BR102022023736A2 - REACTIVE FORMATION INHIBITOR MICROEMULSION APPLIED TO OIL AND GAS WELL DRILLING FLUIDS - Google Patents
REACTIVE FORMATION INHIBITOR MICROEMULSION APPLIED TO OIL AND GAS WELL DRILLING FLUIDSInfo
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Abstract
A presente invenção refere-se à formulação de microemulsões (O/A) inibidoras de inchamento de formações reativas contaminadas com sais de potássio, base de fluidos de perfuração, compreendendo uma mistura formada por 3 constituintes: uma fase aquosa (solução de água/glicerina 1:1, em volume), uma fase oleosa (óleo vegetal de pinho) e tensoativos não-iônicos (Nonoxinol 10 e Polissorbato 80). A referida composição apresenta, com relação à massa total da microemulsão, de 45% a 55% em peso da fase aquosa, de 5% a 10% em peso da fase oleosa e de 45% a 55% em peso do tensoativo. Além disso, são adicionados aditivos para que os sistemas microemulsionados tenham características físico-químicas e reológicas de um fluido de perfuração de poços de petróleo e sais de base potássica para inibição de formações hidratáveis (citrato de potássio, sulfato de potássio, e cloreto de potássio). Os fluidos de perfuração base microemulsão da presente invenção apresentaram baixa perda de filtrado, com formação de reboco fino e pouco permeável, desempenho reológico satisfatório, grande estabilidade e baixa toxicidade ao meio ambiente. Os fluidos de perfuração da presente invenção também apresentam eficiência na inibição de inchamento de folhelhos.The present invention relates to the formulation of microemulsions (O/W) that inhibit the swelling of reactive formations contaminated with potassium salts, based on drilling fluids, comprising a mixture formed by 3 constituents: an aqueous phase (water/glycerin solution 1:1, by volume), an oily phase (pine vegetable oil) and non-ionic surfactants (Nonoxynol 10 and Polysorbate 80). Said composition presents, in relation to the total mass of the microemulsion, 45% to 55% by weight of the aqueous phase, 5% to 10% by weight of the oil phase and 45% to 55% by weight of the surfactant. Furthermore, additives are added so that the microemulsified systems have physical-chemical and rheological characteristics of an oil well drilling fluid and potassium-based salts to inhibit hydratable formations (potassium citrate, potassium sulfate, and potassium chloride ). The microemulsion-based drilling fluids of the present invention showed low filtrate loss, with the formation of fine and poorly permeable grout, satisfactory rheological performance, great stability and low toxicity to the environment. The drilling fluids of the present invention are also effective in inhibiting shale swelling.
Description
[001] A presente invenção trata do desenvolvimento de fluidos de perfuração base microemulsão óleo em água (O/A) contaminado com inibidores de inchamento, e respectiva avaliação do comportamento reológico e propriedades de filtração, preparados a partir de dois sistemas de microemulsão (O/A), compostos por uma fase aquosa, uma fase oleosa e tensoativo não inônico; caracterizados por serem fluidos apropriados para utilização na perfuração de poços de petróleo e gás, especialmente onde há formações subterrâneas hidratáveis (folhelhos).[001] The present invention deals with the development of oil-in-water (O/W) microemulsion-based drilling fluids contaminated with swelling inhibitors, and the respective evaluation of the rheological behavior and filtration properties, prepared from two microemulsion systems (O /A), composed of an aqueous phase, an oily phase and non-ionic surfactant; characterized by being appropriate fluids for use in drilling oil and gas wells, especially where there are hydratable underground formations (shales).
[002] O sucesso do processo de perfuração rotacional e consequente custo dependem diretamente de três importantes fatores: a taxa de penetração da broca na formação; a limpeza da broca de perfuração e suspensão dos cascalhos gerados; e a sustentação do poço, sendo os três fatores mencionados diretamente afetados pelo fluido de perfuração utilizado.[002] The success of the rotational drilling process and consequent cost depend directly on three important factors: the penetration rate of the drill bit into the formation; cleaning the drill bit and suspending the cuttings generated; and well support, with the three factors mentioned being directly affected by the drilling fluid used.
[003] O sistema de fluidos de perfuração está em permanente contato com o poço durante toda a operação de perfuração, e este deve atender a determinadas funções. Espera-se que o fluido de perfuração circule ao longo do poço, remova os cascalhos ou fragmentos de rochas gerados abaixo da broca de perfuração, transporte-os pelo espaço anular da coluna de perfuração do poço e permita sua separação na superfície usando equipamento de controle de sólidos. Ao mesmo tempo, o fluido de perfuração deve resfriar a broca e a coluna de perfuração, reduzir o atrito entre a coluna e as paredes do poço, e manter a estabilidade do poço.[003] The drilling fluid system is in permanent contact with the well throughout the drilling operation, and it must fulfill certain functions. Drilling fluid is expected to circulate along the wellbore, remove cuttings or rock fragments generated below the drill bit, transport them through the annular space of the well drill string, and allow them to be separated at the surface using control equipment of solids. At the same time, the drilling fluid must cool the drill bit and the drill string, reduce the friction between the string and the well walls, and maintain the stability of the well.
[004] Também se espera que o fluido de perfuração forme uma fina camada de baixa permeabilidade chamada de reboco. A estabilidade das seções não revestidas do poço é alcançada por este fino reboco de baixa permeabilidade formado pelo fluido de perfuração nas paredes do poço. Além disso, este reboco sela os poros e outras aberturas nas formações causadas pela broca, minimizando assim a perda de filtrado em formações permeáveis. Os fluidos de perfuração também devem exercer uma pressão hidrostática sobre a formação suficiente a manter a estabilidade no poço, evitando o influxo de fluidos (kick).[004] Drilling fluid is also expected to form a thin, low-permeability layer called grout. The stability of the uncased well sections is achieved by this thin, low permeability grout formed by the drilling fluid on the well walls. Furthermore, this plaster seals the pores and other openings in the formations caused by the drill, thus minimizing the loss of filtrate in permeable formations. Drilling fluids must also exert sufficient hydrostatic pressure on the formation to maintain stability in the well, preventing fluid influx (kick).
[005] Os fluidos de perfuração podem assumir aspectos de suspensão, dispersão coloidal ou emulsão, dependendo do estado físico dos componentes. Fisicamente, assumem comportamento de fluidos não newtonianos, onde a relação entre a taxa de deformação e a tensão de cisalhamento não é constante. O controle das propriedades reológicas do fluido de perfuração é bastante significativo, e é alcançado por meio da incorporação de aditivos, incluindo inibidores de inchamento de formações hidratáveis. Espera-se que estes aditivos não alterem significativamente as propriedades físicas e químicas do fluido de perfuração e das formações perfuradas.[005] Drilling fluids can take on suspension, colloidal dispersion or emulsion aspects, depending on the physical state of the components. Physically, they assume the behavior of non-Newtonian fluids, where the relationship between the strain rate and shear stress is not constant. The control of the rheological properties of the drilling fluid is quite significant, and is achieved through the incorporation of additives, including swelling inhibitors of hydratable formations. It is expected that these additives will not significantly alter the physical and chemical properties of the drilling fluid and drilled formations.
[006] Os fluidos de perfuração são categorizados de acordo com a fase contínua que as compõem. De maneira geral, estes podem ser classificados em fluidos base água, fluidos base óleo, ou fluidos pneumáticos. Os fluidos de perfuração base água são os mais comumente utilizados, enquanto fluidos base óleo apresentam maior custo e sofrem regulamentações de agências ambientais, e o uso dos fluidos pneumáticos é limitado a zonas depletadas ou às áreas onde se encontra baixa pressão de formação.[006] Drilling fluids are categorized according to the continuous phase that composes them. In general, these can be classified as water-based fluids, oil-based fluids, or pneumatic fluids. Water-based drilling fluids are the most commonly used, while oil-based fluids are more expensive and subject to regulations from environmental agencies, and the use of pneumatic fluids is limited to depleted zones or areas where there is low formation pressure.
[007] Nos fluidos de perfuração base água, as partículas sólidas são suspensas em água ou salmoura, enquanto nos fluidos base óleo as partículas são suspensas em óleo. Quando fluidos de perfuração pneumáticos são usados, os cascalhos são removidos por um fluxo de alta velocidade de ar ou gás natural.[007] In water-based drilling fluids, solid particles are suspended in water or brine, while in oil-based fluids the particles are suspended in oil. When pneumatic drilling fluids are used, cuttings are removed by a high-velocity flow of air or natural gas.
