MX2013000721A - Metodo y composicion diluyente a base de agua, biodegradable para perforar perforaciones subterraneas con fluido de perforacion de base acuosa. - Google Patents
Metodo y composicion diluyente a base de agua, biodegradable para perforar perforaciones subterraneas con fluido de perforacion de base acuosa.Info
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Abstract
Se describe un sistema de lodo de polímero inhibidor a base de agua y método para usar el sistema en la perforación y en la estabilización de pozos de perforación para su uso en formaciones sensibles al agua, como alternativa a lodos a base de aceite. El sistema comprende una base de agua dulce o agua salada diluida o dispersa con un copolímero a base de poliamida, biodegradable, soluble en agua que tiene por lo menos una cadena lateral injertada formada a partir de compuestos etilénicos insaturados. Este sistema es eficaz y tiene reología estable en un amplio intervalo de pH, incluso a un pH cercano al neutro de 8.0. Los fluidos de perforación no contienen metales pesados y son reológicamente tolerantes a los contaminantes, tales como cemento, anhidrita y sodio y temperaturas tan altas como alrededor de 400°F (204°C).
Description
MÉTODO Y COMPOSICIÓN DILUYENTE A BASE DE AGUA, BIODEGRADABLE PARA PERFORAR PERFORACIONES SUBTERRÁNEAS CON FLUIDO DE PERFORACIÓN DE BASE ACUOSA
CAMPO DE LA INVENCIÓN
La presente invención se refiere al control de la reología y/o la viscosidad de los sistemas lodos a base de agua. Más particularmente, la presente invención se refiere a métodos y composiciones para dilución y desfloculación de fluidos de base acuosa utilizados en la perforación de pozos y en otras operaciones de pozos en formaciones subterráneas, formaciones especialmente subterráneas que contienen petróleo y/o gas. Esta invención también se refiere a un diluyente y/o dispersante de fluido de perforación que tienen una estabilidad mejorada á la temperatura, propiedades de dispersión y la tolerancia a "contaminación por sólidos".
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN
Un fluido de perforación o lodo es un fluido diseñado especialmente que se hace circular a través de un pozo cuando el pozo se está perforando para facilitar la operación de perforación. Las diversas funciones de un fluido de perforación incluyen la eliminación de residuos de perforación o sólidos desde el pozo de perforación, el enfriamiento y lubricación de la barrena de perforación, ayudar en el apoyo de la tubería de perforación y la barrena de perforación, y proporcionar una carga hidrostática para mantener la integridad de las paredes del pozo de perforación y evitar explosiones de pozos. Los sistemas específicos de fluidos de perforación se seleccionan para optimizar una operación de perforación de acuerdo con las características de una formación geológica particular.
Para que un fluido de perforación lleve a cabo sus funciones, debe tener ciertas propiedades físicas deseables. El fluido debe tener una viscosidad que sea fácilmente bombeable y fácilmente circulado por bombeo a presiones empleadas normalmente en las operaciones de perforación, sin diferencias de presión excesivas. El fluido debe ser suficientemente tixotrópico para suspender los recortes en el pozo cuando la circulación de fluido se detiene. El líquido debe liberar los recortes de la suspensión cuando se agita en las fosas de sedimentación. De preferencia, debe formar una fina torta de filtro impermeable en la pared de la perforación para evitar la pérdida de líquido del fluido de perforación por filtración en las formaciones. Tal torta filtro efectivamente sella la pared del pozo para inhibir las tendencias de desprendimiento, agitación o derrumbe de roca en el pozo. La composición del fluido también debe preferiblemente ser tal que los recortes formados durante la perforación del pozo puedan ser suspendidos, asimilados o disueltos en el fluido sin afectar a las propiedades físicas del fluido de perforación.
La mayoría de los fluidos de perforación utilizados para la perforación en la industria petrolera y de gas son lodos base agua. Tales lodos típicamente comprenden una base acuosa, ya sea de agua dulce o salada, y agentes o aditivos para control de la suspensión, peso o densidad, humectación del aceite, pérdida de líquido o control de la filtración, y el control de la reología. El control de la viscosidad de los lodos a base de agua o sistemas de lodo se ha hecho tradicionalmente con desfloculantes y/o diluyentes de lignosulfonatos . Tales polímeros fuertemente sulfonadas, de bajo peso molecular, se cree que ayudan en los bordes de arcilla de recubrimiento en la formación subterránea con una carga negativa duradera o permanente eficaz. Algunos materiales alcalinos, tal como, por ejemplo, sosa o potasa cáustica, se añaden típicamente para conseguir un intervalo de pH de aproximadamente 9.5 a aproximadamente 10. Este ambiente de pH se cree que ayuda a la solubilidad y la activación de la porción o porciones de las moléculas de lignosulfonatos que interactúan con la arcilla. Estas porciones se cree que son los grupos carboxilato y fenolato en el lignosulfonato .
