BR112014005806B1

BR112014005806B1 - drilling fluid composition

Info

Publication number: BR112014005806B1
Application number: BR112014005806-7A
Authority: BR
Inventors: Alexandre Zacarias Ignacio Pereira; Arnaldo Rodrigues D Almeida; Carlos Henrique Marques De Sá; Mario Germino Ferreira Da Silva; Patrick Perez Ramos Silva
Original assignee: Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobrás
Priority date: 2011-08-21
Filing date: 2011-10-21
Publication date: 2020-10-20
Also published as: BR112014005806A2; RU2582147C2; AR088397A1; AP2014007547A0; RU2014109863A; AP3868A; WO2013026108A1

Abstract

COMPOSIÇÃO DE FLUIDO DE PERFURAÇÃO Trata a presente invenção de uma composição de fluido de perfuração com capacidade para aumentar a taxa de penetração de uma broca em rochas carbonáticas compreendendo basicamente um fluido de perfuração aquoso composto de viscosificantes, controladores de filtrado, inibidores de inchamento de argila, alcalinizantes, lubrificantes, adensantes e água, tendo adicionado um sal catiônico de ácido poliaminocarboxílico, preferencialmente o sal potássico do DTPA (ácido dietileno triamino penta-acético), com a finalidade de atuar como aditivo químico de caráter quelante para dissolução de carbonato de cálcio.DRILLING FLUID COMPOSITION The present invention deals with a drilling fluid composition capable of increasing the drill bit penetration rate in carbonate rocks basically comprising an aqueous drilling fluid composed of viscosifiers, filtrate controllers, clay swelling inhibitors. , alkalinizing agents, lubricants, thickeners and water, having added a cationic salt of polyamine carboxylic acid, preferably the potassium salt of DTPA (diethylene triamine pentaacetic acid), with the purpose of acting as a chemical chelating additive for dissolving calcium carbonate .

Description

FIELD OF THE INVENTION

A presente invenção diz respeito a composições fluidas empregadas na perfuração de poços produtores de petróleo e gás, e de poços injetores 5 de água e gás. Mais particularmente, a composições de fluidos de perfuração de base aquosa destinados a aumentar a taxa de penetração e, consequentemente, reduzir o tempo de perfuração de poços produtores de petróleo e gás, e injetores de água e gás, em especial aqueles em que os reservatórios são formados por rochas carbonáticas da camada pré-sal.The present invention relates to fluid compositions used in the drilling of oil and gas producing wells, and of water and gas injector wells. More particularly, water-based drilling fluid compositions designed to increase the penetration rate and, consequently, reduce the drilling time of oil and gas producing wells, and water and gas injectors, especially those in which reservoirs they are formed by carbonate rocks from the pre-salt layer.

BACKGROUND OF THE INVENTION

As rochas reservatório que compõe as formações do pré-sal são essencialmente rochas carbonáticas de elevada dureza. Durante a perfuração de rochas com tais características, observa-se uma baixa taxa de penetração, menor do que 4 horas, havendo trechos em que a taxa de 15 penetração é menor do que 1 m/h, o que leva a constante troca de brocas, devido a um desgaste prematuro das mesmas, que acarreta em paradas frequentes, um maior tempo de perfuração e maiores custos.The reservoir rocks that make up the pre-salt formations are essentially carbonate rocks of high hardness. During the drilling of rocks with such characteristics, a low penetration rate is observed, less than 4 hours, with stretches where the penetration rate is less than 1 m / h, which leads to the constant exchange of drills , due to their premature wear, which leads to frequent stops, longer drilling time and higher costs.

As rochas carbonáticas de reservatórios do pré-sal são predominantemente compostas de carbonato de cálcio e magnésio, assim, 20 é desejável que o fluido de perfuração tenha interação com os minerais da rocha no intuito de torná-la mais frágil, facilitando a perfuração.The carbonate rocks of pre-salt reservoirs are predominantly composed of calcium and magnesium carbonate, so 20 it is desirable that the drilling fluid has interaction with the rock minerals in order to make it more fragile, facilitating drilling.