[008] Os fluidos de perfuração devem apresentar as seguintes características: ser quimicamente estável; estabilizar as paredes do poço, mecânica e quimicamente; facilitar a separação dos cascalhos na superfície; manter os sólidos em suspensão quando estiver em repouso; ser inerte em relação a danos às rochas produtoras; aceitar qualquer tratamento físico e químico; ser bombeável; apresentar baixo grau de corrosão e de abrasão em relação à coluna de perfuração e demais equipamentos do sistema de circulação; facilitar as interpretações geológicas do material retirado do poço e apresentar custo compatível com a operação.[008] Drilling fluids must have the following characteristics: be chemically stable; stabilize the well walls, mechanically and chemically; facilitate the separation of gravel on the surface; keep solids in suspension when at rest; be inert in relation to damage to producing rocks; accept any physical and chemical treatment; be pumpable; present a low degree of corrosion and abrasion in relation to the drilling column and other equipment in the circulation system; facilitate geological interpretations of the material removed from the well and present a cost compatible with the operation.
[009] Durante a perfuração de poços, não é incomum encontrar estratos de formações hidratáveis. Os folhelhos são amplamente conhecidos como o tipo de rocha mais problemática em aplicações de engenharia. Apresentam em sua estrutura uma considerável quantidade de argilominerais, tais como: montmorilonita, ilita, esmectita e caolinita, contendo, também, partículas minerais clásticas como quartzo, feldspato e partículas orgânicas.[009] During well drilling, it is not uncommon to find strata of hydratable formations. Shales are widely known as the most problematic rock type in engineering applications. They present in their structure a considerable amount of clay minerals, such as: montmorillonite, illite, smectite and kaolinite, also containing clastic mineral particles such as quartz, feldspar and organic particles.
[010] Este tipo de formação é amplamente considerado tanto como rocha geradora quanto como reservatório não convencional de óleo e gás. Constitui cerca de 50% de todas as rochas sedimentares e, aproximadamente, 75% de todas as formações perfuradas para a exploração de hidrocarbonetos.[010] This type of formation is widely considered both as a source rock and as an unconventional oil and gas reservoir. It constitutes around 50% of all sedimentary rocks and approximately 75% of all formations drilled for hydrocarbon exploration.
[011] Ao se perfurar este tipo de formação, uma atenção especial deve ser dada ao tipo de fluido de perfuração utilizado, visto que a incompatibilidade desta com o fluido pode ocorrer dentro de algumas horas, levando a enormes problemas práticos, dentre eles, a instabilidade do poço perfurado.[011] When drilling this type of formation, special attention must be paid to the type of drilling fluid used, as its incompatibility with the fluid can occur within a few hours, leading to enormous practical problems, among them, the instability of the drilled well.
[012] Outro fator relacionado à folhelhos reativos é a sua tendência de degradação quando expostos a meios aquosos, como fluidos de perfuração base água. Esta degradação, da qual o inchamento é um exemplo, pode resultar em condições de perfuração e interferência com o fluido de perfuração indesejáveis. Por exemplo, este fenômeno pode interferir nas tentativas de manter a integridade dos cascalhos perfurados que são carreados pelo poço até o momento em que são removidos por equipamentos de controle de sólidos localizados na superfície.[012] Another factor related to reactive shales is their tendency to degrade when exposed to aqueous media, such as water-based drilling fluids. This degradation, of which swelling is an example, can result in undesirable drilling conditions and interference with the drilling fluid. For example, this phenomenon can interfere with attempts to maintain the integrity of the drilled cuttings that are carried down the well until they are removed by solids control equipment located on the surface.
[013] A degradação de cascalhos perfurados antes de sua remoção na superfície pode prolongar o tempo de perfuração devido à sua tendência de quebrar em partículas menores e menores, o que pode expor uma nova área de superfície das partículas de folhelho ao fluido de perfuração, causando assim uma maior absorção de água e maior degradação. Com isto, a escolha apropriada do fluido de perfuração a ser utilizado é de extrema importância, visto que a interação da argila, presente nas intercamadas desta formação, com o meio aquoso pode causar, entre outros, o fenômeno de inchamento.[013] Degradation of drilled cuttings prior to their removal at the surface can prolong drilling time due to their tendency to break down into smaller and smaller particles, which can expose new surface area of the shale particles to the drilling fluid, thus causing greater water absorption and greater degradation. Therefore, the appropriate choice of the drilling fluid to be used is extremely important, since the interaction of the clay, present in the interlayers of this formation, with the aqueous medium can cause, among others, the phenomenon of swelling.
[014] O inchamento de argila é um fenômeno no qual as moléculas de água circundam uma estrutura de cristal de argila e se posicionam para aumentar o espaçamento 'd' da estrutura, resultando em um aumento de volume. Quando este fenômeno acontece durante a perfuração de um poço subterrâneo pode causar impactos adversos nas operações de perfuração. O aumento geral no volume total que acompanha o inchamento de argilas impede a remoção de cascalhos de baixo da broca, aumenta o atrito entre a coluna de perfuração e os lados do poço e inibe a formação do reboco que sela as formações.[014] Clay swelling is a phenomenon in which water molecules surround a clay crystal structure and position themselves to increase the 'd' spacing of the structure, resulting in an increase in volume. When this phenomenon occurs during the drilling of an underground well it can cause adverse impacts on drilling operations. The general increase in total volume that accompanies clay swelling prevents the removal of cuttings from beneath the bit, increases friction between the drill string and the sides of the well, and inhibits the formation of grout that seals the formations.
[015] O inchamento de argilas também pode criar outros problemas na perfuração de poços, como perda de circulação, aprisionamento de coluna, o que retarda a perfuração e aumenta os custos do processo. Visto a frequência com que se pode encontrar este tipo de formação, agentes de inibição têm sido estudados pela indústria de petróleo e gás.[015] Clay swelling can also create other problems when drilling wells, such as loss of circulation, column entrapment, which slows down drilling and increases process costs. Given the frequency with which this type of formation can be found, inhibition agents have been studied by the oil and gas industry.
[016] Um método para reduzir o inchamento de argilas é o uso de sais nos fluidos de perfuração, em especial sais de potássio. Estudos prévios podem ser encontrados na literatura utilizando os referidos sais de potássio como inibidores de inchamento em fluidos de perfuração base água. A transferência de íons de potássio para as camadas de formações reativas pode diminuir a distância entre as placas de argila, conduzindo assim uma retração do inchamento e melhorando a estabilidade do poço como mostrado na Figura 1.[016] One method to reduce the swelling of clays is the use of salts in drilling fluids, especially potassium salts. Previous studies can be found in the literature using the aforementioned potassium salts as swelling inhibitors in water-based drilling fluids. The transfer of potassium ions to the layers of reactive formations can decrease the distance between the clay plates, thus leading to a shrinkage of swelling and improving wellbore stability as shown in Figure 1.
[017] Em altas concentrações de cátion K+, as plaquetas de argila permanecem intactas porque o cátion K+ de pequeno tamanho pode penetrar nas camadas intermediárias da argila facilmente e manter as plaquetas de argila juntas No entanto, a adição desses sais no fluido deve ser feita com cuidado, pois estes podem causar floculação de argilas presentes nos fluidos, resultando em alta perda de filtrado e/ou quase total perda de tixotropia.[017] At high concentrations of K+ cation, the clay platelets remain intact because the small-sized K+ cation can penetrate the intermediate layers of the clay easily and hold the clay platelets together. However, the addition of these salts to the fluid must be done with care, as these can cause flocculation of clays present in the fluids, resulting in high filtrate loss and/or almost total loss of thixotropy.
[018] Com o avanço em tecnologias na indústria do petróleo e gás, os sistemas microemulsionados surgem como uma viável alternativa para uso em diversas áreas. Estes são bastante aplicados em diversas áreas das indústrias, por serem termodinamicamente estáveis, de fácil preparo, espontâneos, transparentes, de baixa viscosidade e por facilitarem a solubilização de diversos compostos.[018] With advances in technologies in the oil and gas industry, microemulsified systems emerge as a viable alternative for use in several areas. These are widely applied in various areas of industry, as they are thermodynamically stable, easy to prepare, spontaneous, transparent, low viscosity and facilitate the solubilization of various compounds.