Los lignosulfonatos se obtienen a partir de subproductos del proceso de ácido gastado utilizado para separar celulosa de la madera en la industria de la pulpa de papel. La industria de la celulosa ha comenzado a alejarse del proceso ácido usado en los últimos años a favor de otro proceso que no tiene un subproducto de lignosulfonato . En consecuencia, la industria de los fluidos de perforación ha iniciado esfuerzos para encontrar un sustituto de lignosulfonatos en los fluidos de perforación. Además, cada vez más existe un interés y una necesidad de desfloculantes y/o diluyentes que pueden funcionar eficazmente en intervalos de pH más bajos de aproximadamente 8 a aproximadamente 8.5, en lodos a base de aqua dulce y agua salada, y a temperaturas más altas que van hacia arriba hasta aproximadamente 450 °F (230 °C) , preferentemente mientras al mismo tiempo son ambientalmente compatibles .
SUMARIO DE LA INVENCIÓN
La presente invención proporciona métodos mejorados de la perforación de pozos en formaciones subterráneas que emplean lodos a base de agua y composiciones para su uso en tales métodos. La presente invención proporciona una alternativa a los lodos a base de aceite y métodos que utilizan los lodos a base de aceite. Tal como se utiliza aquí, el término "perforación" o "pozos de perforación" se entenderá en el sentido más amplio de las operaciones de perforación o del pozo de perforación, a incluir la ejecución de revestimiento y cementación, asi como la perforación, a menos que específicamente se indique lo contrario.
Según un aspecto de la presente invención, se proporciona un fluido de perforación que comprende una base acuosa y un aditivo que comprende un copolímero a base de poliamida que tiene por lo menos una cadena lateral injertada formada a partir de compuestos etilénicos insaturados, en el que el fluido de perforación tiene un pH en el intervalo de aproximadamente 8.0 a aproximadamente 10.5. Los fluidos de perforación de la invención pueden comprender un disolvente/desfloculante de base acuosa y soluble en agua, biodegradable, que comprende un copolímero a base de poliamida que tiene por lo menos una cadena lateral injertada formada a partir de compuestos etilénicos insaturados. En una modalidad, esta composición diluyente/desfloculante de la invención comprende un injerto de copolímero de ácido acrílico y acrilo amido propano sulfonato (AMPS) sobre gelatina . Este desfloculante/diluyente para su uso en la invención tiene la flexibilidad de utilidad con, y la solubilidad en, una base de fluido de perforación de agua dulce, así como en una base de fluido de perforación de agua salada (salmuera), y es eficaz incluso a un pH casi neutro de aproximadamente 8.0 a aproximadamente 8.5, mientras sigue siendo eficaz a un pH más alto, hasta aproximadamente 10.5. .
Los fluidos de perforación de la invención proporcionan una ventaja sobre los fluidos que emplean diluyentes de la técnica anterior de lignosulfonato en que los fluidos de la invención mantienen la reología satisfactoria para la perforación a temperaturas tan altas como 400°F a 450°F (20 °C a 230°C) al mismo tiempo que son útiles a temperaturas más bajas, incluyendo temperaturas que se aproximan tan bajo como 40°F (4.4°C). Por otra parte, el desfloculante/diluyente utilizado en la presente invención generalmente no contiene cromo que suele utilizarse con diluyentes de lignosulfonatos de la técnica anterior, y por lo tanto la presente invención puede ser más respetuosa del medio ambiente o ambientalmente compatible en comparación con el arte previo.
De acuerdo con otro aspecto de la presente invención, se proporciona un método para dilución, dispersión o desfloculación de un fluido de perforación base acuosa que comprende: añadir al liquido un aditivo que comprende un copolímero a base de poliamida que tiene por lo menos una cadena lateral injertada formada a partir de compuestos etilénicamente insaturados y ajustar el pH del fluido que tiene un pH en el intervalo de aproximadamente 8.0 a aproximadamente 10.5.
De acuerdo con un aspecto adicional de la presente invención, se proporciona el uso del fluido de perforación en un método para llevar a cabo una operación de perforación en una formación subterránea que contiene hidrocarburos que tiene formaciones sensibles al agua y una temperatura en el intervalo de aproximadamente 40 °F (4.4 °C) a aproximadamente 400 °F (204 °C) , en donde el método comprende: proporcionar el fluido de perforación, y la perforación en la formación subterránea, con el fluido que mantiene la estabilidad sin daño o hinchazón de las formaciones sensibles al agua.