Uma alternativa para aumentar a taxa de penetração e diminuir o tempo de perfuração seria utilizar agentes quelantes capazes de reagir com o carbonato de cálcio e/ou magnésio, mais especificamente com os 25 ions cálcio e magnésio, formando um composto complexo, removendo-os da rocha, enfraquecendo-a, e, consequentemente, reduzindo o tempo de perfuração dos referidos poços, em especial aqueles em que os reservatórios são formados por rochas carbonáticas da camada pré-sal.An alternative to increase the penetration rate and decrease the drilling time would be to use chelating agents capable of reacting with calcium and / or magnesium carbonate, more specifically with the 25 calcium and magnesium ions, forming a complex compound, removing them from the rock, weakening it, and, consequently, reducing the drilling time of said wells, especially those in which the reservoirs are formed by carbonate rocks from the pre-salt layer.

RELATED TECHNIQUE

A utilização de agentes quelantes em composições de fluidos sejam eles de estimulação, completação e cimentação para aplicação em poços de petróleo, especialmente a sua aplicação como agente removedor de incrustações e na acidificação de matrizes de rochas reservatório, já são largamente difundidas na literatura técnica especializada e em diversos 5 documentos de patente.The use of chelating agents in fluid compositions, whether they are for stimulation, completion and cementation for application in oil wells, especially their application as a scale removal agent and in the acidification of reservoir rock matrices, are already widespread in the specialized technical literature. and in several 5 patent documents.

O documento GB 2,338,254 propõe uma composição aquosa de lavagem, própria para a limpeza de tortas de filtrado em operações de perfuração e completação compreendendo água e uma quantidade efetiva de sais catiônicos de ácido poliaminocarboxílicos (EDTA, EGTA, CDTA, ou 10 DTPA) onde o cátion preferido é potássio, em um pH neutro ou levemente ácido, variando entre 3,5 e 8,0.GB 2,338,254 proposes an aqueous wash composition, suitable for cleaning filtrate cakes in drilling and completion operations comprising water and an effective amount of cationic salts of polyamino carboxylic acids (EDTA, EGTA, CDTA, or 10 DTPA) where the Preferred cation is potassium, at a neutral or slightly acidic pH, ranging from 3.5 to 8.0.

A utilização de sais catiônicos de ácido poliaminocarboxílicos como agentes quelantes na forma de sua solução ácida tem o inconveniente de provocar a corrosão das superfícies metálicas em contato com este tipo de 15 composição, além do inconveniente de gerar CO2. que além de corrosivo pode ter um efeito negativo sobre a densidade do fluido de perfuração que poderá levar a um “blow out” (perda de controle do poço que põe em risco sonda e as pessoas).The use of cationic salts of polyamine carboxylic acids as chelating agents in the form of their acidic solution has the disadvantage of causing corrosion of the metal surfaces in contact with this type of composition, in addition to the inconvenience of generating CO2. which in addition to being corrosive can have a negative effect on the density of the drilling fluid which can lead to a “blow out” (loss of control of the well that puts the probe and people at risk).

O documento US 4,756,836 trata da utilização de um quelato de 20 ferro, incluindo quelatos de EDTA, HEDTA, NTA, ou DTPA num fluido de perfuração. Neste caso o quelato de ferro age convertendo gás sulfídrico presente no poço produtor em enxofre elementar de forma a eliminar problemas de corrosão a equipamentos e risco ao meio ambiente, e as pessoas pela toxicidade do gás. 25 O documento US 7,343,978 trata de composições de um fluido para a remoção de incrustrações em poços produtores de petróleo. Tais composições compreendem um surfactante para o controle da viscosidade do fluido e um agente quelante, preferencialmente um sal de EDTA.US 4,756,836 deals with the use of a 20 iron chelate, including EDTA, HEDTA, NTA, or DTPA chelates in a drilling fluid. In this case, the iron chelate acts by converting hydrogen sulfide gas present in the producing well into elemental sulfur in order to eliminate problems of corrosion to equipment and risk to the environment, and people due to the toxicity of the gas. 25 US 7,343,978 deals with fluid compositions for removing scale from oil-producing wells. Such compositions comprise a surfactant for controlling fluid viscosity and a chelating agent, preferably an EDTA salt.

O documento US 6,911,418 apresenta um método de tratamento de 30 uma formação subterrânea com o objetivo de aumentar a sua permeabilidade por ação de uma solução aquosa contendo um composto aniônico aminopolicarboxílico selecionado entre EDTA e DTPA e um composto catiônico selecionado entre ions potássio, lítio, amónio ou mistura deles.US 6,911,418 shows a method of treating an underground formation in order to increase its permeability by the action of an aqueous solution containing an anionic aminopolycarboxylic compound selected from EDTA and DTPA and a cationic compound selected from potassium, lithium, ammonium ions. or mix of them.

