BRPI0611571A2 - fluido de perfuração e utilização de um polìmero - Google Patents
fluido de perfuração e utilização de um polìmero Download PDFInfo
- Publication number
- BRPI0611571A2 BRPI0611571A2 BRPI0611571-3A BRPI0611571A BRPI0611571A2 BR PI0611571 A2 BRPI0611571 A2 BR PI0611571A2 BR PI0611571 A BRPI0611571 A BR PI0611571A BR PI0611571 A2 BRPI0611571 A2 BR PI0611571A2
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- drilling fluid
- polymer
- fluid
- drilling
- units
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 102
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 82
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims abstract description 48
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 41
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims abstract description 16
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims description 17
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 12
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 6
- 229920001519 homopolymer Polymers 0.000 claims description 4
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 claims description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 4
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 3
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 claims description 3
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical group 0.000 claims description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 15
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 10
- 239000013598 vector Substances 0.000 description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 9
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 7
- OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N Hydrazine Chemical compound NN OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 6
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 6
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 5
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 5
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 5
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 5
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 5
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 5
- OWPUOLBODXJOKH-UHFFFAOYSA-N 2,3-dihydroxypropyl prop-2-enoate Chemical compound OCC(O)COC(=O)C=C OWPUOLBODXJOKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 125000000896 monocarboxylic acid group Chemical group 0.000 description 4
- -1 reofluidizers Substances 0.000 description 4
- PSBDWGZCVUAZQS-UHFFFAOYSA-N (dimethylsulfonio)acetate Chemical group C[S+](C)CC([O-])=O PSBDWGZCVUAZQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 2-(2-methoxy-5-methylphenyl)ethanamine Chemical compound COC1=CC=C(C)C=C1CCN SMZOUWXMTYCWNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical group NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 125000005397 methacrylic acid ester group Chemical group 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 3
- 230000000379 polymerizing effect Effects 0.000 description 3
- FYELGSIOXSRGGW-UHFFFAOYSA-N (2-aminoacetyl) 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CC(=C)C(=O)OC(=O)CN FYELGSIOXSRGGW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QRIMLDXJAPZHJE-UHFFFAOYSA-N 2,3-dihydroxypropyl 2-methylprop-2-enoate Chemical compound CC(=C)C(=O)OCC(O)CO QRIMLDXJAPZHJE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QIGBRXMKCJKVMJ-UHFFFAOYSA-N Hydroquinone Chemical compound OC1=CC=C(O)C=C1 QIGBRXMKCJKVMJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N Methacrylic acid Chemical compound CC(=C)C(O)=O CERQOIWHTDAKMF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229940123973 Oxygen scavenger Drugs 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 2
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 125000004429 atom Chemical group 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229960000892 attapulgite Drugs 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 238000004587 chromatography analysis Methods 0.000 description 2
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 2
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 2
- 239000003480 eluent Substances 0.000 description 2
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 2
- 230000032050 esterification Effects 0.000 description 2
- 238000005886 esterification reaction Methods 0.000 description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 2
- 125000003976 glyceryl group Chemical group [H]C([*])([H])C(O[H])([H])C(O[H])([H])[H] 0.000 description 2
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 2
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N lead(ii) sulfide Chemical compound [Pb]=S XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 2
- RPQRDASANLAFCM-UHFFFAOYSA-N oxiran-2-ylmethyl prop-2-enoate Chemical compound C=CC(=O)OCC1CO1 RPQRDASANLAFCM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052625 palygorskite Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M potassium bromide Chemical compound [K+].[Br-] IOLCXVTUBQKXJR-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L strontium sulfate Chemical compound [Sr+2].[O-]S([O-])(=O)=O UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 2
- KMDMOMDSEVTJTI-UHFFFAOYSA-N 2-phosphonobutanedioic acid Chemical compound OC(=O)CC(C(O)=O)P(O)(O)=O KMDMOMDSEVTJTI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M Bromide Chemical compound [Br-] CPELXLSAUQHCOX-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 1
- 208000006558 Dental Calculus Diseases 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical class S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N Ethenol Chemical compound OC=C IMROMDMJAWUWLK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N Ferrous sulfide Chemical compound [Fe]=S MBMLMWLHJBBADN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002148 Gellan gum Polymers 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- 208000002720 Malnutrition Diseases 0.000 description 1
- FXHOOIRPVKKKFG-UHFFFAOYSA-N N,N-Dimethylacetamide Chemical compound CN(C)C(C)=O FXHOOIRPVKKKFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 description 1
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical group OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 description 1
- 239000004372 Polyvinyl alcohol Substances 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N Vinyl acetate Chemical compound CC(=O)OC=C XTXRWKRVRITETP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003139 biocide Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 210000000988 bone and bone Anatomy 0.000 description 1
- 229910000020 calcium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 229960003563 calcium carbonate Drugs 0.000 description 1
- 235000010216 calcium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- XEVRDFDBXJMZFG-UHFFFAOYSA-N carbonyl dihydrazine Chemical compound NNC(=O)NN XEVRDFDBXJMZFG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000007385 chemical modification Methods 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- GRWZHXKQBITJKP-UHFFFAOYSA-N dithionous acid Chemical class OS(=O)S(O)=O GRWZHXKQBITJKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 229910052949 galena Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 1
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 description 1
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000008233 hard water Substances 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 150000002443 hydroxylamines Chemical class 0.000 description 1
- 230000001771 impaired effect Effects 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 1
- 229920005610 lignin Polymers 0.000 description 1
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 230000001071 malnutrition Effects 0.000 description 1
- 235000000824 malnutrition Nutrition 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 238000000569 multi-angle light scattering Methods 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 208000015380 nutritional deficiency disease Diseases 0.000 description 1
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 239000003415 peat Substances 0.000 description 1
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 1
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000193 polymethacrylate Polymers 0.000 description 1
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 description 1
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 description 1
- 229920002451 polyvinyl alcohol Polymers 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002243 precursor Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 150000003384 small molecules Chemical class 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L sulfite Chemical class [O-]S([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 229920001864 tannin Polymers 0.000 description 1
- 239000001648 tannin Substances 0.000 description 1
- 235000018553 tannin Nutrition 0.000 description 1
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 1
- 150000003585 thioureas Chemical class 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N tungsten carbide Chemical compound [W+]#[C-] UONOETXJSWQNOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920001567 vinyl ester resin Polymers 0.000 description 1
- ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N vinylphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)C=C ZTWTYVWXUKTLCP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N vinylsulfonic acid Chemical compound OS(=O)(=O)C=C NLVXSWCKKBEXTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 1
- VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L zinc bromide Chemical class Br[Zn]Br VNDYJBBGRKZCSX-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/06—Clay-free compositions
- C09K8/12—Clay-free compositions containing synthetic organic macromolecular compounds or their precursors
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/03—Specific additives for general use in well-drilling compositions
- C09K8/035—Organic additives
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/12—Swell inhibition, i.e. using additives to drilling or well treatment fluids for inhibiting clay or shale swelling or disintegrating
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/34—Lubricant additives
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
Abstract
FLUIDO DE PERFURAçãO E UTILIZAçãO DE UM POLìMERO. A presente invenção tem por objeto um fluido de perfuração que compreende um polímero com unidades hidroxiladas. O polímero pode, em particular, ser utilizado como agente de inibição de acreção, e/ou como agente de controle reológico do fluido, e/ou como redutor de filtrados e/ou como agente lubrificante, no fluido de perfuração.