Los métodos de la invención incluyen un método de perforación de un pozo en una formación subterránea que emplea un fluido de perforación base acuosa que comprende el diluyente/desfloculante discutido anteriormente y un método de dilución o dispersión de un fluido de perforación a base de agua con tales diluyente/desfloculante . Preferiblemente, la operación de perforación comprende la perforación de un pozo y/o perforación a través de al menos una zona de producción en una formación subterránea que contiene hidrocarburos. La operación de perforación puede comprender terminar un pozo. La operación de perforación puede comprender correr tubería de revestimiento y cementación de un pozo. La operación de perforación puede comprender estabilización del pozo de perforación.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS
La Figura 1 es un gráfico que compara el punto de fluencia frente a la concentración de dispersante de un diluyente de la invención con un diluyente de lignosulfonatos, ferrocromo, en un agua salada/yeso, 22 libras/bbl (10 kg/0.16 m3) de AQUAGEL, que contiene 66 lb/bbl ' (30 kg/0.16 m3) polvo Rev, laminado en caliente a 150 °F (65.6°C), con un pH en el 'intervalo de 9.2 a 10.
La Figura 2 es un gráfico que compara el punto de fluencia frente a la concentración de un diluyente de la invención con un diluyente de lignosulfonato de ferrocromo, en agua dulce que contienen 66 libras/bbl (30 kg/0.16 m3) Polvo Rev y 22 libras/bbl (10 kg/0.16 m3) de suspensión de bentonita, laminado en caliente a 300 °F (149 °C) .
La Figura 3 es un gráfico que compara el punto de fluencia frente al pH de un diluyente de la invención con un diluyente de lignosulfonato de ferrocromo en una concentración de 5 lb/bbl (2.3 kg/0.16 m3) en agua dulce que contiene 66 lb/bbl (30 kg/0.16 m3) Polvo Rev y 22 lb/bbl (10 kg/0.16 m3) de suspensión de bentonita, laminado en caliente a 300 °F (149 °C) .
La Figura 4 es un gráfico que compara la resistencia del gel contra el pH de un diluyente de la invención con un diluyente de lignosulfonato de ferrocromo y diluyente de un lignosulfonato libre de cromo en una concentración de 5 libras/bbl (2.3 kg/0.16 m3) en un fluido de perforación de agua dulce, laminado en caliente a 300 °F (149 °C) .
La Figura 5 es un gráfico de barras que compara el punto de fluencia de muestras de un fluido de perforación a base de agua de 16 ppg (7.3 kg/3.8xl0~3 m3) que no tiene diluyente, que tiene 5 lb/bbl (2.3 kg/0.16 m3, 100% activo) de diluyente de lignosulfonat.os de ferrocromo, y que tiene 5 lb/bbl (2.3 kg/0.16 m3, 100% activo) de diluyente de la invención, se laminó en caliente a 300 °F (149 °C) .
La Figura 6 es un gráfico de barras que compara el punto de fluencia de muestras de un fluido de perforación a base de agua de 14 ppg (6.4 kg/3.8xl0"3 m3) que no tiene diluyente, que tiene 5 lb/bbl (2.3 kg/0.16 m3, 100% activo) de diluyente de lignosulfonato de ferrocromo, y que tiene 5 lb/bbl (2.3 kg/0.16 m3, 100% activo) de diluyente de la invención, se laminó en caliente a 300 °F (149 °C) , y se laminó en caliente a 400 °F (204 °C) .
La Figura 7 es un gráfico de barras que compara el filtrado API relativo de fluido de perforación a base de agua dulce de 14 lb/gal (6.4 kg/3.8xl0~3 m3) tratado con 5 libras/bbl (2.3 kg/0.16 m3, 100% activo) de diluyente de lignosulfonato de ferrocromo o con 5 lb/bbl (2..3 kg/0.16 m3, 100% activo) de diluyente de la invención.
DESCRIPCION DETALLADA DE LA INVENCIÓN
En los métodos de la presente invención, la perforación de lutitas y formaciones hidratables costa afuera puede llevarse a cabo con un fluido de perforación de base acuosa que proporciona control de la reologia y mantiene la estabilidad del pozo a pesar de que el pozo penetre esmectitas, ilitas, y arcillas de capa mixta e incluso aunque las temperaturas de pozo excedan aproximadamente 350 °F (177 °C) y temperaturas de aproximación de alrededor de 400 °F (204 °C) o superiores.
