MX2013015268A - Metodo para perforacion y operaciones de terminacion con composiciones de resina fraguable. - Google Patents

Abstract

Un método para terminación de pozos que penetran zonas de gradiente estrecho en una formación subterránea después de perforar con un fluido de perforación a base de aceite para la recuperación de hidrocarburos. El método emplea una composición basada en resina epoxi con densidad y reología controlables que proporciona una densidad de circulación equivalente baja y es compatible con el fluido de perforación a base de aceite. La composición actúa como un sustituto para el cemento en operaciones de cementación incluyendo adherir revestimiento al pozo, aislamiento de zona, y consolidación.

Description

MÉTODO PARA PERFORACIÓN Y OPERACIONES DE TERMINACIÓN CON COMPOSICIONES DE RESINA FRAGUARLE CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención se refiere a composiciones y métodos para perforar, cementar y revestir pozos en formaciones subterráneas, particularmente formaciones que contienen hidrocarburos. Más particularmente, la presente invención se refiere a la cementación de pozos en pozos de gradiente de fractura estrecho.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Las condiciones económicas globales requieren métodos de estabilización de pozos innovadores y del estado de la técnica para reducir el costo total asociado con la construcción y ciclo de vida de un pozo. La estabilización incluye prevenir el flujo de fluido o gas no deseado dentro o fuera del pozo, previniendo el flujo de partículas al interior del pozo, y mitigando la falla por compresión o tensión de la formación.

La estabilidad del pozo depende de la interacción mecánica y química entre los fluidos del pozo y las paredes del pozo en sí. Un pozo estable es esencial durante las fases de perforación, terminación, y producción para maximizar el potencial económico del pozo.

Durante la perforación, la inestabilidad del pozo puede resultar del uso no intencional de pesos de lodo inapropiados . Utilizar pesos de lodo que son demasiado altos puede resultar en fracturación hidráulica de la formación y pérdida de fluido de perforación al interior de la formación. Este problema puede también ocurrir durante la cementación cuando la presión hidrostática de columnas grandes de cemento excede la presión de fracturación de la formación, que resulta potencialmente en la pérdida total de lechada de cemento al interior de la formación. Utilizar pesos de lodo que son demasiado bajos puede resultar en afluencia de agua y gas de la formación y en algunos casos el flujo de partículas no consolidadas al interior del pozo. Éste flujo de partículas puede llevar a un agrandamiento del agujero y puede hacer difícil la terminación del pozo. Adicionalmente, pueden surgir problemas durante la cementación que puede llevar a la infiltración de agua/gas al interior de la columna de cemento. En casos severos, estos fluidos pueden migrar a la parte superior de la columna de cemento, resultando en aislamiento de zona inadecuado o incompleto. Tal migración de fluido compromete el intento de la operación de cementación y puede llevar a problemas de operación severos a lo largo de la vida del pozo.

Estos problemas se amplifican en situaciones donde existe una pequeña ventana entre la presión de fractura de la formación y la presión de poro. En tales zonas de gradiente de fractura estrecho, mantener peso de lodo apropiado para controlar el flujo de fluido de la formación sin fracturar la formación se vuelve difícil. Como se utiliza en este documento, el término "gradiente de fractura" significa la presión hidráulica por profundidad unitaria requerida para ser ejercida en un estrato subterráneo para provocar fracturas en el mismo. Como se utiliza en este documento, el término "zona de gradiente de fractura estrecho" se debe entender como un área de una formación subterránea donde la formación tiene una presión de fractura de la formación y una presión de poro que difieren en menos de 0.12 kg/l (1 lb/gal) en peso equivalente con respecto al gradiente de fractura estrecho y menos de 35.15 kg/cm2 (500 psi) en otros términos.