Description
"FLUlDO DE PERFURAÇÃO E UTILIZAÇÃO DE UM POLÍMERO"
Durante de operações de perfuração de poços, notadamente depoços destinados a recuperar jazidas subterrâneas de petróleo e/ou de gás,utiliza-se fluidos de perfuração destinados a lubrificar, limpar e resfriar asferramentas de perfuração e a cabeça de perfuração, e/ou evacuar a matérialiberada durante a perfuração (rochas desintegradas). Os fluidos de perfuraçãosão também utilizados para limpar os poços. Eles fornecem igualmente apressão necessária para suportar a parede do poço antes da consolidação. Osfluidos são usualmente denominados «lamas de perfuração». Após aperfuração, as paredes do poço são consolidadas geralmente por um materialde cimento.
Durante a perfuração, as paredes da rocha, em particular derochas argilosas sensíveis à água, têm tendência a intumescer. Problemasoperacionais estão ligados a estas argilas. O intumescimento pode prejudicaro escoamento do fluido ou a passagem da ferramenta de perfuração. Alémdisso, o intumescimento pode levar a uma desagregação da parede. Estadesagregação pode causar irregularidades no poço e assim criar pontos deenfraquecimento mecânico.
Por outro lado, a matéria argilosa desagregada é liberada nofluido e pode apresentar problemas de controle da viscosidade do fluido: asmatérias argilosas, em presença ou não de uma concentração elevada de sais(salmoura), têm tendência a aumentar fortemente a viscosidade. Este aumentopode ser nefasto: se ele se torna muito grande, a circulação do fluido pode serprejudicada e este último então não cumpre mais suas funções.
Além disso, as rochas argilosas desintegradas podem tertendência a se agregar ao fluido de perfuração. Fala-se de um fenômeno deacreção. A acreção pode prejudicar a circulação dos fluidos, e pode bloquearmecanicamente a cabeça de perfuração (fenômeno de «bit-balling»).
Para resolver os problemas de intumescimento das argilas e dedesagregação das paredes, é conhecido acrescentar nos fluidos de perfuraçãopolímeros destinados a consolidar as paredes («well bore consolidation»).Utiliza-se assim de maneira corrente, entre outros, poliacrilamidasparcialmente hidrolisadas (PHPA, «partially hidrolyzed polyacrylamide»).
Acredita-se que estes polímeros formam um filme polimérico na superfíciedas paredes, encapsulam mais ou menos as rochas desintegradas, e inibemassim a hidratação e/ou a desagregação das argilas. Os desempenhos destespolímeros são entretanto limitados, pois eles têm tendência a tornar os fluidosmuito viscosos com alta concentração. Os desempenhos destes polímeros sãoalém do mais limitados em condições de perfuração de alta temperatura e altapressão (HTHP).
Além disso, sabe-se que outros polímeros podem seradicionados em fluidos de perfuração, por exemplo, para modular aspropriedades reológicas, notadamente na presença de sais. Alguns estudosforam assim feitos sobre copolímeros que compreendem unidades de tipobetaína, e freqüentemente unidades acrilamidas.
Assim, é descrito no documento WO 00/01746 (InstituíFrançais du Pétrole) copolímeros à base de acrilamida e sulfobetaínas ou defosfobetaínas. É indicado neste documento que estes copolímeros são eficazescomo agentes de viscosificantes, e como agentes modificadores da superfíciede partículas em suspensão.
Legislações cada vez mais restritivas visam limitar a utilizaçãodos polímeros que compreendem unidades acrilamidas. Tais polímeros nãopoderão, talvez, ser mais utilizados em certos países, mais ou menos a curtoprazo. Soluções de substituição são necessárias.
O documento US 5.026.490 descreve outros copolímeros quecompreendem unidades sulfobetaína, e sua utilização como agentesdefloculantes de lamas de perfuração. O documento US 6.346.588 descreveoutros copolímeros que compreendem unidades sulfobetaína, cuja formulaçãoem um fluido de perfuração é facilitada. O documento US 4.607.076 descreveoutros copolímeros que compreendem unidades sulfobetaína, e sua utilizaçãocomo agentes viscosificantes na presença de salmoura.
Para resolver os problemas de intumescimento das argilas e dedesagregação das paredes, é conhecido igualmente de adicionar nos fluidos deperfuração silicatos destinados a consolidar as paredes («well boreconsolidation»). Fala-se então de fluidos à base de silicato ou de lamas à basede silicatos.
Os agentes conhecidos para inibir o intumescimento dasargilas podem contudo favorecer a acreção. Em particular os silicatos têmtendência a aumentar os fenômenos de acreção. Conseqüentemente, propôs-seadicionar aos fluidos à base de silicatos aditivos que visam limitar osfenômenos de acreção. Assim, o documento WO 99/42539, propõe adicionarpequenas moléculas que apresentam um grupo fosfonato e um grupo quecompreende menos de 100 átomos, por exemplo, o ácido fosfonossuccínico.
Os desempenhos destes aditivos em matéria de inibição de acreção são noentanto limitados, e procura-se melhorá-los.
A presente invenção visa resolver pelo menos um dosproblemas mencionados acima.