La presente invención proporciona diluyentes/desfloculantes que imparten dilución a los fluidos de perforación a base de agua o sistemas de lodos, comparables o mejores que los desfloculantes y/o diluyentes de lignosulfonatos del arte previo mientras se efectúa tal dilución a un pH menor, menos cáustico, es decir, aproximadamente 8.0 a 8.5, que con los anteriores desfloculantes y/o diluyentes de lignosulfonatos del arte previo. Además, tales diluyentes/desfloculantes de o para su uso en la invención preferiblemente tienen la ventaja de no contener ningún elemento del grupo de transición (es decir, los metales pesados como el cromo, y cadmio) , y se cree que son más ecológicos que los desfloculantes/diluyentes de la técnica anterior que contienen tales metales pesados. Además, los diluyentes/desfloculantes pueden ser eficaces en la dilución o dispersión de lodos a base de agua a altas temperaturas y durante un intervalo de pH relativamente amplio (desde aproximadamente 8.0 a aproximadamente 10.5), y pueden ser tolerantes de los contaminantes tales como cemento, anhidrita y sodio, asi como los sólidos de perforación.
Los diluyentes/desfloculantes de o para su uso en la invención comprenden un copolimero biodegradable a base de poliamida que tiene al menos una cadena lateral injertada formada a partir de compuestos etilénicos insaturados. Una modalidad de tales diluyentes/desfloculantes se expone en detalle en la solicitud de patente WO 2008/019987 Al, de Martin Matzinger, et al., Titulada, "Copolimeros solubles en agua y biodegradables en una base de poliamidas y uso de los mismos," incorporada aquí por referencia. La publicación enseña copolimeros que contienen, como componente de poliamida, poliamidas naturales, especialmente en la forma de caseínas, gelatinas, colágenos, colas de huesos, albúminas sanguíneas y proteínas de soja, o poliamidas sintéticas, especialmente ácidos poliaspárticos o copolimeros de ácido aspártico y glutámico. Además, esta publicación enseña copolimeros que tienen compuestos de vinilo en sus formas 0, S, P, N como el componente etilénico insaturado. En diferentes modalidades, dicho copolímero puede tener una masa molar superior a 5000 g/mol, mayor que 10,000 g/mol, mayor que 20,000 g/mol, mayor que 50,000 g/mol, aunque la publicación enseña que el peso molecular de los copolimeros no está sujeto a ninguna restricción. En una modalidad, el diluyente/desfloculante comprende un injerto de copolímero de ácido acrílico y AMPS en gelatina. Sin desear estar limitado por la teoría, se cree que los grupos funcionales AMPS imparten mayor estabilidad a la temperatura y una mayor funcionalidad a un intervalo de pH más amplio.
Los diluyentes/desfloculantes para su uso en la invención pueden tener una alta eficiencia de dilución y pueden ser capaces de mitigar el efecto de floculación de electrolito (sal) en los fluidos a base de agua, incluso a temperaturas tan altas como 400 °F (204 °C) o superiores. Los diluyentes/desfloculantes efectúan la dilución y/o desfloculación en los fluidos basados en agua salada y en los fluidos a base de agua dulce, y se consideran útiles y fácilmente soluble en cualquier lodo a base de agua adecuado para su uso en operaciones de perforación o bien en una formación subterránea, en particular para el descubrimiento y/o la recuperación de petróleo y/o gas. Dichos fluidos de perforación preferiblemente no contienen cromo (u otros metales pesados similares) . En una modalidad, los fluidos de perforación tendrán un pH de aproximadamente 8.0 a aproximadamente 8.5, aunque los diluyentes/desfloculantes de o para su uso en la invención proporcionarán dilución y/o desfloculación a lo largo de un intervalo de pH de aproximadamente 8.0 a aproximadamente 10.5.
En una modalidad, el fluido de perforación de la presente invención comprende el diluyente o desfloculante anterior, en una cantidad que diluye el fluido de perforación particular, la cantidad necesaria para las condiciones en las que el fluido se usará.
En un método de la presente invención de la perforación de un pozo en una formación subterránea, se utiliza un fluido de perforación basado en agua de la invención que contiene un diluyente o desfloculante de la invención. En una modalidad, el diluyente o desfloculante está provisto de un ambiente de pH de aproximadamente 8.0 a aproximadamente 8.5. En otra modalidad, el pH puede ser tan alto como 10.5 o de otra manera en el intervalo de 8.0 a 10.5. En una modalidad, el fluido de perforación tiene una base de salmuera, y en otra modalidad, el fluido de perforación tiene una base de agua dulce. La formación subterránea puede tener una temperatura tan baja como 40 °F (4.4 °C) , tan alta como 400 °F (204 °C) , o alguna temperatura en el medio.
Los siguientes experimentos y ejemplos son ilustrativos de las ventajas de la invención.