[019] Microemulsões são misturas macroscopicamente isotrópicas de pelo menos um componente hidrofílico, um hidrofóbico e um anfifílico. Sua estabilidade termodinâmica e sua nanoestrutura são duas características importantes que os distinguem das emulsões comuns que são termodinamicamente instáveis.[019] Microemulsions are macroscopically isotropic mixtures of at least one hydrophilic, one hydrophobic and one amphiphilic component. Their thermodynamic stability and nanostructure are two important characteristics that distinguish them from common emulsions that are thermodynamically unstable.
[020] Os sistemas microemulsionados são definidos como sistemas de alta agregação, nas quais água e óleo são homogeneamente misturados devido à presença de substâncias anfifílicas, chamadas de tensoativos. Estes são substâncias anfifílicas naturais ou sintéticas, que possuem em sua estrutura uma parte hidrofóbica (cauda apolar) e uma parte hidrofílica (cabeça polar) (Figura 2a).[020] Microemulsified systems are defined as highly aggregation systems, in which water and oil are homogeneously mixed due to the presence of amphiphilic substances, called surfactants. These are natural or synthetic amphiphilic substances, which have in their structure a hydrophobic part (nonpolar tail) and a hydrophilic part (polar head) (Figure 2a).
[021] As microemulsões são isotrópicas com estruturas típicas de tamanho variando de 3 a 300 nm, com aparência transparente. Elas diferem das emulsões não apenas por seu tamanho estrutural, que é menor, mas também pela sua estabilidade termodinâmica, estabilizando e proporcionando vida longa aos sistemas de misturas do tipo óleo/água (O/A) (Figura 2b) ou água/óleo (A/O) (Figura 2c). A formação da microemulsão geralmente envolve a combinação de três ou quatro componentes, tais como tensoativo, fase aquosa, fase oleosa e, quando necessário, um cotensoativo.[021] Microemulsions are isotropic with typical structures ranging in size from 3 to 300 nm, with a transparent appearance. They differ from emulsions not only by their structural size, which is smaller, but also by their thermodynamic stability, stabilizing and providing long life to oil/water (O/W) (Figure 2b) or water/oil ( A/O) (Figure 2c). The formation of the microemulsion generally involves the combination of three or four components, such as surfactant, aqueous phase, oil phase and, when necessary, a cosurfactant.
[022] De acordo com as regulamentações ambientais, os fluidos base óleo costumam apresentar alto custo e serem bastante tóxicos, tendo seu uso cada vez mais limitado em certas regiões, e os fluidos base água podem causar problemas de perfuração em reservatórios com formações sensíveis à água. Os fluidos microemulsionados podem se apresentar como substitutos aos dois tipos apresentados, por possuir alta lubricidade, com o uso de óleo sintético ou óleo vegetal; pouca água, não provocando o inchamento de argilas; boa interação com inibidores de inchamento; estabilidade; baixa toxicidade, com o uso de tensoativo biodegradável; baixo custo; maior densidade que os fluidos base óleo; permite a adição de sal; formação de um reboco liso e fino, permitindo uma perfuração em poços altamente desviados em perfuração offshore; e dificulta o influxo de gás.[022] According to environmental regulations, oil-based fluids tend to be high-cost and quite toxic, with their use increasingly limited in certain regions, and water-based fluids can cause drilling problems in reservoirs with formations sensitive to water. water. Microemulsified fluids can be used as substitutes for the two types presented, as they have high lubricity, with the use of synthetic oil or vegetable oil; little water, not causing clays to swell; good interaction with swelling inhibitors; stability; low toxicity, with the use of biodegradable surfactant; low cost; higher density than oil-based fluids; allows the addition of salt; formation of a smooth and fine grout, allowing drilling in highly deviated wells in offshore drilling; and hinders the influx of gas.
[023] A microemulsão agrega estabilidade ao fluido, e o uso de tensoativos reduz o torque e aumenta a potência efetiva da broca, bem como óleo, que agrega vantagens às propriedades físicas e químicas do fluido, como a viscosidade. Além disso, tem-se, também, a necessidade constante em desenvolver novas tecnologias menos agressivas ao meio ambiente, tornando importante a preparação de um fluido que seja suscetível à biodegradação anaeróbica e aeróbica, sem bioacumulação, com baixa toxidade. Alguns exemplos de trabalhos tanto com microemulsões quanto com inibidores de inchamento são mostrados a seguir.[023] The microemulsion adds stability to the fluid, and the use of surfactants reduces torque and increases the effective power of the drill, as well as oil, which adds advantages to the physical and chemical properties of the fluid, such as viscosity. Furthermore, there is also a constant need to develop new technologies that are less aggressive to the environment, making it important to prepare a fluid that is susceptible to anaerobic and aerobic biodegradation, without bioaccumulation, with low toxicity. Some examples of work with both microemulsions and swelling inhibitors are shown below.
[024] Curbelo, et al., em sua patente BR 102014029918-1 A2, desenvolveram uma composição de um fluido para perfuração de poços de petróleo, compreendendo uma microemulsão constituída por um tensoativo, uma fase líquida polar, uma fase líquida apolar e/ou um cotensoativo, a qual apresentou um comportamento reológico satisfatório e vantagens operacionais. A composição da microemulsão da invenção apresenta proporções da glicerina entre 20% a 80% em peso da microemulsão, fase apolar entre 20% e 85% em peso da microemulsão e o tensoativo entre 10% e 90% em peso da microemulsão. O sistema microemulsionado, apresenta uma composição termodinamicamente estável, sendo apropriado para a utilização como um fluido de perfuração de poços.[024] Curbelo, et al., in their patent BR 102014029918-1 A2, developed a composition of a fluid for drilling oil wells, comprising a microemulsion consisting of a surfactant, a polar liquid phase, a nonpolar liquid phase and/or or a cosurfactant, which presented satisfactory rheological behavior and operational advantages. The microemulsion composition of the invention has proportions of glycerin between 20% and 80% by weight of the microemulsion, apolar phase between 20% and 85% by weight of the microemulsion and the surfactant between 10% and 90% by weight of the microemulsion. The microemulsified system has a thermodynamically stable composition, making it suitable for use as a well drilling fluid.
[025] Quintero, et. al., em sua patente US Pat. 2015/0031588 A1, formulou um fluido espaçador utilizado para remover ou limpar fluidos de perfuração baseados em óleo (OBM) ou fluidos de base sintética (SBM) de um poço depois da perfuração. O sistema de limpeza se baseia em nanoemulsões, miniemulsões, microemulsões em equilíbrio com o óleo ou água em excesso, ou ambos (Winsor III), ou microemulsões de uma fase (Winsor IV) formadas in situ em fluidos comprimidos. O fluido espaçador é composto de, pelo menos, um surfactante, opcionalmente um viscosificante, e água ou salmoura. Uma vez que a amostra é bombeada para o fundo do poço e entra em contato com o OBM, o óleo e os componentes oleosos do OBM se emulsionam no espaçador, formando uma emulsão in situ no poço. As partículas, e outros restos, também se removem por meio deste método. Percebeu-se que a eficiência de limpeza alcançada era superior às obtidas pelos métodos anteriores.[025] Quintero, et. al., in their US Pat. 2015/0031588 A1, formulated a spacer fluid used to remove or clean oil-based drilling fluids (OBM) or synthetic-based fluids (SBM) from a well after drilling. The cleaning system is based on nanoemulsions, miniemulsions, microemulsions in equilibrium with excess oil or water, or both (Winsor III), or single-phase microemulsions (Winsor IV) formed in situ in compressed fluids. The spacer fluid is composed of at least one surfactant, optionally a viscosifier, and water or brine. Once the sample is pumped downhole and comes into contact with the OBM, the oil and oily components of the OBM emulsify in the spacer, forming an emulsion in situ in the wellbore. Particles and other debris are also removed using this method. It was noticed that the cleaning efficiency achieved was higher than that obtained by previous methods.