Assim, a presente invenção propõe novos fluidos deperfurações, compreendendo um polímero, o referido polímerocompreendendo pelo menos 65% em peso, de preferência pelo menos 90%em peso de unidades hidroxiladas que compreendem um grupo - OH.
A invenção tem igualmente por objeto propor a utilização dopolímero em fluidos de perfuração aquosos ou não aquosos, em particular emfluidos à base de silicatos, como agente:
- inibidor de intumescimento das argilas
- como agente redutor de filtrado e/ou
- como agente de inibição de acreção (notadamente inibiçãodos fenômenos de «bit-balling»), e/ou
- como agente de controle reológico do fluido, e/ou
- como agente de lubrificação.
A invenção tem igualmente por objeto um processo deperfuração no qual se emprega um fluido de perfuração que compreende opolímero.
O polímero pode notadamente ser utilizado a título de agente 2em 1 ou mais, executando várias das funções mencionadas acima, porexemplo, a título de agente inibidor de acreção e lubrificante.
A invenção refere-se mais particularmente a um fluido deperfuração para poços de petróleo e/ou de gás, compreendendo o polímero. Ofluido pode notadamente ser um fluido à base de silicatos.
Polímero
O polímero utilizado no fluido de perfuração compreende pelomenos 65% em peso de unidades hidroxiladas. Ele compreende de preferênciapelo menos 90% em peso, e mais preferencialmente ainda pelo menos 95%em peso, de tais unidades. De acordo com um modo preferencial, o polímeroé um homopolímero que não compreende outras unidades (0% em peso ou nomáximo 1% em peso) além das unidades hidroxiladas.
Salvo indicações em contrário, quando se falar de massamolar, tratar-se-á da massa molar média em massa absoluta, expressa emg/mol. Esta última pode ser determinada por cromatografia de permeação degel aquoso (GPC), por difusão de luz (DDL ou ainda MALLS), com umeluente aquoso ou um eluente orgânico (por exemplo, a dimetilacetamida, adimetilformamida...), de acordo com a composição do polímero.
No presente pedido, designa-se por unidade que deriva de ummonômero uma unidade que pode ser obtida diretamente a partir domonômero por polimerização. Assim, por exemplo, uma unidade que derivade um éster de ácido acrílico ou metacrílico não inclui uma unidade defórmula -CH2-CH(COOH)-, -CH2-C(CH3)(COOH)-, -CH2-CH(OH)-,respectivamente, obtida por exemplo polimerizando um éster de ácido acrílicoou metacrílico, ou o acetato de vinila, respectivamente, e depois hidrolisandoo mesmo. Uma unidade que deriva de ácido acrílico ou metacrílico inclui porexemplo, uma unidade obtida polimerizando um monômero (por exemplo, uméster de ácido acrílico ou metacrílico), e depois fazendo reagir (por exemplo,por hidrólise) o polímero obtido de maneira a obter unidades de fórmula -CH2-CH(COOH)-, ou -CH2-C(CH3)(COOH)-. Uma unidade que deriva de umálcool vinílico inclui por exemplo, uma unidade obtida polimerizando ummonômero (por exemplo, um éster vinílico), e depois fazendo reagir (porexemplo, por hidrólise) o polímero obtido de maneira a obter unidades dede carbono, compreendendo pelo menos dois grupos -OH, de preferênciasobre dois átomos de carbono consecutivos.
Tais unidades podem ser notadamente escolhidas dentre asunidades de fórmulas seguintes:
<formula>formula see original document page 6</formula>
e
-R6 é um átomo de hidrogênio ou um grupo metila,
- X2 é um grupo de fórmula -CO-O-, -CO-NH- ou -C6H4-CH2-
-Ré um grupo hidrocarbonado com pelo menos dois átomos
-(GMAc)-<formula>formula see original document page 6</formula>
A título de exemplos de monômeros que conduzem a taisunidades após (co)polimerização pode-se citar o glicerol monoacrilato(GMAc) ou ainda o glicerol monometacrilato (GMMA, comercializado porRohm):
<formula>formula see original document page 6</formula>
As unidades hidroxiladas podem igualmente ser obtidas pormodificação química de um polímero precursor contendo, por exemplo,motivos epóxi:
<formula>formula see original document page 6</formula>
onde R é um átomo de hidrogênio ou um grupo metila.
A título de exemplos de monômeros que conduzem a taisunidades após polimerização pode-se citar o glicidil acrilato (GA) ou ainda oglicil metacrilato (GMA):<formula>formula see original document page 8</formula>
Pode-se igualmente operar por esterificação outransesteriflcação de um polímero de ácido acrílico ou de ácido metacrílicocom a glicerina.
Pode-se notadamente utilizar homopolímero de GMMA, opoliGMMA (CASO 28474-30-8) ou glicerila de polimetacrilato. Tal polímeroé comercializado notadamente por Guardian, sob a denominação Lubragel BP.
De modo alternativo, pode-se utilizar um homopolímero deGMAc, o poliGMAC ou glicerila poliacrilato. Tal polímero é comercializadonotadamente por Cognis sob a denominação Hispagel.
De acordo com um segundo modo de realização, as unidadeshidroxiladas são unidades de fórmula seguinte:
<formula>formula see original document page 8</formula>
De acordo com este modo de realização o polímero é umpolímero à base de álcool polivinílico.
A massa molar média em massa do polímero está, depreferência, compreendida entre 1000 g/mol e 400000 g/mol (valor relativo,calibrado em GPC aquoso com padrões de polióxido de etileno), depreferência entre 2000 g/mol e 20000 g/mol. A massa molar média em massaabsoluta pode, de preferência, estar compreendida entre 2000 e 4000000g/mol.Fluido de perfuração
Pode tratar-se de um fluido aquoso ou não aquoso. Pode tratar-se de um fluido aquoso, à base de silicatos (ou "lama à base de silicatos"), ousem silicatos. Pode tratar-se de um fluido aquoso, à base de fosfatos, ou semfosfatos. Trata-se de preferência de um fluido à base de silicatos.
O teor de polímero no fluido de perfuração estávantajosamente compreendido entre 0,1% e 10% em peso, de preferênciaentre 0,1% e 5%, e ainda mais preferivelmente entre 1% e 3%.
Descreve-se resumidamente abaixo o que são as operações deperfuração.