EXPERIMENTOS
Las muestras de fluidos de perforación se prepararon de acuerdo a los procedimientos de prueba en API 13 J, conocido para los expertos ordinarios en la técnica y se incorporan aquí por referencia. Generalmente, 350 mi de muestras de fluidos de perforación se prepararon y se forma el corte en un mezclador múltiple durante 60 minutos y después se lamina en un horno a la temperatura de prueba. La suspensión de bentonita se mezcló de acuerdo con el Procedimiento de Prueba Estándar de Garantía de Calidad del Laboratorio para Eficiencia de Dilución de lignosulfonatos de Fe/Cr (STP 17.01.002.01), incorporado aquí por referencia. Un aparato 35? Fann de Fann Instruments se utilizó para las mediciones de reología. Un medidor de pH modelo 420A + de Thermo Orion se utilizó para las determinaciones de pH. Una serie Zetasizer Nano de Malvern Instruments se utilizó para determinar los potenciales zeta de los diluyentes/desfloculantes . El potencial zeta de los diluyentes/desfloculantes se determinó mediante la preparación de concentraciones conocidas del desfloculante/diluyente en solución amortiguadora de etanolamina a un pH de 9.4. El potencial zeta se midió a 25 V y 25 °C utilizando la instrumentación Zetasizer.
La eficiencia de dilución de desfloculante/diluyente se calculó como sigue:
Eficiencia de Dilución = [ (YP Lodo de Control - YP Lodo de Prueba) /(YP Lodo de Control - YP QUIK-THIN®) ] x 100
donde el lodo de control, el lodo de prueba y el diluyente QUIK-THIN® todos tenían la misma composición, salvo que el lodo de control no tenía diluyente añadido, el lodo de prueba tenía el diluyente de prueba añadido al mismo, y el lodo diluyente QUIK-THIN® tenía diluyente QUIK-THIN ® añadido a ello. El diluyente QUIK-THIN ® es un lignosulfonato de ferrocromo, comercialmente disponible de Halliburton Energy Services, Inc., en Houston, Texas y Duncan, Oklahoma, que ayuda a controlar las propiedades reologicas y de filtración de fluidos de perforación a base de agua y que puede ser utilizado para mantener dispersos a los fluidos de perforación base agua. YP es una abreviatura de punto de fluencia .
Una suspensión de bentonita, 22 lb/bbl (10 kg/0.16 m3) cortado en yeso/agua salada, se trató por separado con diluyente QUIK-THIN®, y un diluyente/desfloculante de la invención en diversas concentraciones y después se lamina a 150 °F (65.6 °C) durante 16 horas para las pruebas de selección iniciales. Las Tablas 1 y 2 muestran las propiedades reológicas medidas con un Fann 35 A para el tratamiento de diluyente/desfloculante con 3 lb/bbl (1.4 kg/0.16 m3) y 5 lb/bbl (2.3 kg/0.16 m3) . La eficiencia correspondiente de Dilución (TE) se calculó a partir de la ecuación anterior. Como puede verse en las Tablas 1 y 2, no sólo el desfloculante/diluyente de la invención se compara bien con el diluyente de lignosulfonato de ferrocromo, sino la eficiencia Dilución de diluyente/desfloculante de la invención aumenta con una disminución en la cantidad de diluyente utilizado en relación con el diluyente de lignosulfonato de ferrocromo. Esto es particularmente significativo porque los ferro-lignosulfonatos, y particularmente el diluyente QUICK-THIN®, son los principales agentes dispersantes de la técnica anterior para las partículas de arcilla en agua salada.
La tendencia de los efectos de los diluyentes/desfloculantes en el punto de fluencia (YP) de la suspensión de sal de bentonita de agua se muestra en la figura 1. El desfloculante/diluyente de la invención continúa para bajar el punto de fluencia del fluido con una cantidad cada vez ' mayor de diluyente/desfloculante como el lignosulfonato de ferrocromo pero con significativamente menos diluyente/desfloculante que con el lignosulfonato de ferrocromo. Esto es una indicación de la eficacia de diluyente/desfloculante de la invención en la prevención de la reducción de las fuerzas de repulsión por los electrolitos y permitiendo que las partículas de arcilla sean dispersadas a concentraciones más bajas de los diluyentes que con lignosulfonatos de ferrocromo.
Una prueba similar se realizó en la suspensión de bentonita en agua dulce. Una vez más, los resultados fueron muy satisfactorios para el diluyente/desfloculante de la invención. En comparación con el lignosulfonato de ferrocromo, el diluyente/desfloculante de la invención era eficaz en la dilución de la suspensión a una concentración más baja. La Figura 2 muestra el punto de fluencia de los diluyentes/desfloculantes a diversas concentraciones después del laminado de la muestra a 300 °F (149 °C) durante 16 horas .