Portanto, até o momento não existe no estado da técnica um fluido de perfuração de base aquosa, possuindo em sua composição um agente quelante, na sua forma alcalina, capaz de promover um aumento da taxa de penetração de brocas na perfuração de poços de petróleo localizados em formações de rochas carbonáticas.Therefore, until now there is no water-based drilling fluid in the state of the art, having in its composition a chelating agent, in its alkaline form, capable of promoting an increase in the penetration rate of drills in the drilling of localized oil wells. in carbonate rock formations.

SUMMARY OF THE INVENTION

De um modo amplo, a presente invenção trata de composições de fluidos de perfuração capazes de aumentar a taxa de penetração em rochas carbonáticas durante a perfuração de poços de petróleo pela dissolução do carbonato de cálcio, em pH alcalino, não agressivo aos equipamentos de perfuração.Broadly speaking, the present invention deals with compositions of drilling fluids capable of increasing the penetration rate in carbonate rocks during the drilling of oil wells by dissolving calcium carbonate, in alkaline pH, not aggressive to drilling equipment.

Tais composições compreendem um fluido de perfuração aquoso composto basicamente de viscosificantes, controladores de filtrado, inibidores de inchamento de argila, alcalinizantes, lubrificantes, adensantes e água, ao qual é adicionado um sal catiônico de ácido poliaminocarboxílico, mais especificamente o sal do ácido di-etileno triamino penta-acético (sal de DPTA), com a finalidade de atuar como aditivo químico de caráter quelante.Such compositions comprise an aqueous drilling fluid composed primarily of viscosifiers, filtrate controllers, clay swelling inhibitors, alkalisers, lubricants, thickeners and water, to which is added a cationic salt of polyamine carboxylic acid, more specifically the salt of di-acid penta-acetic triamine ethylene (DPTA salt), with the purpose of acting as a chemical chelating additive.

A utilização de um aditivo quelante, tal como o DPTA, na sua forma alcalina, além de contribuir para a redução da corrosão na coluna de perfuração e equipamentos de superfície, promove um aumento das taxas de penetração das brocas e consequentemente a redução do tempo necessário para a perfuração de poços em reservatórios carbonáticos.The use of a chelating additive, such as DPTA, in its alkaline form, besides contributing to the reduction of corrosion in the drilling column and surface equipment, promotes an increase in the penetration rates of the drills and, consequently, the reduction of the necessary time for drilling wells in carbonate reservoirs.

BRIEF DESCRIPTION OF THE FIGURES

As características da composição de fluido de perfuração, objeto da presente invenção, serão mais bem percebidas a partir da descrição detalhada que se fará a seguir, a mero título de exemplo, associada aos desenhos abaixo referenciados, os quais são partes integrantes do presente relatório. A Figura 1 e 1A são representações esquemáticas da distribuição 5 dos furos em blocos de mármore B e C em relação aos fluidos utilizados nos testes de penetração. A Figura 2 é uma representação gráfica das taxas de penetração média no bloco B, utilizando os mesmos parâmetros de perfuração, isto é, a mesma rotação da coluna, peso sobre a broca e vazão de fluido, em 10 relação aos fluidos utilizados nos testes de penetração (água (A) ou solução de quelante (B=DTPA e OEDTA). A Figura 2A é uma representação gráfica do desempenho dos quelantes em solução aquosa em relação às taxas de penetração A Figura 3 é uma representação gráfica das taxas de penetração 15 média no bloco C, utilizando os mesmos parâmetros de perfuração, isto é, a mesma rotação da coluna, peso sobre a broca e vazão de fluido, em relação aos fluidos utilizados nos testes de penetração (fluido de perfuração (D) sem e com quelantes (E=DTPA e F=EDTA). A Figura 3A é uma representação gráfica do desempenho dos 20 quelantes em um fluido de perfuração em relação às taxas de penetração.The characteristics of the drilling fluid composition, object of the present invention, will be better perceived from the detailed description that will be given below, by way of example only, associated with the drawings referenced below, which are an integral part of this report. Figures 1 and 1A are schematic representations of the distribution 5 of the holes in marble blocks B and C in relation to the fluids used in the penetration tests. Figure 2 is a graphical representation of the average penetration rates in block B, using the same drilling parameters, that is, the same column rotation, weight on the drill and fluid flow, in relation to the fluids used in the tests of penetration (water (A) or chelating solution (B = DTPA and OEDTA). Figure 2A is a graphical representation of the performance of chelators in aqueous solution in relation to penetration rates Figure 3 is a graphical representation of penetration rates 15 average in block C, using the same drilling parameters, that is, the same column rotation, weight on the drill and fluid flow, in relation to the fluids used in the penetration tests (drilling fluid (D) without and with chelators) (E = DTPA and F = EDTA.) Figure 3A is a graphical representation of the performance of the 20 chelators in a drilling fluid in relation to penetration rates.

DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION

Trata a presente invenção de composições de fluido de perfuração de base aquosa com a capacidade de aumentar a taxa de penetração, e consequentemente reduzir o tempo de perfuração de poços de petróleo e 25 gás, pelo uso de agentes quelantes, preferencialmente um sal catiônico, sendo o cátion o potássio, de ácido poliaminocarboxílico, mais especificamente o sal do ácido di-etileno triamino penta-acético (sal de DPTA).The present invention deals with water-based drilling fluid compositions with the ability to increase the penetration rate, and consequently reduce the drilling time of oil and gas wells, by using chelating agents, preferably a cationic salt, being the potassium cation, of polyamine carboxylic acid, more specifically the salt of di-ethylene triamine penta-acetic acid (salt of DPTA).

Os sais empregados, em especial o sal de ácido di-etileno triamino 30 penta-acético, úteis para a presente invenção estão em solução em pH alcalino, em geral, acima de 9,0.The salts employed, in particular the salt of di-ethylene triamine 30 penta-acetic acid, useful for the present invention are in solution at an alkaline pH, in general, above 9.0.

A utilização de quelantes em pH alcalino evita a formação de dióxido de carbono (CO2) na sua forma gasosa pela decomposição do íon carbonato (CO3‘2), que ocorre quando utilizam-se quelantes em solução 5 ácida.The use of chelators in alkaline pH prevents the formation of carbon dioxide (CO2) in its gaseous form by the decomposition of the carbonate ion (CO3 '2), which occurs when using chelators in acidic solution 5.

A presença de CO2 na sua forma gasosa durante a perfuração de poços de petróleo acelera a corrosão da superfície metálica dos equipamentos e acessórios de perfuração, além de promover a redução da pressão hidrostática, o que pode vir a induzir um “kick” ou “blowout” do 10 poço produtor.The presence of CO2 in its gaseous form during the drilling of oil wells accelerates the corrosion of the metal surface of drilling equipment and accessories, in addition to promoting the reduction of hydrostatic pressure, which may induce a kick or blowout ”Of the 10 producing well.

Aparentemente, durante a perfuração da formação de rocha carbonática, o atrito da broca com a formação gera um calor muito intenso que faz aumentar muito a temperatura da formação e do fluido próximos à broca, fazendo que a reação de quelação do cálcio seja muito rápida, 15 enfraquecendo a matriz da rocha e propiciando a propagação da trincas, e por consequência, o aumento da taxa de penetração.Apparently, during the drilling of the carbonate rock formation, the friction of the drill with the formation generates a very intense heat that increases the temperature of the formation and of the fluid close to the drill, causing the calcium chelation reaction to be very fast, 15 weakening the rock matrix and promoting the propagation of cracks, and consequently, the increase in the penetration rate.

Como se observa no exemplo 1, o uso de uma composição de fluido de perfuração de base aquosa empregando o DTPA como agente quelante, promoveu um aumento da taxa de penetração em matrizes de 20 rochas carbonáticas de 27%, quando comparada a taxa alcançada com o uso de fluidos de perfuração de base aquosa sem DTPA.As seen in example 1, the use of a water-based drilling fluid composition employing DTPA as a chelating agent, promoted a 27% increase in the penetration rate in matrices of 20 carbonate rocks when compared to the rate achieved with the use of water-based drilling fluids without DTPA.

A composição compreende ainda: um viscosificante, um controlador de filtrado, um inibidor de inchamento de argila, um alcalizante, um lubrificante e um adensante, que devem ser compatível com o quelante 25 empregado.The composition further comprises: a viscosifier, a filtrate controller, a clay swelling inhibitor, an alkalizer, a lubricant and a thickener, which must be compatible with the chelator used.