As operações de perfuração consistem em escavar um furo pormeio de uma broca de carboneto de tungstênio notadamente, fixada à hastesocas atarraxadas extremidade a extremidade. O mais freqüentemente, a lama,ou fluido de perfuração, compreendendo aditivos em um vetor líquido, éinjetada no conjunto de hastes. Esta lama sobe em seguida pelo furo de sonda,externamente às hastes, e arrasta elementos de rochas destacados durante aoperação de perfuração. Ao mesmo tempo, a lama carregada de rochasestabelece um contra pressão que consolida o furo. A lama é, em seguida,extraída do furo de perfuração para ser desembaraçada das rochas que elacontém antes de ser, novamente, injetada nas hastes ocas de perfuração.
Em tais condições de implementação, aditivos adicionados àlama conferem a esta última um comportamento reológico particular. Comefeito, quando ele está sujeito a fortes tensões de cisalhamento e atemperaturas elevadas, assim como é o caso ao nível da broca, o fluido deveter uma viscosidade suficientemente baixa para facilitar sua evacuação para oexterior das hastes ocas. Em contrapartida, este mesmo fluido carregado derochas deve apresentar uma viscosidade elevada a fim de manter emsuspensão os detritos arrastados durante a perfuração.
Os fluidos de perfuração (lamas) são conhecidos doespecialista na técnica. A composição exata do fluido pode depender dadestinação do fluido. Ela pode depender notadamente das temperaturas epressões às quais o fluido será submetido, da natureza das rochas atravessadaspelo poço, e da natureza dos equipamentos de perfuração.
Os fluidos de perfurações compreendem geralmente um vetorlíquido e aditivos dissolvidos ou dispersados no vetor líquido. Os agentes deconsolidação das paredes do poço e os agentes redutores de filtradoconstituem tais aditivos.
O vetor líquido pode ser a água (o fluido de perfuração sendouma composição à base de água que compreende aditivos dissolvidos oudispersados na água). Neste caso, fala-se freqüentemente de «lama comágua». Menciona-se que a água é freqüentemente a água do mar. De acordocom um modo particular, o vetor líquido é um vetor à base de silicatos ("lamaà base de silicatos"). As lamas à base de silicatos são uma categoria de lamascom água, compreendendo silicatos. Elas são conhecidas do especialista.
Estas lamas são muito eficazes em termos de proteção das argilas sensíveis àágua, elas não são muito caras e são consideradas como tendo um pequenoimpacto sobre o meio-ambiente. Elas são capazes de tapar fissuras das argilasda dimensão de alguns nanômetros até dezenas de micrômetros. No entanto,elas apresentam inconvenientes em termos de acreção dos detritos e bloqueiodas cabeças de perfuração ("bit-balling"). Um outro inconveniente é o alto pHde operação (em torno de 12), que induz a riscos em termos de segurança dascondições de trabalho e/ou de impacto sobre o ambiente, assim como uma málubrificação. Silicatos líquidos de sódio ou de potássio são soluções de vidroshidrossolúveis da fórmula química M2On (SiO2)5 onde M pode ser Na+ ou K+e η é a razão molar (o número de moléculas SiO2 para uma molécula M2O). ηvaria de preferência de 1,5 a 3,3 para produtos comerciais. Em fluidos deperfuração, a razão 2,0 é tipicamente utilizada. Acredita-se que os silicatosprotegem as argilas nativas sensíveis à água, em face da invasão de água pordois mecanismos:
- geleificação: o fluido nos poros das argilas tem um pH umpouco próximo do neutro. Quando os oligômeros dos silicatos são levados aeste pH, eles polimerizam e formam redes tridimensionais.
- Precipitação: o fluido nos poros das argilas contém cátionsCal+ e Mg2+ que interagem com os oligômeros dos silicatos para formarprecipitados insolúveis.
O vetor líquido pode igualmente ser uma emulsão água emóleo. Neste caso fala-se freqüentemente de «lama com óleo». Estes últimossão mais caros que as lamas com água, mas podem ser preferidos no caso deperfuração de poços muito profundos (condições de perfuração HPHT; altapressão altas temperaturas). O polímero pode ser utilizado com os dois tiposde vetores. No entanto, os vetores á base de água (lamas com água) sãopreferidos, em particular os vetores à base de silicatos (lamas à base desilicatos).
O polímero pode entrar na composição do fluido de perfuraçãoem substituição ou em complemento a um agente de consolidação das paredesdo poço (well bore consolidation) e/ou agentes redutores de filtrado e/ouagentes de lubrificação, e/ou agentes de inibição de acreção.
Dentre os aditivos que podem estar compreendidos nos fluidosde perfuração, além dos agentes de consolidação das paredes e/ou dos agentesredutores de filtrado, cita-se:
- os agentes de controle da reologia: pode tratar-se de agentesque tornam o fluido viscoelástico, de reofluidificantes, de agentes espessantes.
Cita-se, por exemplo, os polisssacarídeos, como o guar ou o amido, as gomasxantano, e os derivados destes compostos.
- os agentes de controle da força iônica do fluido. Trata-se porexemplo, de sais.
- os emulsificantes, nas lamas com óleo em especial, porexemplo, os emulsificantes descritos no pedido de patente WO 01/94495.
- os dispersantes.
- os agentes anti-tártaro, por exemplo, polímeros quecompreendem unidades derivadas do ácido acrílico ou do ácido vinilsulfônico, ou o ácido vinil fosfônico.
- os agentes de controle da densidade do fluido, por exemplo,do sulfato de Bário.
- captadores de oxigênio e/ou outros estabilizantes químicos.
Dá-se contudo abaixo mais detalhes quanto a certos compostosque podem entrar na composição de fluidos de perfuração.
Os fluidos de perfuração podem compreender polifosfatos,taninos, lignossulfonatos, derivados de lignina, turfas e linhitos, poliacrilatos,polinaftaleno sulfonatos, sozinhos ou em mistura.
A quantidade de agente fluidificante ou dispersante é variável.
A título indicativo, esta última pode estar compreendida entre O e 1% emrelação ao peso total do fluido.
O fluido de perfuração de acordo com a invenção podecompreender, além disso, um captador de oxigênio. Este tipo de aditivo tempor objeto captar o oxigênio presente nas lamas de perfurações e que podeprovocar uma degradação de certos aditivos.
Dentre os produtos deste tipo, pode-se citar, por exemplo,hidroxilaminas, a hidrazina, os sulfitos, os bissulfltos, os hidrossulfitos, osboroidretos.