[026] Hayes, et. al., em sua patente US Pat. 4012329, inventou um fluido de perfuração composto por uma microemulsão de óleo-externo contendo sulfonato de sódio, petróleo, água, hidrocarboneto, bentonita e, opcionalmente, co-surfactante. Os requerentes descobriram uma lama microemulsionada óleo-externo que conduz corrente elétrica, com adequada viscosidade, força gel, e baixa perda de filtrado. Além disso, é mais econômica que as lamas convencionais de emulsão água em óleo, é estável em uma longa faixa de condições salinas, é resistente à corrosão, tem características de lubricidade desejáveis, uma concentração relativamente alta de água, que permite fluidos de perfuração mais econômicos, e que exibe características incomuns de ter propriedades reológicas mais favoráveis com o aumento da temperatura da microemulsão.[026] Hayes, et. al., in their US Pat. 4012329, invented a drilling fluid composed of an external-oil microemulsion containing sodium sulfonate, petroleum, water, hydrocarbon, bentonite and, optionally, co-surfactant. Applicants discovered an oil-external microemulsified mud that conducts electrical current, with adequate viscosity, gel strength, and low filtrate loss. Furthermore, it is more economical than conventional water-in-oil emulsion muds, is stable over a long range of saline conditions, is corrosion resistant, has desirable lubricity characteristics, a relatively high concentration of water, which allows drilling fluids to be more economical, and which exhibits unusual characteristics of having more favorable rheological properties with increasing microemulsion temperature.
[027] Wait e Schlemmer, em sua patente GB 2 448 683 A, desenvolveram um fluido de perfuração base água e base e um fluido base óleo (emulsão inversa) e um método de modificação da composição do fluidos de perfuração, compreendendo na substituição de íons de sódio e correspondentes íons de cloreto, sendo substituídos por íons de potássio, e sulfatos, variando entre 1-37,8 lb/bbl . A invenção pode ser utilizada como um agente no controle da atividade de água. O método desenvolvido também inclui o tratamento de cascalhos gerados durante a perfuração e conseguinte uso como fertilizantes.[027] Wait and Schlemmer, in their patent GB 2 448 683 A, developed a water-based drilling fluid and an oil-based fluid (inverse emulsion) and a method of modifying the composition of the drilling fluids, comprising replacing sodium ions and corresponding chloride ions, being replaced by potassium ions, and sulfates, ranging between 1-37.8 lb/bbl. The invention can be used as an agent for controlling water activity. The method developed also includes the treatment of cuttings generated during drilling and subsequent use as fertilizers.
[028] Lei e Musa, em sua patente, WO 2014/088850 A2, desenvolveram uma série de polímeros amídicos, em sua maioria apresentando um grupo hidroxila, que exibem atividade inibidora de expansão de folhelhos com biodegradabilidade melhorada. A invenção fornece ainda composições compreendendo os polímeros amídicos e misturas poliméricas. Os polímeros amídicos da invenção podem ser empregados em uma ampla variedade de composições, particularmente em operações de perfuração subterrânea. A aditivos formulados nesta invenção podem estar presentes na composição em proporções que variam de 0% a 20% em peso em relação ao total.[028] Lei and Musa, in their patent, WO 2014/088850 A2, developed a series of amide polymers, mostly presenting a hydroxyl group, which exhibit shale expansion inhibitory activity with improved biodegradability. The invention further provides compositions comprising starch polymers and polymeric mixtures. The amide polymers of the invention can be employed in a wide variety of compositions, particularly in underground drilling operations. The additives formulated in this invention may be present in the composition in proportions ranging from 0% to 20% by weight in relation to the total.
[029] Patel, et al., em sua patente WO 2004/007897 A2, desenvolveram um fluido de perfuração base água para uso em perfurações em formações hidratáveis formulados a partir de água como fase contínua, um agente adensante, e inibidores de inchamento contendo um grupo alquila. Os fluidos de perfuração da invenção apresentaram percentual de dispersibilidade de folhelho entre 49% e 94%.[029] Patel, et al., in their patent WO 2004/007897 A2, developed a water-based drilling fluid for use in drilling in hydratable formations formulated from water as a continuous phase, a thickening agent, and swelling inhibitors containing an alkyl group. The drilling fluids of the invention showed shale dispersibility percentages between 49% and 94%.
[030] A presente invenção refere-se ao desenvolvimento de fluidos de perfuração base microemulsão óleo em água (O/A) contaminado com inibidores de inchamento, formulados a partir de diagramas de fase ternários, com tensoativos não iônicos ULTRANEX NP100 e ALKEST TWEEN 80. O ULTRANEX NP100 é um surfactante não iônico, cuja porção hidrofóbica provém do nonilfenol e a porção hidrofílica, da cadeia do óxido de etileno. Ao aumentar o grau de etoxilação, o caráter hidrofílico da molécula é aumentado (HLB mais alto, estimado em 13,3), o que altera sua solubilidade em água. O ALKEST TWEEN 80 ou polioxietileno (20) sorbitan, é constituído de ésteres etoxilados de sorbitan, hidrofílico, e com valor de HLB de 15,0. Ambos apresentam baixa toxicidade, e alta biodegradabilidade.[030] The present invention refers to the development of oil-in-water (O/W) microemulsion-based drilling fluids contaminated with swelling inhibitors, formulated from ternary phase diagrams, with non-ionic surfactants ULTRANEX NP100 and ALKEST TWEEN 80 ULTRANEX NP100 is a non-ionic surfactant, whose hydrophobic portion comes from nonylphenol and the hydrophilic portion from the ethylene oxide chain. By increasing the degree of ethoxylation, the hydrophilic character of the molecule is increased (higher HLB, estimated at 13.3), which alters its solubility in water. ALKEST TWEEN 80 or polyoxyethylene (20) sorbitan, is made up of ethoxylated esters of sorbitan, hydrophilic, and with an HLB value of 15.0. Both have low toxicity and high biodegradability.
[031] A presente invenção refere-se ao desenvolvimento de fluidos de perfuração base microemulsão óleo em água (O/A) contaminado com inibidores de inchamento, formulados a partir de diagramas de fase ternários. A fase aquosa consiste em uma solução 1:1 de glicerina, enquanto a fase oleosa consiste de óleo vegetal de pinho (Figura 3). O uso das três fases anteriormente mencionadas fornece aos fluidos de perfuração da presente invenção características ecologicamente aceitáveis, possibilitando a utilização, por exemplo, em formações com faixas de água subterrânea.[031] The present invention refers to the development of oil-in-water (O/W) microemulsion-based drilling fluids contaminated with swelling inhibitors, formulated from ternary phase diagrams. The aqueous phase consists of a 1:1 glycerin solution, while the oily phase consists of pine vegetable oil (Figure 3). The use of the three previously mentioned phases provides the drilling fluids of the present invention with ecologically acceptable characteristics, enabling their use, for example, in formations with underground water bands.
[032] A presente invenção refere-se ao desenvolvimento de fluidos de perfuração base microemulsão óleo em água (O/A) contaminado com inibidores de inchamento, sendo estes sais de base potássica: citrato de potássio (INIB1), sulfato de potássio (INIB2), KCl (INIB3), e um sistema de fluidos de perfuração de base microemulsão sem inibidores (SI). Os inibidores de inchamento de argilas, quando adequados, devem não apenas reduzir significativamente a hidratação da argila como também atender às diretrizes ambientais cada vez mais rigorosas.[032] The present invention refers to the development of oil-in-water (O/W) microemulsion-based drilling fluids contaminated with swelling inhibitors, these being potassium-based salts: potassium citrate (INIB1), potassium sulfate (INIB2 ), KCl (INIB3), and an inhibitor-free microemulsion-based drilling fluid system (SI). Clay swelling inhibitors, when appropriate, must not only significantly reduce clay hydration but also meet increasingly stringent environmental guidelines.
[033] A presente invenção refere-se ao desenvolvimento de fluidos de perfuração base microemulsão óleo em água (O/A) contaminado com inibidores de inchamento, com viscosidade adequada, baixa perda de fluido característica (baixo volume de filtrado), e propriedades de inibição satisfatórias. Também apresenta baixo custo, estabilidade com a presença dos sais de potássio, resistência à corrosão e características de lubricidade desejáveis.[033] The present invention refers to the development of oil-in-water (O/W) microemulsion-based drilling fluids contaminated with swelling inhibitors, with adequate viscosity, low characteristic fluid loss (low filtrate volume), and satisfactory inhibition. It also presents low cost, stability with the presence of potassium salts, corrosion resistance and desirable lubricity characteristics.