A presente invenção provê composições de fluidos de perfuração de base aquosa, tendo incorporado pelo menos um sal de um ácido poliaminocarboxílico, mais especificamente o sal do ácido di-etileno triamino penta-acético (sal de DPTA), como agente quelante, 30 compreendendo tal composição: - um viscosificante, em uma concentração de até 42,8 Kg/m3; - um controlador de filtrado, em uma concentração de até 42,8 Kg/m3; - um inibidor de inchamento de argila, em concentração de até 28,5 5 Kg/m3. - um alcalinizante, a ser adicionado até que o pH esteja na faixa de entre 9 e 14; - um lubrificante, em uma proporção na faixa de 2% e 3% em relação ao volume de água; 10 - um adensante em quantidade suficiente para atingir o peso específico desejado; - água industrial, quantidade suficiente para completar o volume desejado; e - sal de um ácido poliaminocarboxílico em solução aquosa, de pH 15 alcalino entre 9 e 14, a uma concentração na faixa entre 1 Kg/m3 e 400,0 Kg/m3.The present invention provides water-based drilling fluid compositions, having incorporated at least one salt of a polyamine carboxylic acid, more specifically the salt of the di-ethylene triamine penta-acetic acid (salt of DPTA), as a chelating agent, 30 comprising such composition: - a viscosifier, in a concentration of up to 42.8 Kg / m3; - a filtrate controller, at a concentration of up to 42.8 Kg / m3; - a clay swelling inhibitor, in a concentration of up to 28.5 5 Kg / m3. - an alkalinizer, to be added until the pH is in the range between 9 and 14; - a lubricant, in a proportion in the range of 2% and 3% in relation to the volume of water; 10 - a thickener in sufficient quantity to reach the desired specific weight; - industrial water, enough to complete the desired volume; and - salt of a polyamine carboxylic acid in an aqueous solution, with an alkaline pH 15 between 9 and 14, at a concentration in the range between 1 Kg / m3 and 400.0 Kg / m3.

Uma das funções mais importantes do fluido de perfuração é transportar para a superfície os cascalhos gerados pela atuação da broca na formação rochosa, o que pode ser conseguido com a adição de 20 viscosificantes a fluidos de base aquosa.One of the most important functions of the drilling fluid is to transport the gravels generated by the action of the drill in the rock formation to the surface, which can be achieved with the addition of 20 viscosifiers to water-based fluids.

Dentre os viscosificantes úteis para a presente invenção podemos citar: a carboximetilcelulose (CMC), a goma xantana, a bentonita, e a argila ativada, entre outros.Among the viscosifiers useful for the present invention we can mention: carboxymethylcellulose (CMC), xanthan gum, bentonite, and activated clay, among others.

Além de viscosificantes, a composição de fluidos de perfuração aqui 25 descrita conta ainda com agentes controladores do inchamento de argilas, tais como o NaCI e o KCI, poliacrilamida e polímeros catiônicos,In addition to viscosifiers, the composition of drilling fluids described here 25 also includes agents that control clay swelling, such as NaCI and KCI, polyacrylamide and cationic polymers,

A principal aplicação dos agentes controladores do inchamento de argilas é na perfuração de folhelhos hidratáveis e compactados, onde a hidratação das argilas pode promover o desabamento e alargamento das 30 paredes do poço, o que pode levar, por exemplo, a prisão da coluna de perfuração.The main application of the clay swelling control agents is in the drilling of hydratable and compacted shales, where the hydration of the clays can promote the collapse and widening of the 30 well walls, which can lead, for example, to the arrest of the drilling column .

A combinação de um sal (NaCI ou KCI) com a poliacrilamida, por exemplo, também é possível, havendo um efeito duplo, já que a poliacrilamida age encapsulando os cascalhos perfurados, inibição física, e 5 os sais por inibição química.The combination of a salt (NaCI or KCI) with polyacrylamide, for example, is also possible, with a double effect, since polyacrylamide acts by encapsulating the perforated cuttings, physical inhibition, and 5 salts by chemical inhibition.

As composições de fluidos de perfuração da presente invenção possuem pH entre 9 e 14, de forma a evitar a corrosão da coluna de perfuração e eventualmente dos equipamentos de superfície, sendo os principais alcalizantes a serem empregados o KOH e a soda caústica 10 (NaOH).The drilling fluid compositions of the present invention have a pH between 9 and 14, in order to avoid corrosion of the drilling column and eventually of the surface equipment, the main alkalizers to be used are KOH and caustic soda 10 (NaOH) .