De acordo com um modo de realização particular, utiliza-se ahidrazina como captador de oxigênio pois ela não provoca a formação deprecipitados insolúveis que favorecem o surgimento de bloqueios no poço. Ahidrazina pode se encontrar sob uma forma anidra ou hidratada, sob forma desais, como por exemplos os, cloreto, sulfato, ou ainda sob a forma de carbo-hidrazida.Geralmente o teor de aditivo deste tipo varia entre 0 e 0,25%.
O fluido de perfuração de acordo com a invenção podecompreender, além disso, pelo menos um composto que confere peso e/oupelo menos um colóide mineral.
Os elementos que conferem peso contribuem para manter umapressão hidrostática suficiente no poço e para manter em suspensão as rochasarrastadas durante a operação de perfuração. Tais compostos sãoclassicamente escolhidos dentre os sais solúveis precedentemente citados e ossais pouco ou muito pouco solúveis. Dentre os sais pouco solúveis, pode-secitar sem intenção de se limitar a eles, os sulfatos, silicatos ou carbonatos demetais alcalino-terrosos, como o sulfato de bário, o carbonato de cálcio.
Pode-se, do mesmo modo, utilizar brometos de metaisalcalino-terrosos ou de zinco tais como o brometo de potássio, o brometo dezinco. Pode-se também utilizar óxidos ou sulfeto ou sub-arseniato de ferro.
Pode-se igualmente utilizar o sulfato de estrôncio, ou até mesmo em algunscasos de alta densidade a Galena (sulfeto de chumbo).
Os colóides minerais, que são compostos substancialmenteinsolúveis nas condições de utilização do fluido de acordo com a invenção,são agentes que modificam a reologia do meio e que permitem manter osdetritos em suspensão neste último. A atapulgita, a barita, a bentonita,sozinhas ou em mistura, são exemplos deles os mais correntemente utilizados.
É necessário notar que se se emprega um fluido que compreende um colóidemineral, este último será de preferência a atapulgita.
Os teores de compostos que conferem peso e de colóidesminerais dependem de vários fatores que não são unicamente técnicos. Comefeito, se estes teores forem obviamente fixados em função da natureza dossolos atravessados, a escala do custo gerado pelo uso destes aditivos é levadaem conta (presença sobre o lugar ou não, custo, etc.).
Muito freqüentemente, e sempre com o objetivo de minimizaras despesas incorridas, a preparação do fluido de perfuração é realizada com aágua presente sobre o sítio de perfuração. Assim, não é raro de se encontrarpresença de água de formação (em oposição às águas de composição, ou sejaàs águas preparadas com um objetivo particular) carregadas em sais, como aágua do mar, as águas salgadas ou as águas duras. Neste caso, o teor de saisna água empregada varia de acordo com a proveniência desta última.
Pode-se no entanto acontecer que a água disponível seja nadaou pouco água carregada. Neste caso, pode ser apropriado adicionar sais, taiscomo cloretos por exemplo.
Pode-se igualmente adicionar, se necessário, sais minerais parafavorecer a precipitação de certos íons, se eles estão presentes, e em particulardos íons divalentes. Pode-se mencionar, por exemplo, a adição de carbonatode sódio para precipitar o cálcio, ou o bicarbonato de sódio para precipitar acal, notadamente durante re-perfurações no cimento. Pode-se ainda citar aadição de gipso ou cloreto de cálcio para limitar o intumescimento das argilas,a adição de hidróxido de cálcio, ou de cal extinta, para desbicarbonatar aslamas contaminadas pelo dióxido de carbono.
O teor de sais é aqui também função das rochas atravessadas edas águas disponíveis sobre o sítio de exploração e pode-se efetuar asoperações na presença de fluidos saturados em sais.
Obviamente o fluido de perfuração de acordo com a presenteinvenção pode compreender aditivos habituais da classe dos polissacarídeosde elevado peso molecular, como o succinoglicano, o wellan, o gellan, úteiscomo viscosificantes.
Outros aditivos clássicos para aplicações relativas à exploraçãode jazidas petrolíferos podem entrar na composição do fluido. Assim, pode-semencionar os agentes de transferência de radicais livres, como os álcooisinferiores, as tiouréias, a hidroquinona; os biocidas, os agentes quelatantes, ostensoativos, anti-espumantes, agentes anti-corrosão, por exemplo.Efeitos
Agente de inibição de intumescimento das argilas.
Durante a perfuração de poços, em particular durante aperfuração de poços destinados à recuperação de petróleo e/ou de gás,perfura-se freqüentemente através de rochas argilosas, em particular atravésde argilas xistosa («shale» em inglês). Estas rochas têm tendência aintumescer em contacto com os fluidos de perfuração, em particular emcontato com fluidos aquosos. O intumescimento é uma conseqüência de umapenetração do fluido nas rochas. Tal intumescimento apresenta váriosproblemas.
O intumescimento ao longo das paredes do poço, criaprotuberâncias, o que prejudica a circulação do fluido de perfuração e asferramentas de perfuração. Além disso, o intumescimento pode levar a umadesagregação, criando asperezas ao longo das paredes. Estas asperezas eprotuberâncias podem criar pontos de enfraquecimento mecânico no poço. Amatéria desagregada é constituída de finas plaquetas que podem alterar aspropriedades reológicas do fluido, e assim prejudicar sua circulação.
Um agente de inibição do intumescimento das argilas visaimpedir a penetração do fluido nas rochas ao longo das paredes, inibir ointumescimento e/ou a desagregação. Pode tratar-se de uma consolidação dasparedes do poço («well bore consolidation»).
As rochas argilosas desintegradas em particular os xistosargilosos, em suspensão nos fluidos, podem acarretar problemas. Estas rochasem suspensão podem intumescer, se desagregar, e alterar assim aspropriedades reológicas dos fluidos, como explicado acima. Um agente deinibição do intumescimento das argilas visa impedir a penetração da água nasrochas desintegradas em suspensão, e/ou inibir a desagregação.