[034] As características dos fluidos de perfuração base microemulsão (O/A), objeto da presente invenção, são observadas a partir das descrições detalhadas a seguir, associada às figuras referenciadas mostradas posteriormente, as quais são parte integrante do presente relatório, a mero título de exemplo, devendo ser empregados somente para uma melhor compreensão da presente invenção, não devendo, contudo, serem utilizadas com o intuito de limitar os objetos descritos.[034] The characteristics of microemulsion-based drilling fluids (O/W), object of the present invention, are observed from the detailed descriptions below, associated with the referenced figures shown later, which are an integral part of the present report, merely example, and should only be used for a better understanding of the present invention, and should not, however, be used with the intention of limiting the objects described.
[035] Os fluidos de perfuração da presente invenção são baseados em sistemas de microemulsão O/A, composta por solução de glicerina (1:1), como fase aquosa; óleo vegetal de pinho, como fase oleosa; e tensoativos não iônicos. Além destes, os seguintes aditivos são utilizados: calcário- CaO3; argila bentonita Cloisite 20 A; HP-amido; goma xantana; inibidores de inchamento; e sulfato de bário (baritina). Todos os aditivos devem ser compatíveis com a microemulsão, e não apresentar incompatibilidade com os componentes individuais da microemulsão, afim de não promover separação das fases da microemulsão ou conferir propriedades químicas adversas. As quantidades de cada aditivo utilizado na formulação dos fluidos da presente invenção são mostradas na Figura 4, seguindo a ordem de adição mostrada nesta.[035] The drilling fluids of the present invention are based on O/W microemulsion systems, composed of a glycerin solution (1:1), as an aqueous phase; pine vegetable oil, as oily phase; and non-ionic surfactants. In addition to these, the following additives are used: limestone- CaO3; bentonite clay Cloisite 20 A; HP-starch; xanthan gum; swelling inhibitors; and barium sulfate (barite). All additives must be compatible with the microemulsion, and not present incompatibility with the individual components of the microemulsion, in order not to promote separation of the microemulsion phases or impart adverse chemical properties. The amounts of each additive used in the formulation of the fluids of the present invention are shown in Figure 4, following the order of addition shown therein.
[036] Outros aditivos adequados para uso nos fluidos de perfuração incluem agentes antiespumantes, bactericidas, redutores de viscosidade, agentes de controle de corrosão, agentes dispersantes, agentes floculantes, aditivos de perda de fluido, agentes espumantes, eliminadores de sulfeto de hidrogênio (H2S), agentes lubrificantes, eliminadores de oxigênio, agentes viscosificantes, agentes de aumento de peso e suas misturas. A quantidade de aditivo presente no fluido de perfuração dependerá do aditivo específico selecionado, do fluido de perfuração específico selecionado e da aplicação específica selecionada. Os aditivos devem ser compatíveis com a microemulsão base desta invenção.[036] Other additives suitable for use in drilling fluids include antifoaming agents, bactericides, viscosity reducers, corrosion control agents, dispersing agents, flocculating agents, fluid loss additives, foaming agents, hydrogen sulfide (H2S) scavengers ), lubricating agents, oxygen scavengers, viscosifying agents, weight increasing agents and mixtures thereof. The amount of additive present in the drilling fluid will depend on the specific additive selected, the specific drilling fluid selected, and the specific application selected. The additives must be compatible with the base microemulsion of this invention.
[037] Os fluidos de perfuração da presente invenção foram formulados por meio da adição dos aditivos sólidos nas microemulsões previamente preparadas e agitadas por 10 minutos. Os aditivos sólidos foram adicionados, sob constante agitação de 17.000 rpm em agitador Hamilton Beach, com intervalo de 10 minutos entre cada adição.[037] The drilling fluids of the present invention were formulated by adding solid additives to previously prepared microemulsions and stirred for 10 minutes. The solid additives were added under constant stirring at 17,000 rpm in a Hamilton Beach shaker, with a 10-minute interval between each addition.
[038] A Figura 3 mostra os diagramas ternários para a solução de glicerina (1:1 em volume), óleo vegetal e tensoativos não iônicos ULTRANEX NP100 e ALKEST TWEEN 80, do qual foi retirado o ponto ternário (3 componentes), indicado na Figura 3, na região de microemulsão e que serviu como base para formulação dos fluidos de perfuração microemulsionados (O/A), que é objetivo da presente invenção.[038] Figure 3 shows the ternary diagrams for the glycerin solution (1:1 in volume), vegetable oil and non-ionic surfactants ULTRANEX NP100 and ALKEST TWEEN 80, from which the ternary point (3 components) was removed, indicated in Figure 3, in the microemulsion region and which served as the basis for the formulation of microemulsified drilling fluids (O/W), which is the objective of the present invention.
[039] O viscosímetro Fann 35 A foi utilizado para efetuar as medidas de viscosidades aparente (μa) e plástica (μp) e o limite de escoamento (T0) dos fluidos de perfuração, fazendo leituras a 3, 6, 100, 200, 300 e 600 rpm. As propriedades de reologia foram calculadas a partir das equações mostradas na Figura 5.[039] The Fann 35 A viscometer was used to measure apparent (μa) and plastic (μp) viscosities and the yield limit (T0) of drilling fluids, taking readings at 3, 6, 100, 200, 300 and 600 rpm. Rheology properties were calculated from the equations shown in Figure 5.
[040] Sabendo que os fluidos não apresentam comportamento Newtoniano, foi escolhido o modelo de comportamento de fluido de Herschell - Buckley. Este modelo engloba três parâmetros reológicos, sendo eles: t0 (N/m2), a tensão de escoamento do fluido a taxa de cisalhamento zero, que pode ser determinado por extrapolação através do gráfico de tensão cisalhante versus taxa de cisalhamento em coordenadas cartesianas; K, denominado de índice de consistência que indica o grau de resistência do fluido diante do escoamento e também descreve a espessura do fluido de perfuração (cp ou Pa-s); e n (adimensional), denominada de índice de comportamento e indica fisicamente o afastamento do fluido do modelo Newtoniano, variando entre 0 < n < 1. Os dois últimos parâmetros são obtidos por meio da inclinação e intercepção do gráfico log-log de (t-t0) versus g, respectivamente. A equação que define o modelo é (1): T = KYn + TO.[040] Knowing that fluids do not exhibit Newtonian behavior, the Herschell - Buckley fluid behavior model was chosen. This model encompasses three rheological parameters, namely: t0 (N/m2), the fluid yield stress at zero shear rate, which can be determined by extrapolation through the graph of shear stress versus shear rate in Cartesian coordinates; K, called the consistency index, which indicates the degree of resistance of the fluid to flow and also describes the thickness of the drilling fluid (cp or Pa-s); and n (dimensionless), called the behavior index and physically indicates the distance of the fluid from the Newtonian model, varying between 0 < n < 1. The last two parameters are obtained through the slope and intercept of the log-log graph of (t- t0) versus g, respectively. The equation that defines the model is (1): T = KYn + TO.
[041] O estudo de volume de filtrado foi realizado através de filtração estática em células de filtração API (American Petroleum Institute) de acordo com a norma API RP 13B-1. O fluido, previamente agitado, foi submetido a uma pressão de 1oo psi com ar comprimido, aplicada à temperatura ambiente (LPLT), durante 18oo segundos. O meio filtrante utilizado foi um papel de filtro Whatman. Com o auxílio de uma proveta, foi feita a medida do volume de filtrado após o tempo de início da aplicação da pressão.[041] The filtrate volume study was carried out through static filtration in API filtration cells (American Petroleum Institute) in accordance with the API RP 13B-1 standard. The fluid, previously stirred, was subjected to a pressure of 100 psi with compressed air, applied at room temperature (LPLT), for 1800 seconds. The filter medium used was Whatman filter paper. With the aid of a test tube, the volume of filtrate was measured after the time from which pressure was applied.