El Golfo de México ha experimentado dificultades extremas con problemas de gradiente de fractura estrecho, aunque tales problemas existen a nivel mundial. En el Golfo de México, se han encontrado zonas de gradiente de fractura estrecho en menos de 609.6 m (2000 ft) por debajo de la linea de lodo. Tales zonas de flujo de aguas poco profundas (S F, Shallow-Water-Flow) se forman a partir de arena y limo que se erosionan de la Plataforma Continental y se asienta sobre formaciones de agua profunda más viejas. Con el tiempo, muchas capas formadas como lechos de sedimento clasificado, con las partículas más pesadas asentándose en el fondo. La formación de capas sucesivas subcompacta y sobrepresiona los sedimentos. Durante la perforación, la penetración provoca flujo a través de las capas, creando un potencial para desgaste de revestimiento, pandeo, o colapso durante la perforación, cementación y producción del pozo. Si las zonas de S F comprometer la estabilidad del pozo, todo del pozo se puede perder.

Típicamente, los operadores monitorean de manera estrecha las operaciones de perforación y cementación para combatir los diferentes problemas asociados con las zonas de SWF, y otros tipos de zonas de gradiente de fractura estrecho. Las operaciones de cementación se enfocan en proporcionar un sello competente entre el cemento y la formación, y entre el cemento y el revestimiento, y en proporcionar un forro competente entre el cemento y la formación, y entre el cemento y el revestimiento, y en proporcionar un forro competente para que dure la vida del pozo. Un reto principal en el diseño de lechada es la ventana pequeña de gradiente de fractura/presión de poro. Por ejemplo, el gradiente de fractura de la zona puede limitar la densidad de la lechada a 1.44 kg/1 (12 lb/gal), mientras la presión de poro de la formación puede lavar una lechada con una densidad menor a 1.38 kg/l (11.5 lb/gal) .

En operaciones de cementación primaria, se cementa una cadena de tubo tal como revestimiento en un pozo. Una composición de cemento hidráulico se bombea al interior del espacio anular entre las paredes del pozo y el exterior de una cadena de tubo colocado en el mismo. Se permite que la composición de cemento se fragüe en el espacio anular formando de esta manera un forro anular de cemento endurecido sustancialmente impermeable dentro del mismo. El forro de cemento soporta físicamente y posiciona el tubo en el pozo y une el tubo a las paredes del pozo previniendo la migración indeseable de fluidos entre zonas o formaciones penetradas por el pozo.

En pozos que penetran formaciones con zonas de gradiente de fractura estrecho, los operadores a menudo emplean composiciones de cemento de peso ligero tales como espumas de cemento en un esfuerzo de prevenir que la presión hidrostática ejercida en las paredes del pozo exceda el gradiente de fractura del estrato. Los operadores también deben disminuir las permeabilidades de tales estratos para prevenir la afluencia el flujo hacia adentro o hacia afuera de fluidos dentro de los pozos al bombear composiciones de cemento o de resina en el estrato y permitir que esas composiciones se endurezcan en el estrato.

Otro problema exacerbado en zonas de gradiente de fractura estrecho es la incompatibilidad de cemento, los fluidos de perforación con base de aceite. Los fluidos de perforación con base de aceite normalmente se utilizan para perforar esquistos, sal, yeso, anhidrita hinchables o desprendibles u otras formaciones evaporadas formaciones que contienen sulfuro de hidrógeno, y agujeros con temperatura caliente o alta 149°C (300°F)), y se pueden utilizar también en otros agujeros que penetran una formación subterránea. Por lo tanto, los fluidos de perforación con base de aceite son comúnmente utilizados en la perforación a través de formaciones que tienen zonas de gradiente de fractura estrecho. El cemento, por otro lado, se mezcla y se utiliza como una lechada con base de agua y por lo tanto es inherentemente incompatible con los fluidos de perforación con base de aceite. Consecuentemente, se debe utilizar espaciadores para cambiar la humectabilidad de la roca y revestimiento de humedad de aceite a humedad de agua en pozos perforados con fluidos de perforación con base de aceite antes de colocar el cemento. De otra forma, la unión pobre entre el cemento y el revestimiento y/o la formación ocurrirá cuando el revestimiento/formación no esté humedecido con agua .