Agente de inibição de acreção
Por outro lado, as rochas em suspensão têm tendência a seagregar. Fala-se de acreção. Os agregados formados podem prejudicar acirculação do fluido e as ferramentas. Eles podem, além disso, vir a envolvera cabeça de perfuração e assim bloqueá-la (fenômeno de «bit-balling» eminglês). Um agente de inibição de acreção das rochas furadas desintegradasvisa evitar estes fenômenos. Nota-se que um agente usual pode formar umfilme, ou ser adsorvido, na superfície de rochas desintegradas sem, noentanto, evitar sua aglomeração (acreção). Um agente de inibição dointumescimento das argilas mal adaptado pode mesmo favorecer esta acreção.
E por exemplo, o caso dos silicatos. Existem necessidades para agentes queinibam a acreção.
Redutor de filtrados
A redução do filtrado é a prevenção da perda de fluido no poçopor infiltração nas rochas. A perda de fluido deve ser evitada por razõeseconômicas (custo do fluido), por razões de segurança, e por razões deprodutividade. Com efeito, se o fluido vier a estar em falta, as ferramentas deperfurações podem ser danificadas por causa de superaquecimentos, de umamá lubrificação, ou de um bloqueio mecânico por rochas mal evacuadas enecessitar uma parada temporária da operação de perfuração.
Os polímeros podem notadamente ser utilizados a título deagentes 2 em 1, ou mais, combinando várias funções escolhidas dentre asseguintes:
- inibição do intumescimento das argilas e/ou consolidação dasparedes de um poço ("well-bore consolidation"),
- inibição de acreção e/ou inibição do bloqueio das cabeças deperfuração (inibição do "bit-balling"),
- lubrificação,
- redução do filtrado.
As utilizações a título de agentes 2 em 1 simplificamtecnicamente e economicamente as formulações dos fluidos. As utilizaçõescomo agentes que inibem a acreção e lubrificante são particularmentevantajosas.
Utilizações
No quadro da utilização de acordo com a invenção, o fluido deperfuração é de preferência um fluido para a perfuração de um poço destinadoà recuperação de petróleo e/ou de gás. O teor de polímero no fluido deperfuração está compreendido vantajosamente entre 0,1% e 10% em peso, depreferência entre 0,1% e 5%, e ainda mais preferivelmente entre 1% e 3%.
No quadro da utilização de acordo com a invenção, o polímeroé um agente de inibição de acreção das rochas perfuradas desintegradas.
No quadro da utilização, o polímero pode ser igualmente oualternativamente um agente lubrificante.
Outros detalhes ou vantagens da invenção aparecerão maisclaramente perante os exemplos abaixo, sem caráter limitativo.
EXEMPLOS
Nos exemplos que seguem, utilizam-se os seguintes aditivos:
<table>table see original document page 17</column></row><table>
Exemplo 1: Fluido compreendendo um polímero
Prepara-se uma formulação B de lama de perfuração à base desilicatos que compreendem os seguintes ingredientes:
<table>table see original document page 17</column></row><table>
Claims (16)
1. Fluido de perfuração que compreende um polímero,caracterizado pelo fato de que o polímero é um polímero que compreendepelo menos 65% em peso, de preferência pelo menos 90% em peso, deunidades hidroxiladas que compreendem um grupo -OH.
2. Fluido de perfuração de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de que o teor em agente está compreendido entre 0,1%e 10% em peso, de preferência entre 0,1% e 5%, e ainda mais preferivelmenteentre 1% e 3%.
3. Fluido de perfuração de acordo com qualquer uma dasreivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que que as unidadeshidroxiladas são unidades de fórmula seguinte:-CH2-CHR6[-X2-R8]-na qual:-R6 é um átomo de hidrogênio ou um grupo metila,- X2 é um grupo de fórmula -CO-O-, -CO-NH- ou -C6H4-CH2--R8 é um grupo hidrocarboneto com pelo menos dois átomosde carbono, compreendendo pelo menos dois grupos -OH, de preferênciasobre dois átomos de carbono consecutivos.
4. Fluido de perfuração de acordo com qualquer uma dasreivindicações precedentes, caracterizado pelo fato de que as unidadeshidroxiladas são escolhidas dentre as unidades de fórmulas seguintes:-(GMAc)--(GMMA)-
5. Fluido de perfuração de acordo com qualquer uma dasreivindicações 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que as unidades hidroxiladassão unidades de fórmula seguinte:-CH2-CHOH-
6. Fluido de perfuração de acordo com qualquer uma dasreivindicações precedentes caracterizada pelo fato de que o polímero é umhomopolímero que não compreende outras unidades além das unidadeshidroxiladas.
7. Fluido de perfuração de acordo com qualquer uma dasreivindicações precedentes, caracterizada pelo fato de que o polímeroapresenta uma massa molecular média em peso compreendida entre 1000g/mol e 400000 g/mol, de preferência entre 2000 g/mol e 20000 g/mol, emvalor relativo, medido por GPC calibrado com padrões de polióxido deetileno.
8. Fluido de perfuração de acordo com qualquer uma dasreivindicações precedentes, caracterizada pelo fato de que o fluido é umfluido para a perfuração de um poço destinado à recuperação de petróleo e/oude gás.
9. Fluido de perfuração de acordo com qualquer uma dasreivindicações precedentes, caracterizada pelo fato de que o fluido deperfuração é um fluido aquoso à base de silicatos.
10. Utilização de um polímero tal como definido em uma dasreivindicações 1, e 3 a 7. caracterizada pelo fato de ser em um fluido deperfuração como agente de inibição de intumescimento das argilas, e/ou comoagente de inibição de acreção, e/ou como agente de controle reológico dofluido, e/ou como redutor de filtrados e/ou como agente lubrificante,
11. Utilização de acordo com a reivindicação 10, caracterizadapelo fato de que o fluido de perfuração é um fluido para a perfuração de umpoço destinado à recuperação de petróleo e/ou de gás.
12. Utilização de acordo com qualquer uma das reivindicações-10 ou 11 caracterizada pelo fato de que o teor de polímero no fluido deperfuração é compreendido entre 0,1% e 10% em peso, de preferência entre-0,1% e 5%, e ainda mais preferivelmente entre 1% e 3%.
13. Utilização de acordo com qualquer uma das reivindicações-10 a 12, caracterizado pelo fato de que o agente de inibição deintumescimento das argilas, é um agente de consolidação das paredes dopoço.
14. Utilização de acordo com qualquer uma das reivindicações-10 a 12, caracterizada pelo fato de que o agente de inibição de acreção é umagente que evita o bloqueio de uma cabeça de perfuração.