Con el fin de actuar como buenos desfloculantes o dispersantes en agua dulce o agua salada, los diluyentes de lignosulfonato requieren algo de sosa cáustica para llevar el pH del fluido en el intervalo de 8.5 a 10. En este nivel de pH se cree que la mayoría de las funcionalidades ácidas se desprotonan para aumentar la densidad de carga aniónica. Por lo tanto, el efecto del pH en los diluyentes/desfloculantes de la invención se evaluó en comparación con los diluyentes de lignosulfonatos .
La suspensión de bentonita que contiene 66 libras/bbl (30 kg/0.16 m3) de material perforado sólido en agua dulce se preparó y se trató con 5 libras/bbl (2.3 kg/0.16 m3) de cada uno de los diluyentes y se laminó durante 16 horas a 300 °F (149 °C) . A partir de entonces, cada una de las muestras de fluidos tratados fue probada para punto de fluencia y la resistencia de gel, mientras que se varió el pH. Los resultados del punto de fluencia y resistencia de gel se representaron frente al pH como se muestra en las figuras 3 y 4. Los valores de punto de fluencia de las muestras con los diluyentes/desfloculantes de la invención eran todos menores que los valores de las muestras con diluyente el lignosulfonato de ferrocromo para el intervalo de pH probado. Los resultados muestran que el efecto de dilución de lignosulfonato de ferrocromo es más dependiente del pH que el efecto de dilución con los disolventes/desfloculantes de la invención .
Ya que los diluyentes se adsorben en los bordes de las partículas de arcilla para mantener una doble capa eléctrica y fortalecer las fuerzas de repulsión, el tamaño de la capa doble que resulta depende de la densidad de carga aniónica del diluyente. El potencial zeta no disminuirá debido a que la capacidad de tolerancia del electrolito aumentará con el aumento de la densidad de carga.
El potencial zeta y la movilidad electroforética de los diluyentes/desfloculantes de la invención se midieron y los resultados se muestran en la Tabla 3 en comparación con el diluyente de lignosulfonato de ferrocromo. Los potenciales zeta de los diluyentes/desfloculantes de la invención se compararon favorablemente con el diluyente de lignosulfonato de ferrocromo, que es indicativo de porqué los diluyentes/desfloculantes funcionaron bien en la suspensión de bentonita y agua salada.
El lignosulfonato que resulta de licor de sulfito gastado contiene polímeros que tienen diferentes grados de sulfonación y diferentes pesos moleculares comprendidos entre 1000 a 20000. Es mucho más fácil controlar el peso molecular de un polímero sintético, tal como el diluyente/desfloculante de la invención. Una disminución en el efecto de dilución al aumentar el peso molecular es debido a la disminución en la densidad de carga si el peso molecular se aumenta sin aumentar las porciones aniónicas correspondientes.
Las evaluaciones de eficiencias de dilución de diluyentes/desfloculantes como se discutieron anteriormente no es suficiente para determinar si el diluyente/desfloculante será un diluyente eficiente y eficaz cuando se use en un fluido de perforación o de que el fluido de perforación sea eficaz con tal diluyente. Por lo tanto, diversas muestras de fluido de perforación (lodo) a base de agua del laboratorio se mezclaron y se utilizaron para evaluar la eficiencia de los diluyentes/desfloculantes de la invención en uso en fluidos de perforación y la eficacia global de los fluidos de perforación con estos diluyentes/desfloculantes .
Un barril de laboratorio de cada muestra de lodo se mezcló en el multi-mezclador Hamilton Beach durante 60 minutos de acuerdo con las formulaciones contenidas en los cuadros correspondientes 4-7 abajo. Los diluyentes (en forma liquida) se añadieron a las muestras de lodo a un nivel de 100% activo en relación con los diluyentes (en forma sólida) . Las muestras fueron presurizadas en las celdas de lodos y se laminaron durante 16 horas a las temperaturas indicadas en las tablas para cada lodo. Además del diluyente QUIK-THIN®, que es un lignosulfonato de ferrocromo, se utilizan los siguientes productos de marca en las tablas siguientes: biocida ALDACIDE® G; viscosificador AQUAGEL®, una bentonita de sodio de molido fino, de calidad superior yoming que reúne el requerimiento del American Petroleum Institute (API) Especificación 13 A, sección 9 (incorporado aquí como referencia) ; viscosificador AQUAGEL GOLD SEAL®, una bentonita sódica de Wyoming de malla 200, en polvo seco, de primera calidad, de alto rendimiento que no contiene aditivos poliméricos o tratamientos químicos de ningún tipo; viscosificador BARAZAN® D PLUS, de calidad superior, polímero de goma xantana en polvo; material densificante BAROID®, una Barita molida que cumple con el requerimiento de la Especificación API 13A, sección 7 (que se incorpora aquí como referencia ) ; diluyente ENVIRO-THIN®, un lignosulfonato de hierro modificado que no contiene cromo u otros metales pesados, y FILTER-CHEK® como agente de filtración de control. Todos estos productos de marca están disponibles a partir de Halliburton Energy Services, Inc. en Houston, Texas, y Duncan, Oklahoma.
