BR112014032327B1 - Fluido de tratamento de poço ou fluido de perfuração água em óleo - Google Patents
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Abstract
fluido de tratamento de poço ou fluido de perfuração água em óleo. fluidos de tratamento de poço e de perfuração de emulsão água em óleo compreendendo um éster de ácidos graxos trímeros e polioxietileno glicol, com o polioxietileno glicol tendo peso molecular médio de cerca de 150 a cerca de 600 e os ácidos trímeros tendo pelo menos cerca de 20% de grupos ácidos carboxílicos esterificados, como modificador de reologia.
Description
[0001] A presente invenção refere-se a um modificador de reologia para fluidos de tratamento de poço e de perfuração de emulsão água em óleo (fluidos de emulsão invertida) com compatibilidade ambiental aperfeiçoada, e a seu uso como espessante de fluidos de emulsão invertida em aplicações subterrâneas; mais particularmente, o modificador de reologia é um éster de ácidos graxos trímeros e polioxietileno glicol, como ás ácidos trímeros tendo pelo menos cerca de 20% de grupos ácidos carboxílicos esterificados.
[0002] Por fluidos de perfuração entende-se fluidos de perfuração e completamento; por fluidos de tratamento de poço entende-se todos os fluidos usados em operações de poço, tais como recondicionamento, trituração, estimulação, fraturamento, fluidos de manchamento, cimentação, etc. Por fluidos de emulsão invertida entende-se tanto fluidos de perfuração como fluidos de tratamento de poço nos quais a fase contínua é oleaginosa (fluidos de emulsão água em óleo).
[0003] Os fluidos de emulsão invertida são também aqui referidos como fluidos à base de óleo.
[0004] Emulsões usualmente compreendem duas fases imiscíveis: uma fase contínua (ou externa) e uma fase descontínua (ou interna), com a fase descontínua usualmente sendo um líquido disperso em gotículas na fase contínua.
[0005] As emulsões óleo-em-água usualmente incluem um fluido pelomenos parcialmente imiscível em óleo (um fluido à base de água) como a fase contínua e uma fase óleo como a fase descontínua.
[0006] As emulsões água-em-óleo são opostas, tendo a fase óleo como a fase contínua e um fluido pelo menos parcialmente imiscível na faseóleo (usualmente como um fluido à base de água) como a fase descontínua.
[0007] As emulsões água-em-óleo podem também ser referidas como emulsões invertidas. Ambos os tipos de emulsões têm sido usados amplamente em aplicações de óleo e gás, por exemplo, para perfuração e outras aplicações de tratamento subterrâneo.
[0008] As emulsões invertidas são preferidas como fluidos de perfuração quando a formação é notadamente sensível ao contato com a água e elas usualmente garantem melhor lubrificação das colunas de perfuração e ferramentas de furo descendente, formação de torta de filtro mais espessa, e melhor resistência térmica e estabilidade de furo.
[0009] Fluidos de emulsão invertida são geralmente viscosificados pela adição de um ou mais agentes de modificação de reologia que devem ser capazes controlar a reologia do fluido na faixa completa de temperaturas de operação, concentrações de sólidos e taxa de cisalhamento aplicada.
[00010] Uma das funções dos modificadores de reologia é, na verdade, suspender os detritos de perfuração, especialmente quando o fluido estiver em repouso.
[00011] Muitos modificadores de reologia para fluidos à base de óleo são conhecidos.
[00012] A título de exemplo, a Patente U.S. 6.908.887 (concedida para Haliburton) descreve o uso do produto de condensação de um ácido carboxílico dímero ou trímero e dietanolamina como agente de suspensão para fluidos de perfuração à base de óleo.
[00013] A Patente U.S. 7.345.010 (concedida para Elementis Specialties) relata que o uso de aditivos baseados no produto de reação de oliaminas e ácidos policarboxílicos combinados com aminas alcoxiladas e amidas de ácidos graxos fornece propriedades reológicas estáveis independentemente das variações de temperatura.
[00014] Os ácidos graxos trímeros estão dentre os modificadores dereologia conhecidos que são usados em perfuração e fluidos de tratamento de poço.
[00015] A Patente U.S. 7.871.962 (concedida para M I LLC) descreve lamas de perfuração baseadas em óleo compreendendo um modificador de reologia que pode ser um dímero, trímero ou tetrâmero de um ácido graxo C12-C22, ou uma poliamida graxa.
[00016] Contudo, o uso de ácidos trímeros é problemático, pois eles sofrem com problemas que incluem possível toxicidade aquática e pouca capacidade biodegradável.
[00017] Como matéria de fato, dados de eco-toxicidade favoráveis são requeridos para produtos químicos em mar aberto para reduzir o risco ambiental potencial no ambiente marinho.
[00018] Em particular, dados de bioacumulação, dados de biodegradação e dados de toxicidade aquática de três níveis tróficos (algas, crustáceos e peixes) são requeridos para prever o dano potencial para o ecossistema. Os dados de bioacumulação devem ser fornecidos para todas as substâncias orgânicas de alto peso molecular.
[00019] Foi agora verificado que perfuração com emulsão água-em- óleo e fluidos de tratamento de poço compreendendo um éster de ácidos graxos trímeros e polioxietileno glicol tendo um peso molecular médio de cerca de 150 a cerca de 600, com os ácidos trímeros tendo pelo menos cerca de 20% de grupos ácido carboxílico esterificados, mostram viscosidade melhorada e boa compatibilidade ambiental por causa de sua baixa toxicidade aquática e alta capacidade biodegradável.