15. Utilização de acordo com qualquer uma das reivindicações-10 a 14, caracterizado pelo fato de que o fluido de perfuração é um fluidoaquoso à base de silicatos.
16. Utilização de acordo com qualquer uma das reivindicações-10 a 14, caracterizada pelo fato de que o fluido de perfuração é um fluidoaquoso sem silicatos.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR0506057 | 2005-06-15 | ||
| FR0506057A FR2887256B1 (fr) | 2005-06-15 | 2005-06-15 | Fluide de forage comprenant un polymere et utilisation du polymere dans un fluide de forage |
| PCT/FR2006/001358 WO2006134273A1 (fr) | 2005-06-15 | 2006-06-15 | Fluide de forage comprenant un polymere et utilisation du polymere dans un fluide de forage |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BRPI0611571A2 true BRPI0611571A2 (pt) | 2011-02-22 |
| BRPI0611571B1 BRPI0611571B1 (pt) | 2017-08-01 |
Family
ID=35695866
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BRPI0611571-3A BRPI0611571B1 (pt) | 2005-06-15 | 2006-06-15 | Drilling fluid and using a polymer |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US20090281001A1 (pt) |
| EP (1) | EP1891179B1 (pt) |
| CN (1) | CN101356250A (pt) |
| BR (1) | BRPI0611571B1 (pt) |
| FR (1) | FR2887256B1 (pt) |
| MX (1) | MX2007015934A (pt) |
| NO (1) | NO340042B1 (pt) |
| RU (1) | RU2388782C2 (pt) |
| WO (1) | WO2006134273A1 (pt) |
Families Citing this family (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE102009036311B4 (de) * | 2009-08-06 | 2021-10-28 | Te Connectivity Corporation | Selbstschmierende Beschichtung, selbstschmierendes Bauteil, Beschichtungselektrolyt und Verfahren zur Herstellung einer selbstschmierenden Beschichtung |
| DE112010004042T5 (de) * | 2009-10-16 | 2012-11-29 | Exxonmobil Upstream Research Co. | Kohlenwasserstoffbetriebsfluide und Verfahren zu deren Verwendung |
| CN101948682B (zh) * | 2010-08-20 | 2012-12-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种反相堆积的油井防偏磨、缓蚀清防垢剂 |
| CN102093855B (zh) * | 2010-12-17 | 2013-05-15 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | 一种有机土及其制备方法 |
| CN102838977B (zh) * | 2012-08-25 | 2015-04-15 | 东北石油大学 | 一种用于含Ca2+和Mg2+的油田采出水回用配制聚丙烯酰胺溶液的方法 |
| CN103265662B (zh) * | 2013-05-20 | 2015-07-29 | 西南石油大学 | 一种可交联降滤失剂的制备方法 |
| JP6216675B2 (ja) | 2014-03-31 | 2017-10-18 | 株式会社クラレ | スラリー用添加剤、掘削泥水及びセメントスラリー |
| RU2550704C1 (ru) * | 2014-04-25 | 2015-05-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Торфощелочной буровой раствор для бурения скважин в многолетнемерзлых породах |
| CN104481434A (zh) * | 2014-11-14 | 2015-04-01 | 中国石油大学(华东) | 一种提高钻井液携岩能力的方法 |
| RU2602280C1 (ru) * | 2015-09-17 | 2016-11-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Торфощелочной буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов |
| RU2601708C1 (ru) * | 2015-10-06 | 2016-11-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Вязкоупругий состав для глушения нефтяных и газовых скважин |
| RU2616634C1 (ru) * | 2015-12-30 | 2017-04-18 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Полимерторфощелочной буровой раствор |
| CN105713583B (zh) * | 2016-03-14 | 2018-02-13 | 西南石油大学 | 一种弹性微球防塌钻井液 |
| US10793768B2 (en) | 2016-04-29 | 2020-10-06 | PfP Industries LLC | Polyacrylamide slurry for fracturing fluids |
| US10351750B2 (en) | 2017-02-03 | 2019-07-16 | Saudi Arabian Oil Company | Drilling fluid compositions with enhanced rheology and methods of using same |
| RU2681614C2 (ru) * | 2017-07-17 | 2019-03-11 | Общество с ограниченной ответственностью "БурениеСервис" | Буровой раствор |
| RU2733766C1 (ru) * | 2019-10-21 | 2020-10-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационно-сервисная компания "Петроинжиниринг" | БУРОВОЙ РАСТВОР С ТАМПОНИРУЮЩЕЙ ТВЕРДОЙ ФАЗОЙ Petro Plug |
| RU2737823C1 (ru) * | 2020-01-09 | 2020-12-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Управляющая компания "Татбурнефть" (ООО "УК "Татбурнефть") | Ингибированный буровой раствор MudMax |
| CN114989351B (zh) * | 2022-07-21 | 2023-07-28 | 中国石油大学(华东) | 一种水基钻井液用低分子量抗高温抗饱和盐降滤失剂及其制备方法与应用 |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB707646A (en) * | 1950-12-04 | 1954-04-21 | Ici Ltd | Hydraulic fluids |
| SE362887B (pt) * | 1968-09-20 | 1973-12-27 | British Industrial Plastics | |
| US3671502A (en) * | 1970-11-12 | 1972-06-20 | Kendall & Co | Betaine copolymers with hydroxyalkylacrylates and hydroxyalkylmethacrylates |
| US4447341A (en) * | 1982-08-27 | 1984-05-08 | W. R. Grace & Co. | Clay stabilizer composition for aqueous drilling fluids |
| US4610305A (en) * | 1983-06-02 | 1986-09-09 | The New Mexico Institute Of Mining And Technology | Oilfield flooding polymer |
| US4767550A (en) * | 1986-01-14 | 1988-08-30 | Halliburton Company | Vicinal diol containing monomers and polymers and methods of treating a subterranean formation |
| NO177011C (no) * | 1988-03-14 | 1995-07-05 | Shell Int Research | Vannbasert borefluid |
| US4988450A (en) * | 1988-03-15 | 1991-01-29 | E. I. Du Pont De Nemours And Company | Shale-stabilizing drilling fluid additives |
| US5099930A (en) * | 1990-04-27 | 1992-03-31 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluid methods and composition |
| US5362786A (en) * | 1990-11-16 | 1994-11-08 | Cal-West Equipment Co., Inc. | Protective coating and method of using such coating |