[042] Após o ensaio de filtração, a espessura do reboco formado (ε) no filtro de papel (meio filtrante), foi medido utilizando aparato mostrado na Figura 6. Entre duas placas de vidro de espessuras conhecidas, foi possível obter a espessura média do reboco com o auxílio de um paquímetro. A reologia dos filtrados obtidos foram realizadas no reômetro Brookfield DV III Ultra, utilizando o spindle CPE52. O reômetro foi acoplado a um banho termostático e a um computador, controlados pelo software Rheocalc 32, sendo possível mensurar a viscosidade, tensão de cisalhamento e taxa de deformação dos filtrados nas temperaturas de 30°C e 55°C.[042] After the filtration test, the thickness of the plaster formed (ε) on the paper filter (filtering medium) was measured using the apparatus shown in Figure 6. Between two glass plates of known thickness, it was possible to obtain the average thickness of the plaster with the aid of a caliper. The rheology of the obtained filtrates was carried out on the Brookfield DV III Ultra rheometer, using the CPE52 spindle. The rheometer was coupled to a thermostatic bath and a computer, controlled by the Rheocalc 32 software, making it possible to measure the viscosity, shear stress and deformation rate of the filtrates at temperatures of 30°C and 55°C.
[043] A permeabilidade do reboco foi obtida por meio da equação de Darcy, resultando na equação (2), a qual associa o volume de filtrado, a viscosidade do filtrado e a espessura do reboco formado, sob condições utilizadas no ensaio de filtração (2): K = Q f * ε * μ * 8.95 * 10 -5. Sendo K a permeabilidade do reboco (mD), Q f o volume de filtrado (cm3), ε a espessura do reboco formado (mm) e μ a viscosidade do filtrado (cP).[043] The permeability of the plaster was obtained using the Darcy equation, resulting in equation (2), which associates the volume of filtrate, the viscosity of the filtrate and the thickness of the plaster formed, under conditions used in the filtration test ( 2): K = Q f * ε * μ * 8.95 * 10 -5. Where K is the permeability of the plaster (mD), Q is the volume of filtrate (cm3), ε is the thickness of the plaster formed (mm) and μ is the viscosity of the filtrate (cP).
[044] A eficiência de inibição de inchamento dos fluidos de perfuração base microemulsão formulados na presente invenção foi obtido por meio de dois testes. O primeiro, consiste em um teste de dispersibilidade de folhelhos, e tem como objetivo simular a exposição dos cascalhos de folhelhos perfurados a um determinado fluido de perfuração. As amostras de folhelho foram previamente submetidas a ensaios de DRX, a fim de se conhecer a estrutura mineralógica das mesmas.[044] The swelling inhibition efficiency of the microemulsion-based drilling fluids formulated in the present invention was obtained through two tests. The first consists of a shale dispersibility test, and aims to simulate the exposure of drilled shale cuttings to a specific drilling fluid. The shale samples were previously subjected to XRD tests, in order to understand their mineralogical structure.
[045] Em estufa rotativa roller oven 705ES da marca Fann, 20 gramas de amostras de rocha, previamente preparadas (moídas entre peneiras ABNT n°4 e n°8, aberturas entre 4,75 mm e 2,36 mm) foram adicionadas juntos a 350 mL de cada fluidos de perfuração em células de inox. As células foram então rotacionadas e aquecidas a aproximadamente 66°C por 16 horas. Após o término do ensaio, as células foram resfriadas a temperatura ambiente, e as amostras de folhelho foram lavadas em peneira ABNT n°100 mesh (abertura 0,150 mm), com vazão de água de 2 litros/minuto.[045] In a Fann brand roller oven 705ES rotary oven, 20 grams of previously prepared rock samples (ground between ABNT sieves n°4 and n°8, openings between 4.75 mm and 2.36 mm) were added together to 350 mL of each drilling fluid in stainless steel cells. The cells were then rotated and heated to approximately 66°C for 16 hours. After the end of the test, the cells were cooled to room temperature, and the shale samples were washed on an ABNT No. 100 mesh sieve (0.150 mm opening), with a water flow rate of 2 liters/minute.
[046] Em seguida, as amostras de folhelho retidas pela peneira de 100 mesh foram transferidas para uma estufa e aquecidas a 60°C a fim de se atingir peso constante. Depois de seca, as amostras de folhelho foram então pesadas. A porcentagem de recuperação para cada fluido testado foi então determinada pela Equação (3): Dispersibilidade (%) = (Pi-Pr / Pi ) x100. Onde, Pi é o peso inicial da amostra de folhelho e Pr o peso da amostra retida na peneira 100 mesh.[046] Then, the shale samples retained by the 100 mesh sieve were transferred to an oven and heated to 60°C in order to achieve constant weight. Once dry, the shale samples were then weighed. The percentage recovery for each fluid tested was then determined by Equation (3): Dispersibility (%) = (Pi-Pr / Pi ) x100. Where, Pi is the initial weight of the shale sample and Pr is the weight of the sample retained on the 100 mesh sieve.
[047] A fim de comprovação, após pesadas, as amostras de folhelhos foram submetidas a um segundo ensaio de DRX para verificação de inibição do espaçamento ‘d’. A distância interplanar basal, para cada pico identificado, foi calculada de acordo com a Lei de Bragg (Equação 4): nÀ = 2dsenθ. Onde À representa o comprimento de onda da radiação incidente; n, a ordem de difração; d, a distância entre os planos atômicos; e θ, os ângulos de incidência.[047] In order to confirm, after weighing, the shale samples were subjected to a second XRD test to verify the inhibition of the 'd' spacing. The basal interplanar distance, for each identified peak, was calculated according to Bragg's Law (Equation 4): nÀ = 2dsinθ. Where À represents the wavelength of the incident radiation; n, the order of diffraction; d, the distance between the atomic planes; and θ, the angles of incidence.
[048] O segundo teste para utilizado para a verificação da eficiência de inibição da presente invenção foi o teste inchamento linear. Um teste de inchamento linear mede a tendência de inchamento de folhelhos em diferentes soluções de fluidos. Para este teste foi utilizado o equipamento Linear Swell Meter (LSM), modelo 2000 com quatro canais da marca Fann. Inicialmente, amostras de 20 gramas de argila bentonita foram preparadas colocando-as em um compressor de cilindro hidráulico e submetidos a uma pressão de 10.000 psi por 1 hora 30 minutos. As amostras de núcleo cilíndrico obtidas foram mantidas por 24 horas em dessecadores contendo solução saturada de cloreto de cálcio, a fim de garantir uma umidade relativa de 5%. Posteriormente, a massa e as dimensões das amostras foram medidas.[048] The second test used to verify the inhibition efficiency of the present invention was the linear swelling test. A linear swelling test measures the swelling tendency of shales in different fluid solutions. For this test, the Linear Swell Meter (LSM) equipment was used, model 2000 with four channels from the Fann brand. Initially, 20-gram samples of bentonite clay were prepared by placing them in a hydraulic cylinder compressor and subjected to a pressure of 10,000 psi for 1 hour 30 minutes. The cylindrical core samples obtained were kept for 24 hours in desiccators containing a saturated calcium chloride solution, in order to guarantee a relative humidity of 5%. Subsequently, the mass and dimensions of the samples were measured.
[049] Os espécimes foram então imersos em água destilada e em oitos diferentes formulações de fluidos de perfuração base microemulsão por 24 horas. Ao fim do teste, a porcentagem de inchamento linear das amostras foi obtida.[049] The specimens were then immersed in distilled water and eight different microemulsion-based drilling fluid formulations for 24 hours. At the end of the test, the linear swelling percentage of the samples was obtained.
[050] Os exemplos a seguir ilustram as propriedades dos fluidos de perfuração base microemulsão óleo em água (O/A) desenvolvidos na presente invenção, mas não limitam os objetivos dessa invenção.[050] The following examples illustrate the properties of the oil-in-water (O/W) microemulsion-based drilling fluids developed in the present invention, but do not limit the objectives of this invention.
[051] Exemplo 1 - A presença de inibidores de inchamento no fluido de perfuração não deve causar nenhum efeito adverso nas propriedades físicas ou químicas do fluido de perfuração. Para tanto, foram estudados as propriedades e parâmetros reológicos dos fluidos de perfuração da presente invenção, formulados a partir dos sistemas solução de glicerina 1:1 (fase aquosa), óleo vegetal de pinho (fase oleosa), e tensoativos não iônicos ULTRANEX NP100 e ALKEST TWEEN 80. Foi utilizado o viscosímetro da marca Fann, e foram feitas leituras a 3, 6, 100, 200, 300 e 600 rpm.[051] Example 1 - The presence of swelling inhibitors in the drilling fluid should not cause any adverse effect on the physical or chemical properties of the drilling fluid. To this end, the properties and rheological parameters of the drilling fluids of the present invention were studied, formulated from the systems 1:1 glycerin solution (aqueous phase), pine vegetable oil (oily phase), and non-ionic surfactants ULTRANEX NP100 and ALKEST TWEEN 80. A Fann brand viscometer was used, and readings were taken at 3, 6, 100, 200, 300 and 600 rpm.