Continúa existiendo una necesidad de composiciones y métodos para operaciones mejoradas de perforación y cementación a través de zonas de gradiente estrecho.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN La presente invención proporciona métodos mejorados para conducir operaciones de terminación a través de gradientes de fractura estrechos en formaciones subterráneas, después de perforar con fluidos o lodos de perforación con base de aceite. Como se utiliza en este documento, se debe entender que los términos "cementación" u "operaciones de cementación" incluyen operaciones para revestir un pozo asi como operaciones para cementar un pozo a menos que se especifique lo contrario. Más particularmente, la presente invención proporciona una composición de cemento alternativo y método que permiten el control mejorado de densidad de circulación equivalente (ECD, Equivalent Circulating Density) en zonas de gradiente de fractura estrecho o pozos y que es compatible con fluidos de perforación con base de aceite.

La presente invención proporciona un sistema basado en resina epoxi que comprende una resina epoxi. Las densidades son controladas con sólidos añadidos. De acuerdo con el método de la invención, a través de una combinación de sólidos de densidades variables y tamaños de partículas, se ajusta la densidad de la resina para aproximarse a la del fluido de perforación utilizado en la perforación.

Al fin de cuentas, el sistema de resina de la presente invención es altamente ajustable, con densidad controlable y reologia que es compatible con los fluidos de perforación con base de aceite. Esta compatibilidad reduce la necesidad de espaciadores que comúnmente se deben utilizar cuando se utilizan cemento en un pozo perforado con lodo con base de aceite para hacer que las superficies tocadas por el lodo con base de aceite se humedezcan con agua.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN El sistema basado en resina epoxi que se utiliza en operaciones de terminación de pozos en la presente invención comprende una resina epoxi. En una modalidad, el sistema basado en resina epoxi también comprende un endurecedor de amina y un acelerador de amina. Mientras diferentes líquidos que contienen epóxido pueden ser utilizados en la fabricación de la composición de resina, líquidos preferidos tales son el díglicidil éter de 1, 4-butaneidol, el díglicidil éter de neopentilglicol, el díglicidil éter de bisfenol A, y el díglicidil éter de ciclohexanedimetanol . Un líquido que contiene epóxido adecuado que comprende el díglicidil éter de 1 , 4 -butaneidol es comercialmente disponible de Shell Chemical Company bajo el nombre comercial "HELOXY®67". Este liquido que contiene epóxido tiene una viscosidad a 25°C en el rango de aproximadamente 13 a 18 centipoises, un peso molecular de 202 y un gramo equivalente de epóxido por aproximadamente 120 a 130 gramos del liquido. Un diglicidil éter de neopentilglicol es comercialmente disponible de Shell Chemical Company bajo el nombre comercial "HELOXY®68". Este liquido que contiene epóxido tiene una viscosidad a 25°C en el rango de aproximadamente 13 a 18 centipoises, un peso molecular de 216 y un gramo equivalente de epóxido por aproximadamente 130 a 140 gramos del liquido. Un diglicidil éter de ciclohexanedimetanol es comercialmente disponible de Shell Chemical Company bajo el nombre comercial "HELOXY®107 " . Este liquido que contiene epóxido tiene una viscosidad a 25°C en el rango de aproximadamente 55 a 75 centipoises, un peso molecular de 256 y un gramo equivalente de epóxido por aproximadamente 155 a 165 gramos del liquido. Cuando se utilizan un liquido o mezcla que contiene epóxido como la única fuente de epóxido en una composición basada en resina epoxi de esta invención, el liquido mezcla que contiene epóxido está generalmente presente en una cantidad en el rango de aproximadamente 20% a 80% en peso de la composición de epóxido, y preferiblemente en una cantidad de aproximadamente 50%.

Se puede utilizar una variedad de agentes de endurecimiento incluyendo, pero no limitado a, aminas alifáticas, aminas de amida, aminas de amido, imidazoles, aminas terciarias alifáticas, aminas aromáticas, aminas cicloalifáticas, aminas eterociclicas , poliamidas, polietilaminas y anhídridos de ácido carboxílico en las composiciones basadas en resina epoxi de esta invención que contienen los materiales con contenido de epóxido descritos anteriormente. De éstos, las aminas alifáticas, aminas aromáticas y anhídridos de ácido carboxílico son los más adecuados .