O controle do pH é de extrema importância, já que os íons hidroxila (OH ) em excesso podem ser adsorvidos sobre as partículas das argilas das formações perfuradas, dispersando-as, dificultando a sua remoção nos extratores de sólidos e reduzindo a taxa de penetração. 15 Para o controle, e aumento, da taxa de penetração ainda é importante o controle das concentrações de lubrificantes na composição de um fluido de perfuração, que geralmente devem estar numa proporção de 2% a 3% em relação ao volume de água.The pH control is extremely important, since the excess hydroxyl ions (OH) can be adsorbed on the clay particles of the perforated formations, dispersing them, making their removal difficult in the solid extractors and reducing the penetration rate. 15 In order to control, and increase, the penetration rate, it is still important to control the concentrations of lubricants in the composition of a drilling fluid, which generally must be in a proportion of 2% to 3% in relation to the volume of water.

Dentre os lubricantes úteis para a presente invenção podemos citar: 20 oleato de poliglicol e ésteres graxos, entre outros.Among the lubricants useful for the present invention we can mention: 20 polyglycol oleate and fatty esters, among others.

Além dos lubrificantes, os adensantes também são de extrema importância na composição de fluidos de perfuração, já que são responsáveis pelo equilíbrio do diferencial de pressão exercida pelo fluido e a pressão exercida pela formação, garantindo assim que fluidos 25 indesejados migrem para a superfície, impedindo a ocorrência de “kicks” e “blowouts”. Os adensantes mais indicados para a composição da presente invenção são a baritina, e a hematita, entre outros.In addition to lubricants, thickeners are also extremely important in the composition of drilling fluids, since they are responsible for balancing the pressure differential exerted by the fluid and the pressure exerted by the formation, thus ensuring that unwanted fluids migrate to the surface, preventing the occurrence of “kicks” and “blowouts”. The most suitable densifiers for the composition of the present invention are baritin and hematite, among others.

Também importantes para a composição dos fluidos de perfuração são os agentes controladores de filtrado, que são utilizados para evitar que 30 o fluido invada a formação e venha a danificar o reservatório. Dentre os controladores de filtrado úteis para a presente invenção podemos citar: o amido pré-gelatinizado, e a carboximetilcelulose (baixa viscosidade), entre outros.Also important for the composition of drilling fluids are the filtrate controlling agents, which are used to prevent the fluid from invading the formation and damaging the reservoir. Among the filtrate controllers useful for the present invention we can mention: pregelatinized starch, and carboxymethylcellulose (low viscosity), among others.

Testes de campo comparativos foram realizados de modo a aferir a 5 eficácia da composição objeto da presente invenção. Pela forma com que foram realizados, eles foram reunidos em um exemplo único, o Exemplo 1 a seguir.Comparative field tests were carried out in order to assess the effectiveness of the composition object of the present invention. As they were done, they were brought together in a single example, Example 1 below.

EXAMPLE 1

Para a realização dos testes foram utilizados 3 blocos de mármore 10 de afloramento de formato cúbico medindo cerca de 80 cm de lado. Esses blocos foram denominados pelas letras A, B e C.In order to carry out the tests, 3 cubic-shaped outcrops of marble 10 were used, measuring about 80 cm on a side. These blocks were named by the letters A, B and C.

No bloco A foram feitos 6 furos com água a fim de ajustar os parâmetros de perfuração - peso sobre broca (PSB), rotação e vazão de circulação do fluido. 15 Os parâmetros foram ajustados de forma a ser obtida uma taxa de penetração semelhante à taxa obtida durante as perfurações realizadas nos poços do pré-sal (próximo de 0,8 m/h).In block A, 6 holes were drilled with water in order to adjust the drilling parameters - weight on drill (PSB), rotation and flow rate of the fluid. 15 The parameters were adjusted in order to obtain a penetration rate similar to that obtained during drilling in the pre-salt wells (close to 0.8 m / h).

Após esses 6 furos conseguiu-se ajustar os parâmetros. No bloco B foram feitos 8 furos com componentes e um furo testemunho, sendo: 4 20 furos com água, 3 furos com solução aquosa contendo 200 Kg/m3 de citrato tri-sódico acidificado a pH 5 e 1 furo com uma solução aquosa de DTPA contendo 200 Kg/m3 com pH 12,5.After these 6 holes it was possible to adjust the parameters. In block B, 8 holes were drilled with components and a core hole, being: 4 20 holes with water, 3 holes with aqueous solution containing 200 Kg / m3 of acidic tri-sodium citrate at pH 5 and 1 hole with an aqueous solution of DTPA containing 200 Kg / m3 with pH 12.5.

