una formación subterránea que comprende proporcionar o usar en la perforación un fluido de perforación de emulsión invertida que tiene una fase continua oleaginosa, una fase discontinua no oleaginosa, y un aditivo de amina hidrofóbica, caracterizado porque el fluido de perforación con el aditivo de amina hidrofóbica,- cuando se compara con el fluido de perforación sin el aditivo de amina hidrofóbica, restringe el incremento en la viscosidad plástica hasta 60% o menos y tiene una características seleccionada del grupo que consiste de: un límite de elasticidad aumentado; un límite de elasticidad de bajo esfuerzo cortante aumentado; una Resistencia del Gel aumentada; y .cualquier combinación de los mismos .
2. Un método de conformidad con la reivindicación 1 caracterizado porque el fluido de perforación está libre de arcillas.
3. Un método de conformidad con la reivindicación 1 ó 2 caracterizado porque el aditivo de amina hidrofóbica tiene la siguiente estructura general: donde R es un grupo hidrofóbico o parcialmente hidrofóbico con átomos de carbono en el intervalo desde alrededor de 16 a alrededor de 54, de cadena lineal o ramificada, y alifático, cicloalifático o aril alifático; N es una amina primaria, secundaria o terciaria .caracterizada porque los grupos Rl y R2 pueden ser iguales o diferentes y se¦ seleccionan del grupo que consiste de hidrógeno, alquilo, ciano alquilo, amino alquilo, amino arilo, hidroxilo alquilo, y derivados de los mismos; y X comprende un grupo hidrofílico seleccionado del grupo que consiste de aminas primarias, secundarias y terciarias con sustituyentes seleccionado del grupo que consiste de hidrógeno, alquilo, ciano alquilo, amino alquilo, amino arilo, hidroxilo alquilo, y derivados de los mismos, o X comprende un grupo seleccionado del grupo que consiste de amidas, óxidos de aminas, betainas, esteres, ácido carboxilicos, éteres, grupos hidroxilo., fosfatos, fosfonatos, pirrolidonas, grupos haloformilo, nitratos, nitritos, sulfatos, sulfonatos, imidazolinas , piridinas, azúcares, combinaciones de los mismos, y derivados de los mismos.
4. Un mét.odo de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque el aditivo de amina hidrofóbica es una diamina de un dimero graso.
5. Un método de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque la fase aceitosa comprende: un aceite sintético que comprende un éster u olefina; un aceite diesel; o un aceite mineral seleccionado del grupo que consiste de n-parafinas, iso-parafinas, . alcanos cíclicos, alcanos ramificados, y mezclas- de los mismos.
6. Un método de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque el fluido de perforación tiene un peso de lodos en el intervalo de alrededor de 9 a alrededor de 18 ppg (1080 a 2160 kg/m3) .
7. Un método de' conformidad .con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque el fluido de perforación comprende desde alrededor de 0.25 ppb a alrededor de 18 ppb (0.25 a 51.3 kg/m3) del aditivo de amina hidrofóbica.
8. Un método de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque' el fluido de perforación tiene una relación aceite: agua en el intervalo de alrededor de 50:50 a alrededor de 95:5.
9. Un método de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque la solución acuosa contiene un material que disminuye la actividad del agua seleccionado del grupo que consiste.de:' azúcar; glicerol; sales seleccionadas del grupo que consiste de cloruro de calcio, bromuro de calcio, cloruro de sodio, bromuro de sodio, y formiato; y combinaciones de los' mismos.
10. Un método' de conformidad . con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque el fluido de perforación con el aditivo de amina hidrofóbica, cuando se compara con el fluido de perforación sin el aditivo de amina hidrofóbica, tiene una menor pérdida de fluidos a HPHT.
11. Un método de conformidad con cualquier reivindicación anterior caracterizado porque el fluido de perforación con el aditivo de amina hidrofóbica, bajo condiciones de HPHT, tiene YP, LSYP y Resistencia del .Gel mejoradas pero una PV similar o inferior, cuando se compara con el fluido de perforación sin el aditivo de amina hidrofóbica.
12. Un método de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado porque el fluido de emulsión invertida comprende al menos un aditivo del grupo que consiste de: agentes de ponderación, sólidos inertes, agentes para control de pérdida de fluidos, emulsionantes, sales, auxiliares de dispersión, inhibidores de corrosión, adelgazadores de la emulsión, espesantes de emulsión, agentes de viscosidad, agentes de control de emulsionante-filtración a HPHT, y cualquier combinación de los mismos.