Ejemplos de agentes de endurecimiento de amina alifática y aromática son trietilenotetraamina, etilenodiamina, N-cocoalquiltrimetilenodiamina, isoforonediamina, dietilto-luenodiamina , y tris (dimetilaminometilfenol ) . Ejemplos de anhídridos de ácido carboxílico son anhídrido metiltetrahidroftálico, anhídrido hexahidroftálico, anhídrido maléico, polianhídrido poliazeláico y anhídrido itálico. De éstos, trietilenotetraamina, etilenodiamina, N-cocoalquiltrimetilenodiamina, isoforonediamina, dietiltcluenodiamina y tris (dimetilaminometilfenol ) son preferidos, con isoforonediamina, dietiltoluenodiamina, y tris (dimetilaminometilfenol ) siendo los más preferidos. El agente o agentes de endurecimiento utilizados se incluyen en las composiciones basadas en resina epoxi de la presente invención en una cantidad en el rango de aproximadamente 20% a 50% en peso de las composiciones.

En una modalidad, la composición basada en epoxi de la presente invención comprende un acelerador de amina tal como dietiltoluenodiamina para un ejemplo no limitativo. La composición basada en epoxi de la invención puede también incluir un relleno de partículas tal como sílices cristalinos, sílices amorfos, arcillas, carbonato de calcio o baritina. Un producto comercial, STEELSEAL®, material de pérdida de circulación con base de carbono resistente disponible de Halliburton Inc. en Duncan, Oklahoma y Houston, Texas se podría utilizar como un relleno en la presente invención. Cuando se utiliza un relleno, éste se agrega a una composición de epóxido de esta invención en una cantidad en el rango de aproximadamente 100% a 300% en peso de la composición. Se puede incluir opcionalmente un compuesto órganosilano en la composición basada en resina epoxi. El órganosilano funciona en la resina para impartir altas resistencias de unión de superficie de estratos subterráneos a las composiciones. El compuesto órganosilano experimenta hidrólisis en la presencia de cantidades de traza de agua por lo cual se forman trialkoxysilanols que se deshidratan y forman uniones fuertes. Esto es, la deshidratación resulta en la formación de uniones con sílice en los estratos. Compuestos de órganosilano adecuados incluyen 3-aminopropiltrimetioxisilano, 3-aminopropiltriethoxisilano, N-2- ( aminoetil ) -3-ammopropiltriethoxisilano y 3-glicidoxi-propiltrimetoxisilano . De estos, 3-glicidoxi-propiltrimetoxisilano es preferido. Cuando se utiliza, el compuesto órganosilano se incluye en una composición basada en resina epoxi de esta invención en el rango de aproximadamente 0.1% a 5% en peso de la composición de resina, preferiblemente en una cantidad de aproximadamente 0.5%.

La densidad de la composición basada en resina epoxi se controla con sólidos agregados. De acuerdo con el método de la invención, a través de una combinación de sólidos de densidades y tamaños de partícula variables, junto con agentes de suspensión, la densidad de resina se ajusta para aproximarse a la del fluido de perforación utilizado en la perforación. Generalmente, partículas más pequeñas y porcentajes de volumen más altos de sólidos provocan reología aumentada o más alta. Las partículas más grandes contribuyen menos a la reología de las resinas pero son más propensas a asentarse en la temperatura de curado de epóxido. Por lo tanto, se obtiene un balance las partículas para alcanzar la densidad deseada. Ejemplos no limitativos de sólidos que se pueden utilizar para este propósito en la invención son sílice en polvo, arena microni zada , arena de varios tamaños de malla, baritina, carbonato de calcio, perlas de poliestireno, hematites, tetróxido de manganeso, grafito. También se pueden utilizar esferas de vidrio huecas para bajar la densidad, incluso por debajo de la densidad de la resina pura. Para ayudar en el desplazamiento, el cemento es a menudo de 0.06 a 0.12 kg/1 (0.5 a 1.0 lb/gal) más pesado que el fluido de perforación utilizado. Sin embargo, de manera ideal, la reologia del fluido de perforación y el cemento o del fluido de perforación y la resina de la invención será la misma.