No bloco C foram feitos 9 furos com fluido de perfuração, sendo 3 sem conter sais/quelantes, 3 contendo 200 Kg/m3 de DTPA de pH 12,5 e 3 25 contendo 200 Kg/m3 de citrato tri-sódico acidificado com HCI a pH 5.In block C, 9 holes were drilled with drilling fluid, 3 containing no salts / chelators, 3 containing 200 Kg / m3 of DTPA pH 12.5 and 3 25 containing 200 Kg / m3 of trisodium citrate acidified with HCI a pH 5.

Na Figura 1 e 1A pode ser acompanhada a disposição dos furos efetuados nos blocos B e C em relação aos aditivos que foram utilizados.In Figures 1 and 1A, the arrangement of the holes made in blocks B and C in relation to the additives that were used can be followed.

Os resultados expressos de forma resumida estão apresentados em dois gráficos, referente aos blocos B (Figura 2 e Figura 2A) e C (Figura 3 e 30 Figura 3A), respectivamente.The results expressed in summary form are presented in two graphs, referring to blocks B (Figure 2 and Figure 2A) and C (Figure 3 and 30 Figure 3A), respectively.

As formulações dos fluidos utilizados nos ensaios de campo no bloco C encontram-se ilustrados na TABELA 1 a seguir onde: - FLUIDO (1) - fluido de perfuração sem sais/quelante (Água + GX); - FLUIDO (2) - 200 Kg/m3 de citrato tri-sódico acidificado com HCI a 5 pH 5 (Sol. Citrato + GX); - FLUIDO (3) - 200 Kg/m3 de DTPA (Sol. DTPA + GX).

The formulations of the fluids used in the field tests in block C are shown in TABLE 1 below where: - FLUID (1) - drilling fluid without salts / chelator (Water + GX); - FLUID (2) - 200 Kg / m3 of trisodium citrate acidified with HCI at 5 pH 5 (Sol. Citrate + GX); - FLUID (3) - 200 Kg / m3 of DTPA (Sol. DTPA + GX).

Nos gráficos que serão comentados a seguir deve ser entendido que: (C) - representa o componθntθ citrato de sódio; 10 (A) - representa o componente água; (B) - representa o componente DTPA; (F) - representa o componente citrato de sódio + goma xantana; (D) - representa o componente água + goma xantana; (E) - representa o componente DTPA + goma xantana.In the graphs that will be commented below, it should be understood that: (C) - represents the sodium citrate componθntθ; 10 (A) - represents the water component; (B) - represents the DTPA component; (F) - represents the sodium citrate + xanthan gum component; (D) - represents the water + xanthan gum component; (E) - represents the component DTPA + xanthan gum.

O gráfico da Figura 2 que ilustra a taxa de penetração média de acordo com a profundidade e o gráfico da Figura 2A que ilustra o desempenho dos quelantes em solução aquosa de acordo com a taxa de penetração mostra que o emprego de DTPA aumentou a taxa de penetração em 22% em relação à água.The graph in Figure 2 which illustrates the average penetration rate according to the depth and the graph in Figure 2A which illustrates the performance of chelators in aqueous solution according to the penetration rate shows that the use of DTPA increased the penetration rate 22% in relation to water.

No bloco B perfurou-se somente uma vez com a solução de DTPA (0,77 m/h), porém esse resultado foi melhor que o melhor resultado com água (0,68 m/h) que perfurou 4 vezes.Block B was drilled only once with the DTPA solution (0.77 m / h), but this result was better than the best result with water (0.68 m / h) that drilled 4 times.

As variações observadas com a perfuração somente com a água devem-se a heterogeneidade da rocha, uma vez que os parâmetros de perfuração foram os mesmos.The variations observed with drilling only with water are due to the heterogeneity of the rock, since the drilling parameters were the same.