[052] As características obtidas dos ensaios de reologia da presente invenção estão apresentadas nas Figuras 7 e 8, respectivamente para os fluidos de perfuração preparados com ULTRANEX NP100 e ALKEST TWEEN 80. As curvas de fluxo são apresentadas nas Figuras 9 e 10, para os dois sistemas. Os resultados de massa específica obtidos para os fluidos variaram entre 1,01 e 1,11 g/cm3 e o pH de 7,32 a 9,0. Segundo a Norma PETROBRAS N-2604 (1998), a massa específica deve estar dentro da faixa de 1,0 a 2,0 g/cm3 e o pH na faixa de 7,0 a 9,0. Logo, os fluidos atendem aos padrões pré- estabelecidos para fluidos de perfuração.[052] The characteristics obtained from the rheology tests of the present invention are presented in Figures 7 and 8, respectively for the drilling fluids prepared with ULTRANEX NP100 and ALKEST TWEEN 80. The flow curves are presented in Figures 9 and 10, for the two systems. The specific mass results obtained for the fluids varied between 1.01 and 1.11 g/cm3 and the pH ranged from 7.32 to 9.0. According to PETROBRAS Standard N-2604 (1998), the specific mass must be within the range of 1.0 to 2.0 g/cm3 and the pH within the range of 7.0 to 9.0. Therefore, the fluids meet pre-established standards for drilling fluids.
[053] De acordo com as Figuras 7 e 8, observa-se que os fluidos da presente invenção apresentam comportamento reológico seguindo o modelo de Herschel- Bulkley. Este é um modelo de três parâmetros, sendo eles ‘to’, a tensão de escoamento do fluido a taxa de cisalhamento zero; ‘k’, o índice de consistência do fluido e descreve a espessura do fluido de perfuração; e „n’, o índice de comportamento de fluxo, e indica o grau não-newtoniano do fluido.[053] According to Figures 7 and 8, it is observed that the fluids of the present invention exhibit rheological behavior following the Herschel-Bulkley model. This is a three-parameter model, being ‘to’, the fluid yield stress at zero shear rate; ‘k’, the fluid consistency index and describes the thickness of the drilling fluid; and „n’, the flow behavior index, and indicates the non-Newtonian degree of the fluid.
[054] Os três parâmetros reológicos foram obtidos graficamente por meio das interações das curvas de fluxo, sendo to obtido por extrapolação das curvas de fluxo dos fluidos, n e k obtidos pela inclinação e intercepção do gráfico log-log, respectivamente. Os índices de comportamento, n, para todos os fluidos estão entre o < n < 1, o que caracteriza fluidos deste modelo. Este é atualmente considerado o modelo mais preciso na previsão do comportamento da grande maioria dos fluidos de perfuração em comparação com os modelos de dois parâmetros que são amplamente aceitos na indústria de petróleo.[054] The three rheological parameters were obtained graphically through the interactions of the flow curves, with to being obtained by extrapolation of the fluid flow curves, n and k obtained by the slope and intercept of the log-log graph, respectively. The behavior indices, n, for all fluids are between < n < 1, which characterizes fluids in this model. This is currently considered the most accurate model in predicting the behavior of the vast majority of drilling fluids compared to the two-parameter models that are widely accepted in the petroleum industry.
[055] A Figura 11 mostra os resultados de viscosidade plástica, viscosidade aparente, limite de escoamento e pH para os fluidos da presente invenção, determinados à temperatura ambiente. Os testes foram realizados seguindo a norma API 13B-1. Observa-se que os resultados para as medidas de reologias encontram- se dentro da norma PETROBRAS N-2604 (1998). A alta viscosidade do fluido A/O conforme o exemplo, tem uma utilidade particular em poços a altas temperaturas, isto é, temperaturas superiores a 200°F, em que a microemulsão continua estável, mas a viscosidade é substancialmente reduzida.[055] Figure 11 shows the results of plastic viscosity, apparent viscosity, yield limit and pH for the fluids of the present invention, determined at room temperature. The tests were carried out following the API 13B-1 standard. It is observed that the results for rheology measurements are within the PETROBRAS N-2604 standard (1998). The high viscosity of the A/O fluid as shown in the example has particular utility in wells at high temperatures, that is, temperatures above 200°F, where the microemulsion remains stable, but the viscosity is substantially reduced.
[056] Exemplo 2 - A presença de inibidores de inchamento no fluido de perfuração não deve causar nenhum efeito adverso nas propriedades físicas ou químicas do fluido de perfuração. Para tanto, o teste de filtração estática API- LPLT foi realizado nos fluidos de perfuração da presente invenção. Este teste é indicativo da taxa a qual formações permeáveis são seladas pela deposição do reboco após serem penetradas pela broca de perfuração. A filtração estática ocorre quando a lama não circula e o reboco cresce sem ser perturbado. O teste seguiu a norma API 13B-1.[056] Example 2 - The presence of swelling inhibitors in the drilling fluid should not cause any adverse effect on the physical or chemical properties of the drilling fluid. To this end, the API-LPLT static filtration test was carried out on the drilling fluids of the present invention. This test is indicative of the rate at which permeable formations are sealed by grout deposition after being penetrated by the drill bit. Static filtration occurs when the mud does not circulate and the plaster grows undisturbed. The test followed the API 13B-1 standard.
[057] Os resultados de volume de filtrado encontram-se na Figura 12. Como pode ser observado, os fluidos de perfuração da presente invenção apresentaram baixos valores de volume de filtrado, o que indica que o reboco formado é pouco permeável, podendo assim diminuir a invasão do fluido de perfuração na formação.[057] The filtrate volume results are shown in Figure 12. As can be seen, the drilling fluids of the present invention presented low filtrate volume values, which indicates that the grout formed is poorly permeable, and may thus decrease the invasion of drilling fluid into the formation.
[058] Este baixo volume de filtrado pode ser explicado pelo fato do tensoativo adsorver-se preferencialmente sobre as superfícies de argilas e minerais, logo, permite o empacotamento mais eficiente e assim, rebocos menos permeáveis, o que inibe a perda de fluido e o crescimento do reboco. Os fluidos da presente invenção mostraram-se eficazes, indicando que não haverá perdas excessivas de água livre de fluido pelo processo de perfuração, evitando que este se torne muito viscoso, como também mostrou que o reboco formado não é impermeável, que causaria um decréscimo do diâmetro do poço e, consequentemente, um aumento de pressão.[058] This low volume of filtrate can be explained by the fact that the surfactant preferentially adsorbs on the surfaces of clays and minerals, therefore, it allows for more efficient packaging and thus, less permeable plasters, which inhibits the loss of fluid and the plaster growth. The fluids of the present invention proved to be effective, indicating that there will be no excessive loss of fluid-free water through the drilling process, preventing it from becoming too viscous, as well as showing that the plaster formed is not impermeable, which would cause a decrease in the well diameter and, consequently, an increase in pressure.
[059] A espessura do reboco, ε, é um fator determinante em problemas associados com estreitamento de poços, torque e arrasto dos tubos, e prisão diferencial, e está relacionado especialmente à concentração de sólidos no fluido de perfuração e à quantidade de água retida no reboco. Para isso, a partir do teste de filtração estática API- BPBT, a espessura dos rebocos formados em filtros de papel para cada fluido da presente invenção foi medida, utilizando aparato de duas placas de vidro de espessuras conhecidas, e em seguida medindo a espessura total com o reboco e diminuindo dos valores individuais de cada placa (Figura 6). Os resultados da espessura do reboco também são mostrados na Figura 12. Os rebocos formados são mostrados na Figura 13.[059] Grout thickness, ε, is a determining factor in problems associated with well narrowing, pipe torque and drag, and differential entrapment, and is especially related to the concentration of solids in the drilling fluid and the amount of water retained in the plaster. To this end, based on the API-BPBT static filtration test, the thickness of the plasters formed on paper filters for each fluid of the present invention was measured, using an apparatus consisting of two glass plates of known thickness, and then measuring the total thickness. with the plaster and decreasing from the individual values of each plate (Figure 6). The plaster thickness results are also shown in Figure 12. The formed plasters are shown in Figure 13.