Una ventaja de la presente invención es la flexibilidad que la composición basada en resina epoxi permite para ajusfar la densidad y reologia de la composición. Esta flexibilidad habilita que se utilice la composición en la terminación de pozos que penetran zonas de gradiente estrecho con reducción sustancial en o incluso eliminación del riesgo de fracturación de la zona que podría estar asociada con cementación del pozo con cemento del arte actual. Otra ventaja de la presente invención es su compatibilidad con lodos con base de aceite, de tal forma que en uso, pueden no ser necesarios espaciadores o tratamientos de superficies que han tenido contacto con lodos con base de aceite para proporcionarles humedad de agua. Como se mencionó anteriormente, el cemento del arte actual que se utiliza en la cementación es con base de agua y debe tener remoción de trazas de lodo con base de aceite para la adhesión apropiada.

La presente invención proporciona métodos mejorados para conducir operaciones de terminación a través de gradientes de fractura estrechos en formaciones subterráneas, después de perforación, fluidos de perforación con base de aceite.

La eficacia de la invención se demuestra adicionalmente por los siguientes ejemplos.

Se preparó una composición basada en resina epoxi base o pura que comprende 100 gramos de resina epoxi, en este ejemplo un diglicidil éter de ciclohexanedimetanol , 28 gramos de endurecedor de lámina, en este ejemplo dietiltoluenodiamina, y 3.5 gramos de acelerador de amina, en este ejemplo 2,4,6 trimetilaminometilfenol . Esta formulación base (también llamada en este documento "resina pura") tuvo una densidad de 1.7 kg/1 (8.9 lb/gal). Para esta formulación base, se agregaron diferentes sólidos para modificar y ajusfar la densidad de la formulación, como se indica a continuación en la Tabla 1, para comprender diferentes composiciones basadas en resina epoxi de la invención.

Tabla 1 Composiciones de Resina con Densidad Variable Cada una de las formulaciones en la Tabla 1 utilizó diferentes combinaciones de partículas sólidas para alcanzar las densidades de resina deseadas. Al mismo tiempo, estas formulaciones mostraron asentamiento mínimo observable y mantuvieron reología razonable de "similar al lodo" o tipo de fluido de perforación, como se indica en la Tabla 2 más adelante. La Tabla 2 también proporciona la resistencia a la compresión determinada experimentalmente para cada muestra. La resistencia a la compresión es una medida de resistencia del material curado y se midió después de que la muestra se pudo en un molde de cubo por 24 horas a 71°C (160°F) . Una resistencia a la compresión de más de 35.15 kg/cm2 (500 psi) se considera aceptable para los propósitos de esta invención.

Tabla 2 Reología Fann 35 a 49°C (120°F) y Resistencia a la Compresión de Composiciones de Resina Los resultados en la Tabla 2 muestran que las composiciones fraguables de alta resistencia a la compresión son capaces de ser preparadas con densidad y reologia controladas, y ventajas de ECD consecuentes, de acuerdo con la presente invención. Estos resultados son ejemplos y por ningún medio representan las únicas composiciones aceptables que se pueden formular de acuerdo con la invención.

Ejemplos adicionales demuestran la compatibilidad de las composiciones de la invención, fluidos de perforación con base de aceite (OBM, Oil-Base Mud) y el potencial consecuente de las composiciones para lograr la unión mejorada.

Se preparó una composición basada en resina epoxi base o pura como se discutió anteriormente (ver la Tabla 1) y después se contaminó con fluido de perforación con base de aceite y se curó a 71°C (160°F) por 24 horas en un molde de cubo. Los resultados para la prueba de compatibilidad de lodo se proporcionan en la Tabla 3.

Tabla 3 Compatibilidad de Sistemas de Resina con OBM La Tabla 3 de nuestra que incluso en el 30% en volumen de contaminación de lodo de perforación, las composiciones basadas en resina epoxi de la invención mantuvieron una resistencia a la compresión aceptable. En las muestras con lodo sustancial (20% y 30%), se observó cierto grado de separación entre el lodo y la formulación de resina. Sin embargo, a pesar de esta separación, el cubo curado fue sólido sin componente liquido restante. La separación entonces resultó solamente en una distinción visual entre capas del cubo curado.