La Figura 5 representa el punto de fluencia de 16 libras/galón (7.3 kg/3.8xl0~3 m3) muestras de lodo tratados con 5 libras/bbl (2.3 kg/0.16 m3) de un diluyente/desfloculante de la invención en comparación con un diluyente de lignosulfonato de ferrocromo a 300 °F (149 °C) . El efecto de dilución del diluyente de lignosulfonato de ferrocromo varia con el pH, pero el efecto de dilución con el diluyente/desfloculante de la invención no se vio afectado en el pH probado. El desfloculante/diluyente de la invención también se reduce el punto de fluencia más bajo que el lignosulfonato de ferrocromo (ver Tabla 4) .
La eficiencia de dilución de los diluyentes/desfloculantes se evaluó en un 14 libras/galón (6.4 kg/3.8xl0~3 m3) lodo que tiene 10% de sólidos de perforación y alta concentración de bentonita. Todas las muestras de lodo fueron tratados con un dispersante de 5 libra/bbl (2.3 kg/0.16 m3) en 100% el nivel activo. Las muestras de lodo se laminaron a 300 °F (149 °C) y 400 °F (204 °C) durante 16 horas. Los valores de punto de fluencia de las muestras de lodo se muestran en la figura 6 (véase también las Tablas 5 y 6) . El punto de fluencia del lodo que contiene el diluyente de lignosulfonato de ferrocromo disminuyó desde el lodo de base sin tratar, pero los valores de punto de fluencia de las muestras de lodo con el diluyente/ desfloculante de la invención eran mucho más bajos que los del lodo que contiene el diluyente de lignosulfonato . El aumento de la temperatura a 400 °F (204 °C) resultó en un aumento significativo de los valores de punto de fluencia de la muestra de lodo de, lignosulfonato mientras que los valores punto de fluencia de lodo con el desfloculante/diluyente de la invención aumentó mínimamente. Esta observación demuestra las ventajas de la presente invención a tales temperaturas más altas.
El efecto de los diluyentes/dispersantes de la invención sobre el control de la filtración de los sistemas de fluido también se evaluó en comparación con diluyentes y lignosulfonatos . Cuatro muestras de lodo de 14 libras/galón (6.4 kg/3.8xl0"3 m3) , y 13 lb/gal (5.9 kg/3.8xl0~3 m3) se hicieron y se trató con 5 libras/bbl (2.3 m kg/0.16 m3) de los diluyentes, y se laminó a 300 °F (149 °C) durante 16 horas. El pH de los fluidos se ajustó con solución de hidróxido de sodio al 50% a 9.3-9.8. Los resultados obtenidos de las pruebas de filtración API se representan en la Figura 7 para el filtrado de la muestra después de 30 minutos. El desfloculante/diluyente de la invención presentó valores menores de filtrado que los diluyentes de lignosulfonatos (ver Tabla 7) .
Las pruebas anteriores demuestran que los diluyentes/desfloculantes de la presente invención reducen la viscosidad y resistencia de gel de fluidos de perforación espesos de base acuosa, asi como o mejor que los mejores diluyentes de lignosulfonato y tales fluidos de perforación de la presente invención tienen alta potencia desfloculante y son más tolerantes a la sal y estables a altas temperaturas que fluidos semejantes diluidos con diluyentes de lignosulfonatos .
Como se indica anteriormente, las ventajas de los métodos de la invención se pueden obtener mediante el empleo de un fluido de perforación de la invención, incluyendo el diluyente/desf1-oculante de la invención, en las operaciones de perforación. La perforación de operaciones -ya sea la perforación de un pozo vertical o direccional u horizontal, la realización de un barrido, o correr tubería de revestimiento y cementación- puede llevarse a cabo como es conocido por los expertos en la técnica con otros fluidos de perforación. Esto es, un fluido de perforación de la invención se prepara o se obtiene y circula a través de un pozo de perforación cuando el pozo está siendo perforado (o barrido o cementado y revestido) para facilitar la operación de perforación. El fluido de perforación elimina los recortes de perforación del pozo, se enfria y lubrica la barrena de perforación, ayuda en el soporte de la tubería de perforación y la barrena de perforación, y proporciona una presión hidrostática para mantener la integridad de las paredes del pozo y evitar explosiones de pozos. La formulación específica del fluido de perforación de acuerdo con la presente invención está optimizada para la operación de perforación en particular y de las características y condiciones de la formación particular subterránea (tales como temperaturas) . Por ejemplo, el fluido se pondera como apropiado para las presiones de formación y se diluye como sea apropiado para las temperaturas de formación.