13. Un método de conformidad con cualquier reivindicación anterior, caracterizado además porque comprende perforación, correr la tubería de revestimiento y/o cementación de un pozo de perforación en la formación subterránea.
14. Un fluido de perforación de emulsión invertida que tiene un peso de lodos en el intervalo de alrededor de 9 ppg a alrededor de 18 ppg (1080 a 2160 kg/m3) , que comprende: una base de aceite natural o sintético; una solución acuosa; y un modificador de reología que comprende una amina hidrofóbica que tiene la siguiente estructura general: donde R es un grupo hidrofóbico o parcialmente hidrofóbico con átomos de carbono en el intervalo en número desde alrededor de 16 a alrededor de 54, de cadena lineal o ramificada, y alifático, cicloalifático o aril alifático; N es una amina primaria, secundaria o terciaria en donde los grupos Rl y R2 pueden ser iguales o diferentes y se seleccionan del grupo que consiste de hidrógeno, alquilo, ciano alquilo, amino alquilo, amino arilo, hidroxilo alquilo, y derivados de los mismos; y X comprende un grupo hidrofilico seleccionado del grupo que consiste de aminas primarias, secundarias y terciarias con sustituyentes seleccionados del grupo que consiste de hidrógeno, alquilo, ciano alquilo, amino alquilo, amino arilo, . hidroxilo alquilo, y derivados de los mismos, o X comprende un grupo seleccionado del grupo que consiste de amidas, óxidos de aminas, betainas, ésteres, ácidos carboxilicos , éteres, grupos hidroxilo, fosfatos, fosfonatos, pirrolidonas , grupos- haloformilo, nitratos, nitritos, sulfatos, sulfonatos, imidazolinas , piridinas, azúcares, combinaciones de los mismos, y derivados de los mismos, en donde la emulsión invertida tiene una relación aceiteragua de al menos alrededor de 50:50 y se formula sin la adición de sólidos inertes; caracterizado porque el fluido de perforación con el aditivo de amina hidrofóbica,. cuando se compara con el fluido de perforación sin el aditivo de amina hidrofóbica, restringe el incremento en la viscosidad plástica hasta 60% o menos y tiene una característica seleccionada del grupo que consiste de: un límite de elasticidad aumentado; un límite de elasticidad de bajo esfuerzo cortante aumentado; una Resistencia del Gel aumentada; y cualquier combinación de los mismos .
15. Un fluido de perforación de emulsión invertida de conformidad con la reivindicación 14 caracterizado porque la amina hidrofóbica es una diamina del dimero graso C36 que tiene la siguiente estructura molecular:
16. Un fluido, de perforación de conformidad con la reivindicación 14 o 15, caracterizado porque el aceite básico comprende: un aceite sintético que comprende un éster u olefina; un aceite diesel; o un aceite mineral seleccionado del grupo que consiste de n-parafinas, iso-parafinas, alcanos cíclicos, alcanos ramificados, y cualquier mezcla de los mismos .
17. Un fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 14, 15 o 16, caracterizado porque la solución acuosa contiene un material que disminuye la actividad del agua seleccionado -del grupo que consiste de: azúcar; glicerol; . sales seleccionadas del grupo: que consiste de cloruro de calcio, bromuro de calcio, cloruro de sodio, bromuro de sodio, y formiato; y cualquier combinación de los mismos.
18. Un fluido de -perforación de conformidad con la reivindicación 14, 15, 16 o 17 caracterizado porque comprende alrededor de 1 ppb (2.9 kg/m3) a alrededor de 6 ppb . (17.1 kg/m3) del modificador de reologia.
19. Un método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque ¦ la formación subterránea es' una formación subterránea de alta temperatura, el fluido de perforación de emulsión invertida tiene un peso de lodos en el intervalo de alrededor de 9 ppg (1080 kg/m3) hasta alrededor de 18 pp,g (2160. kg/m3), la fase aceitosa continua y la fase no aceitosa · discontinua están presentes en una relación aceite: agua en el intervalo de alrededor de 50:50 a alrededor de 95:5, y el aditivo de amina hidrofóbica comprende una .diamina del dimero graso C36 que tiene la siguiente estructura molecular:
20. Un método de conformidad con la reivindicación 19 caracterizado porque el fluido de perforación tiene una fase aceitosa seleccionada del grupo de aceites que consisten de: aceites diesel; aceites de éster; olefinas; y aceite minerales seleccionados del grupo que consiste de n-parafinas, iso-parafinas , alcanos ciclicos, . alcanos ramificados, y mezclas de los mismos.
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