La descripción anterior de la invención se pretende que sea una descripción de las modalidades preferidas. Se pueden hacer diferentes cambios en los detalles de los fluidos y métodos de uso descritos sin apartarse del alcance pretendido de esta invención como se define por las reivindicaciones adj untas .

Claims (20)

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN Habiendo descrito la presente invención como antecede, se considera como una novedad y, por lo tanto, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes: REIVINDICACIONES

1. Un método para conducir operaciones de perforación y terminación en un pozo para la recuperación de hidrocarburos en una formación subterránea, en donde la formación subterránea tiene una o más zonas de gradiente de fractura estrecho, y el método comprende los pasos de: perforar el pozo en la formación subterránea utilizando un fluido de perforación con base de aceite que tiene una reologia y densidad conocidas, al menos en la perforación a través de una o más zonas de gradiente de fractura estrecho de la formación; proporcionar una composición de resina que tiene una reologia y una densidad que se aproximan a las de un fluido de perforación con base de aceite; utilizar la composición de resina en lugar de cemento en la operación de terminación sin fracturar las zonas de gradiente estrecho; y permitir que la composición de resina se endurezca en su lugar en el pozo.

2. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque la operación de terminación es cementar del pozo.

3. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque la operación de terminación es revestir el pozo.

4. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque la operación de terminación comprende aislar o consolidar una zona de gradiente estrecho en la formación .

5. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque la composición de resina está formulada con una densidad que se aproxima a la del fluido de perforación con base de aceite al agregar partículas sólidas a la composición.

6. El método de acuerdo con la reivindicación 5, caracterizado porque las partículas sólidas comprenden un balance de partículas que afectan dicha densidad.

7. El método de acuerdo con la reivindicación 6, caracterizado porque las partículas sólidas comprenden partículas de tamaño grande y pequeño para afectar dicha densidad.

8. El método de acuerdo con la reivindicación 5f caracterizado porque la composición de resina comprende un agente de suspensión para suspender dichas partículas.

9. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque la composición de resina comprende una resina epoxi, un endurecedor, y un acelerador.

10. El método de acuerdo con la reivindicación 9, caracterizado porque el endurecedor y el acelerador son aminas .

11. El método de acuerdo con la reivindicación 9, caracterizado porque la composición además comprende un agente de suspensión.

12. El método de acuerdo con la reivindicación 11, caracterizado porque el agente de suspensión es una resina de poliamida.

13. El método de acuerdo con la reivindicación 9, caracterizado porque la composición de resina comprende una resina epoxi, un endurecedor de amina, un acelerador de amina, un agente de suspensión de resina de poliamida, y partículas sólidas que le proporciona al fluido una densidad que se aproxima a la del fluido de perforación con base de aceite .

14. El método de acuerdo con la reivindicación 5, caracterizado porque las partículas se seleccionan de partículas que oscilan en tamaño de aproximadamente 5 m a 100 ym.

15. El método de acuerdo con la reivindicación 5, caracterizado porque las partículas comprenden esferas de vidrio y la densidad de la resina es de menos de aproximadamente 1.7 kg/1 (8.9 lb/gal).

16. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque la composición de resina endurecida tiene una resistencia a la compresión mayor que aproximadamente 35.15 kg/cm" (500 psi) .

17. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque no son necesarios espaciadores en el pozo después de la perforación con el fluido de perforación y antes del uso de la composición de resina en la operación de terminación del pozo.

18. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque la densidad de la composición de resina y la densidad del fluido de perforación difieren en menos de 0.18 kg/1 (1.5 lb/gal) .

19. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque la densidad de circulación equivalente de la composición de resina y la densidad de circulación equivalente del fluido de perforación difieren en menos de 0.18 kg/1 (1.5 lb/gal) .

20. método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque la composición de resina comprende líquidos que contienen un epóxido seleccionados del grupo que consiste de: diglicidil éter de 1 , 4-butaneidol , diglicidil éter de neopentilglicol , diglicidil éter de bisfenol A, y diglicidil éter de ciclohexanedimetanol .