La descripción anterior de la invención está destinada a ser una descripción de modalidades preferidas. Varios cambios en los detalles de los fluidos descritos y métodos de uso se pueden hacer sin apartarse del alcance de esta invención como se define por las reivindicaciones adjuntas.
Claims (20)
1. Un fluido de perforación que comprende: una base acuosa; y un aditivo que comprende un copolimero a base de poliamida que tiene por lo menos una cadena lateral injertada formada a partir de compuestos etilénicos insaturados; caracterizado porque el fluido de perforación tiene un pH en el intervalo de aproximadamente 8.0 a aproximadamente 10.5.
2. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido de perforación no contiene metales pesados.
3. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 1 o 2, caracterizado porque el fluido de perforación es ambientalmente compatible.
4. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 1, 2 o 3, caracterizado porque la base acuosa es agua dulce.
5. El fluido de perforación de conformidad con cualquier reivindicación precedente, caracterizado porque la base acuosa es agua salada o salmuera.
6. El fluido de perforación de conformidad con cualquier reivindicación precedente, caracterizado porque el aditivo mejora la estabilidad reológica del fluido de perforación en la presencia de contaminantes del fluido.
7. El fluido de perforación de conformidad con cualquier reivindicación precedente, caracterizado porque el aditivo mejora la estabilidad reológica de los fluidos de perforación a altas temperaturas.
8. El fluido de perforación de conformidad con cualquier reivindicación precedente, caracterizado porque el aditivo es un diluyente.
9. El fluido de perforación de conformidad con cualquier reivindicación precedente, caracterizado porque el aditivo es un desfloculante.
10. El fluido de perforación de conformidad con cualquier reivindicación precedente, caracterizado porque el aditivo comprende un injerto de copolimero de ácido acrilico y acriloamido propano sulfonato en gelatina.
11. El fluido de perforación de conformidad con cualquier reivindicación precedente, caracterizado porque tiene un pH en el intervalo de aproximadamente 8.0 a aproximadamente 8.5.
12. El fluido de perforación de conformidad con cualquier reivindicación precedente, caracterizado porque el fluido comprende aproximadamente 2 hasta aproximadamente 8 libras por barril del copolimero (alrededor de 0.9 kg hasta aproximadamente 3.6 kg por 0.16 m3 del copolimero).
13. Un método para dilución, dispersión o desfloculación de un fluido de perforación de base acuosa caracterizado porque comprende : añadir al fluido un aditivo que comprende un copolimero a base de poliamida que tiene por lo menos una cadena lateral injertada formada a partir de compuestos etilénicos insaturados; y ajusfar el pH del fluido para tener un pH en el intervalo de aproximadamente 8.0 a aproximadamente 10.5.
14. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el aditivo comprende un injerto de copolimero de ácido acrilico y acriloamido propano sulfonato en gelatina.
15. El método de conformidad con la reivindicación 13 o 14, caracterizado porque el fluido de perforación tiene un pH en el intervalo de aproximadamente 8.0 a aproximadamente 8.5.
16. El uso de un fluido de perforación de acuerdo con una de cualquiera de las reivindicaciones 1 a 12 en un método para llevar a cabo una operación de perforación en una formación subterránea que contiene hidrocarburos que tiene formaciones sensibles al agua y una temperatura en el intervalo de alrededor de 40 °F (4.4 °C) a aproximadamente 400 °F (204 °C) , donde el método comprende: proporcionar el fluido de perforación; y perforar en la formación subterránea, con el fluido que mantiene la estabilidad sin daño o hinchazón de las formaciones sensibles al agua.
17. El uso de un fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 16 en donde la operación de perforación comprende la perforación de un pozo y/o perforación a través de al menos una zona de producción en la formación.
18. El uso de un fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 16 o 17, en donde la operación de perforación comprende la terminación de un pozo de perforación .
19. El uso de un fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 16, 17 o 18, en donde la operación de perforación comprende circular la tubería de revestimiento y la cementación de un pozo de perforación.
20. El uso de un fluido de perforación de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones 16 a 19 en donde la operación de perforación comprende la estabilización del pozo de perforación.
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