O gráfico da Figura 3, que ilustra a taxa de penetração média de acordo com a profundidade e o gráfico da Figura 3A que ilustra o desempenho dos quelantes adicionados a um fluido de perfuração, mostra que o uso de DTPA em fluido de perfuração fez aumentar a taxa de penetração em 27%, enquanto citrato de sódio apenas 6%. Comparando os resultados do fluido com e sem DTPA, chega-se à conclusão que: - o pior resultado do fluido de perfuração com DTPA ficou na média do fluido de perfuração sem DTPA (Água + GX); - os dois resultados melhores do fluido com DTPA são melhores que o melhor resultado do fluido sem DTPA.The graph in Figure 3, which illustrates the average penetration rate according to depth, and the graph in Figure 3A which illustrates the performance of chelators added to a drilling fluid, shows that the use of DTPA in drilling fluid has increased the penetration rate by 27%, while sodium citrate only 6%. Comparing the results of the fluid with and without DTPA, it is concluded that: - the worst result of the drilling fluid with DTPA was the average of the drilling fluid without DTPA (Water + GX); - the two best results of the fluid with DTPA are better than the best result of the fluid without DTPA.

Embora a presente invenção tenha sido descrita em sua forma de realização preferida, o conceito principal que norteia a presente invenção que envolve uma composição de fluido de perfuração com capacidade para aumentar a taxa de penetração de uma broca em rochas carbonáticas, se mantém preservado quanto ao seu caráter inovador, onde aqueles usualmente versados na técnica poderão vislumbrar e praticar variações, modificações, alterações, adaptações e equivalentes cabíveis e compatíveis ao meio de trabalho em questão, sem, contudo se afastar da abrangência do espírito e escopo da presente invenção, que estão representados pelas reivindicações que se seguem.Although the present invention has been described in its preferred embodiment, the main concept that guides the present invention, which involves a drilling fluid composition capable of increasing the drill bit penetration rate in carbonate rocks, remains preserved in terms of its innovative character, where those usually versed in the technique will be able to glimpse and practice variations, modifications, alterations, adaptations and equivalents applicable and compatible to the work environment in question, without, however, departing from the scope of the spirit and scope of the present invention, which are represented by the following claims.

Claims

1- DRILLING FLUID COMPOSITION, characterized by comprising an aqueous-based drilling fluid having added a cationic salt of polyamine carboxylic acid, in an alkaline pH solution, above 9.0, where said fluid comprises: - a viscosifier, at a concentration of up to 42.8 Kg / m3; - a filtrate controller, at a concentration of up to 42.8 Kg / m3; - a clay swelling inhibitor, in a concentration in the range up to 28.5 Kg / m3; - an alkalizer, to be added until the pH of the fluid is in the range between 9 and 14; - a lubricant, in a proportion in the range of 2% to 3% in relation to the volume of water needed to compose the fluid; - a thickener in sufficient quantity to reach the desired specific weight; - industrial water, enough to complete the desired volume; and - a salt of a polyamine carboxylic acid in the form of an aqueous solution, with an alkaline pH between 9 and 14, at a concentration in the range between 1 Kg / m3 and 400.0 Kg / m3.

2- DRILLING FLUID COMPOSITION, according to claim 1, characterized in that the viscosifier is chosen from: carboxymethylcellulose (CMC), xanthan gum, bentonite, and activated clay.

3- DRILLING FLUID COMPOSITION, according to claim 1, characterized in that the filtrate controller is pre-gelatinized starch.

4- DRILLING FLUID COMPOSITION, according to claim 1, characterized in that the filtrate controller is carboxymethylcellulose (low viscosity).

5- DRILLING FLUID COMPOSITION, according to claim 1, characterized in that the clay swelling inhibitor is chosen from: NaCI, KCI, polyacrylamide and cationic polymers, or a mixture of these.

6- DRILLING FLUID COMPOSITION, according to claim 1, characterized in that the alkalinizer is KOH.

7 - DRILLING FLUID COMPOSITION, according to claim 1, characterized in that the alkalinizer is NaOH.

8 - DRILLING FLUID COMPOSITION, according to claim 1, characterized in that the lubricant is polyglycol oleate.

9- DRILLING FLUID COMPOSITION, according to claim 1, characterized in that the lubricant belongs to the class of fatty esters.

10 - DRILLING FLUID COMPOSITION, according to claim 1, characterized in that the densifier is baritin.

11- DRILLING FLUID COMPOSITION, according to claim 1, characterized in that the thickener is hematite.

12 - DRILLING FLUID COMPOSITION, according to claim 1, characterized in that the cationic salt of polyamine carboxylic acid is the potassium salt of di-ethylene triaminopenta-acetic acid (DPTA).