| GB9109775D0 (en) | 1991-05-04 | 1991-06-26 | Procter & Gamble | Cosmetic compositions |
| FR2717075B1 (fr) * | 1994-03-14 | 1996-04-05 | Oreal | Gel aqueux de maquillage à organopolysiloxane. |
| US5635458A (en) * | 1995-03-01 | 1997-06-03 | M-I Drilling Fluids, L.L.C. | Water-based drilling fluids for reduction of water adsorption and hydration of argillaceous rocks |
| GB9510396D0 (en) * | 1995-05-23 | 1995-07-19 | Allied Colloids Ltd | Polymers for drilling and reservoir fluids and their use |
| FR2749853B1 (fr) * | 1996-06-12 | 1998-10-16 | Rhone Poulenc Chimie | Formulation amelioree a base d'un compose hydroxyle et d'un compose amphiphile complexant utilisable notamment pour modifier les proprietes rheologiques d'emulsions |
| RU2170753C2 (ru) * | 1999-03-29 | 2001-07-20 | Закрытое акционерное общество "Горизонт - Сервис" | Безглинистый буровой раствор |
| DE10122613C1 (de) * | 2001-04-11 | 2002-09-05 | Clariant Gmbh | Additive zur Inhibierung der Gashydratbildung |
-
2005
- 2005-06-15 FR FR0506057A patent/FR2887256B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2006
- 2006-06-15 EP EP06764793.3A patent/EP1891179B1/fr not_active Not-in-force
- 2006-06-15 US US11/922,332 patent/US20090281001A1/en not_active Abandoned
- 2006-06-15 MX MX2007015934A patent/MX2007015934A/es active IP Right Grant
- 2006-06-15 CN CN200680021268.7A patent/CN101356250A/zh active Pending
- 2006-06-15 BR BRPI0611571-3A patent/BRPI0611571B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2006-06-15 RU RU2008101542/03A patent/RU2388782C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-06-15 WO PCT/FR2006/001358 patent/WO2006134273A1/fr not_active Ceased
-
2007
- 2007-12-13 NO NO20076445A patent/NO340042B1/no not_active IP Right Cessation
-
2011
- 2011-12-14 US US13/326,202 patent/US8252728B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2012
- 2012-07-25 US US13/557,544 patent/US20120289438A1/en not_active Abandoned
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP1891179B1 (fr) | 2013-04-24 |
| BRPI0611571B1 (pt) | 2017-08-01 |
| NO20076445L (no) | 2008-03-12 |
| RU2388782C2 (ru) | 2010-05-10 |
| NO340042B1 (no) | 2017-03-06 |
| MX2007015934A (es) | 2008-03-06 |
| US20120085546A1 (en) | 2012-04-12 |
| FR2887256B1 (fr) | 2010-04-30 |
| FR2887256A1 (fr) | 2006-12-22 |
| US20090281001A1 (en) | 2009-11-12 |
| WO2006134273A8 (fr) | 2007-02-22 |
| EP1891179A1 (fr) | 2008-02-27 |
| RU2008101542A (ru) | 2009-07-20 |
| US8252728B2 (en) | 2012-08-28 |
| CN101356250A (zh) | 2009-01-28 |
| WO2006134273A1 (fr) | 2006-12-21 |
| US20120289438A1 (en) | 2012-11-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8252728B2 (en) | Drilling fluids comprising hydroxylated polymers | |
| Fink | Petroleum engineer's guide to oil field chemicals and fluids | |
| EP0973843B1 (en) | Well servicing fluid for trenchless directional drilling | |
| RU2333225C2 (ru) | Цвиттерионные полимеры, содержащие звенья типа бетаина, и применение цвиттерионных полимеров в промывочной жидкости | |
| US5955401A (en) | Clay-free biodegradable wellbore fluid and method for using same fluid | |
| US4652623A (en) | Polymers for use as filtration control aids in drilling muds | |
| US4726906A (en) | Polymers for use as filtration control aids in drilling muds | |
| US4547299A (en) | Drilling fluid containing a copolymer filtration control agent | |
| BRPI0708625A2 (pt) | composições de desvio, tampões de controle de perda de fluido e seccionadores desses | |
| MXPA04002587A (es) | Mezcla seca para fluido de perforacion a base de agua. | |
| MX2011003001A (es) | Sistema inhibidor de fluidos de perforacion a base de agua y metodod para perforar arenas y otras formaciones sensibles al agua. | |
| WO2008096147A1 (en) | Water-based drilling fluid | |
| Benaissa et al. | Oil field applications of aluminum chemistry and experience with aluminum-based drilling fluid additive | |
| CA2802048A1 (en) | Drilling fluid and method for drilling a wellbore | |
| CA3061085C (en) | Drill fluid and method for tunneling | |
| MXPA06006512A (en) | Zwitterionic polymers comprising betaine-type units and use of zwitterionic polymers in drilling fluids |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B06G | Technical and formal requirements: other requirements [chapter 6.7 patent gazette] |
Free format text: SOLICITA-SE A REGULARIZACAO DA PROCURACAO, UMA VEZ QUE BASEADO NO ARTIGO 216 1O DA LPI, O DOCUMENTO DE PROCURACAO DEVE SER APRESENTADO NO ORIGINAL, TRASLADO OU FOTOCOPIA AUTENTICADA. |
|
| B07A | Application suspended after technical examination (opinion) [chapter 7.1 patent gazette] | ||
| B06A | Patent application procedure suspended [chapter 6.1 patent gazette] | ||
| B09A | Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette] | ||
| B16A | Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette] | ||
| B21F | Lapse acc. art. 78, item iv - on non-payment of the annual fees in time |
Free format text: REFERENTE A 14A ANUIDADE. |
|
| B24J | Lapse because of non-payment of annual fees (definitively: art 78 iv lpi, resolution 113/2013 art. 12) |
Free format text: EM VIRTUDE DA EXTINCAO PUBLICADA NA RPI 2594 DE 24-09-2020 E CONSIDERANDO AUSENCIA DE MANIFESTACAO DENTRO DOS PRAZOS LEGAIS, INFORMO QUE CABE SER MANTIDA A EXTINCAO DA PATENTE E SEUS CERTIFICADOS, CONFORME O DISPOSTO NO ARTIGO 12, DA RESOLUCAO 113/2013. |