[060] A permeabilidade dos rebocos, K, foi obtida utilizando Equação 1. A filtração estática é essencialmente controlada pela permeabilidade do reboco formado, refletindo mais verdadeiramente o comportamento de filtração no fundo do poço. Em alguns exemplos, a taxa de filtração depende apenas da permeabilidade. Espera-se que este parâmetro seja baixo, especialmente quando comparado à permeabilidade da formação perfurada. Os fluidos de perfuração da presente invenção atenderam o esperado, variando entre 0,000303 mD a 0,095 mD. Observou-se que a uma maior temperatura, μ comportou-se de modo decrescente, o que comprova que à medida que a temperatura do poço aumenta, a viscosidade diminui. Os resultados para a permeabilidade dos rebocos formados encontram-se na Figura 12.[060] The permeability of the grout, K, was obtained using Equation 1. Static filtration is essentially controlled by the permeability of the grout formed, more truly reflecting the filtration behavior at the bottom of the well. In some examples, the filtration rate depends only on permeability. This parameter is expected to be low, especially when compared to the permeability of the drilled formation. The drilling fluids of the present invention met expectations, ranging from 0.000303 mD to 0.095 mD. It was observed that at a higher temperature, μ behaved in a decreasing manner, which proves that as the well temperature increases, the viscosity decreases. The results for the permeability of the plasters formed are shown in Figure 12.
[061] Exemplo 3 - O teste a seguir foi realizado a fim de se verificar a eficiência de inibição no inchamento de amostras de folhelho na dispersibilidade dos fluidos de perfuração da presente invenção. Este teste tinha como objetivo simular a exposição de cascalhos perfurados a um fluido de perfuração específico durante o transporte para a superfície por meio do espaço anular do poço. Duas amostras de folhelhos de diferentes bacias sedimentares foram utilizadas, identificadas como FOL1 e FOL2. As amostras secas de folhelho foram inicialmente moídas (entre peneiras ABNT n°4 e n°8, aberturas entre 4,75 mm e 2,36 mm) e adicionadas em células de inox, de capacidade de 400mL, a 350mL de fluido de perfuração. As células foram então colocadas em estufa rotativa roller oven, e rotacionadas por 16 horas a 66°C e rotação de 50 rpm.[061] Example 3 - The following test was carried out in order to verify the inhibition efficiency in the swelling of shale samples in the dispersibility of the drilling fluids of the present invention. This test aimed to simulate the exposure of drilled cuttings to a specific drilling fluid during transport to the surface through the well annulus. Two shale samples from different sedimentary basins were used, identified as FOL1 and FOL2. The dry shale samples were initially ground (between ABNT sieves n°4 and n°8, openings between 4.75 mm and 2.36 mm) and added to 350mL of drilling fluid in stainless steel cells, with a capacity of 400mL. The cells were then placed in a roller oven and rotated for 16 hours at 66°C and 50 rpm.
[062] Após o término do ensaio, as amostras de formações reativas foram lavadas em peneira ABNT 100 mesh (abertura de 0,150 mm) com água doce a vazão de 2 litros/minuto. As amostras retidas na peneira (granulometria inferior a 100 mesh) foram secas em estufa a 60 °C até atingirem peso constante. A massa medida das amostras foi utilizada na Equação 3, e a porcentagem de dispersibilidade de folhelho foi obtida. A Figura 14 e 15 mostram os resultados dos testes.[062] After the end of the test, the samples of reactive formations were washed on an ABNT 100 mesh sieve (0.150 mm opening) with fresh water at a flow rate of 2 liters/minute. The samples retained on the sieve (particle size less than 100 mesh) were dried in an oven at 60 °C until they reached a constant weight. The measured mass of the samples was used in Equation 3, and the percentage of shale dispersibility was obtained. Figure 14 and 15 show the test results.
[063] Observa-se que quanto mais alto o resultado, maior é a interação água- folhelho. Assim, esperava-se que valores baixos desta propriedade fossem obtidos neste teste. Os fluidos de perfuração apresentaram baixos valores, variando entre 0,075% (Fluido NP100_INIB1) e 5,15% (Fluido NP100_sem inibidor). As Figuras 16 a 23, a e b, mostram os resultados de DRX das amostras de folhelho após o teste apresentado, comparando com o DRX inicial das amostras de rocha. Os fluidos de perfuração base microemulsão da presente invenção apresentou uma boa interação com os inibidores de base potássica, parte da formulação desta invenção. Também pode ser observado que não há grande distanciamento basal entre os dois momentos, e as amostras de folhelho apresentam maior cristalinidade, e ordenação dos parâmetros de rede dos argilominerais.[063] It is observed that the higher the result, the greater the water-shale interaction. Therefore, it was expected that low values of this property would be obtained in this test. Drilling fluids presented low values, varying between 0.075% (NP100_INIB1 Fluid) and 5.15% (NP100_INIB1 Fluid) Figures 16 to 23, a and b, show the DRX results of the shale samples after the presented test, comparing with the initial DRX of the rock samples. The microemulsion-based drilling fluids of the present invention showed good interaction with the potassium-based inhibitors, part of the formulation of this invention. It can also be observed that there is no great basal distance between the two moments, and the shale samples present greater crystallinity and ordering of the clay mineral lattice parameters.
[064] Exemplo 4 - O teste a seguir foi realizado a fim de se verificar a eficiência de inibição no inchamento de amostras de folhelho dos fluidos de perfuração da presente invenção. O teste de inchamento linear foi conduzido em equipamento Linear Swell Meter, modelo 2000 de quatro canais da marca Fann. As pastilhas de argila, inicialmente preparadas e medidas as dimensões, foram imersas nos fluidos de perfuração base microemulsão contaminados com inibidores de inchamento, em fluido de perfuração base microemulsão sem inibidor, e em água destilada para comparação.[064] Example 4 - The following test was carried out in order to verify the inhibition efficiency in the swelling of shale samples of the drilling fluids of the present invention. The linear swelling test was conducted using Linear Swell Meter equipment, model 2000 with four channels from the Fann brand. The clay tablets, initially prepared and dimensions measured, were immersed in microemulsion-based drilling fluids contaminated with swelling inhibitors, in microemulsion-based drilling fluid without inhibitor, and in distilled water for comparison.
[065] Observou-se que os fluidos de perfuração contaminados com inibidores foram eficientes na inibição do inchamento da argila. Os resultados para os testes podem sem vistos nas Figuras 24 e 25. O fluido NP100_INIB2 apresentou o menor percentual de inchamento (6,97%) após as 24 horas de teste, enquanto o ensaio apenas com água destilada apresentou percentual de inchamento de 107,67%. Os fluidos de perfuração sem inibidores de inchamento (NP100_SI e T80_SI) também apresentaram bons resultados, 22,80% e 40,65%, respectivamente, mostrando que as microemulsões formuladas na presente invenção também se mostra eficiente na inibição de inchamento.[065] It was observed that drilling fluids contaminated with inhibitors were efficient in inhibiting clay swelling. The test results can be seen in Figures 24 and 25. The NP100_INIB2 fluid showed the lowest swelling percentage (6.97%) after 24 hours of testing, while the test with only distilled water showed a swelling percentage of 107. 67%. Drilling fluids without swelling inhibitors (NP100_SI and T80_SI) also showed good results, 22.80% and 40.65%, respectively, showing that the microemulsions formulated in the present invention are also efficient in inhibiting swelling.
[066] A descrição que se fez até aqui dos fluidos de perfuração base microemulsão óleo em água (O/A) contaminados com sais de base potássica, objeto da presente invenção, deve ser considerada apenas como uma possível ou possíveis concretizações, e quaisquer características particulares nelas introduzidas devem ser entendidas apenas como algo que foi descrito para facilitar a compreensão. Desta forma, não podem de forma alguma ser consideradas como limitantes da invenção, a qual está limitada ao escopo das reivindicações que seguem.[066] The description made so far of oil-in-water (O/W) microemulsion-based drilling fluids contaminated with potassium-based salts, object of the present invention, should be considered only as a possible embodiment or embodiments, and any characteristics particulars introduced in them should be understood only as something that has been described to facilitate understanding. Therefore, they cannot in any way be considered as limiting the invention, which is limited to the scope of the claims that follow.
Claims (9)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BR102022023736A2 true BR102022023736A2 (en) | 2024-06-04 |
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