[00020] Ésteres de ácidos graxos trímeros e um polioxietileno glicol foram descritos na Pat. U.S. 4.978.392, que descreve o uso de um éster derivado de um polioxietileno glicol e um ácido olicarboxílico para melhorar a fluidez e a capacidade de dispersão de composições de cimento.
[00021] O objeto da presente invenção é o uso de certos ésteres de ácidos graxos trímeros (Fatty acids, C18-unaturated, trimers; CAS n° 6893790-6) e polioxietileno glicol (CAS No. 25322-68-3) como modificador de reologia para fluidos de emulsão invertida.
[00022] Em uma forma de realização, a presente invenção fornece um fluido de perfuração de emulsão de água em óleo ou um fluido de tratamento de poço que compreende uma fase óleo contínua, uma fase interna aquosa e um éster de ácidos graxos trímeros e polioxietileno glicol, com o polioxietileno glicol tendo peso molecular médio de cerca de 150 a cerca de 600 e os ácidos trímeros tendo pelo menos cerca de 20% de grupos ácidos carboxílicos esterificados, como modificador de reologia.
[00023] Em ainda outra forma de realização, a presente invenção fornece um método de tratamento de poços de óleo que compreende: fornecer um fluido de tratamento de poço com emulsão água em óleo contendo uma fase óleo contínua, uma fase aquosa interna e um éster de ácidos graxos trímeros e polioxietileno glicol, com o polioxietileno glicol tendo peso molecular médio de cerca de 150 a cerca de 600 e os ácidos trímeros tendo pelo menos cerca de 20% de grupos ácidos carboxílicos esterificados, como modificador de reologia.
[00024] Em outra forma de realização, a presente invenção fornece um método de fraturamento de uma formação subterrânea que compreende: fornecer um fluido de emulsão de água em óleo contendo uma fase óleo, uma fase aquosa, um éster de ácidos graxos trímeros e polioxietileno glicol, com o polioxietileno glicol tendo peso molecular médio de cerca de 150 a cerca de 600 e os ácidos trímeros tendo pelo menos cerca de 20% de grupos ácidos carboxílicos esterificados, e partículas estruturantes; colocar o fluido de emulsão de água em óleo na formação subterrânea em uma pressão suficiente para criar ou aumentar pelo menos uma fratura aí; e remover o fluido de emulsão de água em óleo da formação subterrânea, deixando pelo menos umaporção das particulados estruturantes na fratura.
[00025] As características e vantagens da presente invenção serão prontamente aparentes para aqueles versados na técnica quando da leitura da descrição das formas de realização preferidas que se seguem.
[00026] Os ácidos graxos trímeros são misturas de trímeros e dímeros de ácidos graxos insaturados C18 contendo cerca de 60% de trímeros e cerca de 40% em peso de dímeros. Os ácidos graxos trímeros, também simplesmente chamados de trímeros, são obtidos pela destilação de ácidos dímeros crus (CAS n° 71808-39-4). Os ácidos graxos dímeros e trímeros são, respectivamente, compostos de adição predominantemente monocíclicos C36 e C54 de ácidos graxos insaturados (principalmente de ácidos graxos de talóleo).
[00027] Para a preparação do éster da presente invenção, os ácidos graxos trímeros compreendendo de cerca de 50% a cerca de 10% em peso de trímeros de ácidos graxos insaturados C18 devem ser usados, e o equilíbrio até 10% principalmente consistindo de dímeros de ácidos graxos insaturados C18.
[00028] Os polioxietileno glicóis que podem ser usados na preparação dos ésteres da presente invenção têm um peso molecular médio de cerca de 150 a cerca de 600, preferivelmente de 150 a 250, como determinado do número de hidroxilas medido de acordo com o método de teste ASTM D4274-05.
[00029] De forma a funcionar como espessante em fluidos de emulsão invertida, o éster de ácidos graxos trímeros e o polioxietileno glicol devem ser solúveis na fase óleo contínua. Como consequência, o peso molecular do polioxietileno glicol e a percentagem de grupos ácidos carboxílicos de ácidos graxos trímeros que são esterificados devem ser regulados em consequência.
[00030] O uso de polioxietileno glicol com peso molecular médio de 150 a 250 e ésteres nos quais de 25% a 50% dos grupos ácidos carboxílicos dos ácidos graxos trímeros são esterificados é preferido. Melhores resultadosforam obtidos com polioxietileno glicol com peso molecular médio de cerca de 200 e com ésteres nos quais de 30 a 40% dos grupos ácido carboxílico dos ácidos graxos trímeros são esterificados.
[00031] A percentagem de grupos carboxílicos esterificados pode ser determinada por métodos conhecidos na técnica, tais como o método de teste padrão ASTM D5558-95 "STANDARD TEST METHOD FOR DETERMINATION OF THE SAPONIFICATION VALUE OF FATS END OILS" e por ASTM D974-12 "ACID AND BASE NUMBER BY COLOR-INDICATOR TITRATION" (a percentagem pode ser calculada a partir do valor de saponificação e do número de ácidos do éster).
[00032] Os fluidos de perfuração e tratamento de poço com emulsão água em óleo de acordo com a presente invenção contêm de 0,1 a 10% em peso de éster, com base no peso total do fluido.
[00033] Em uma forma de realização preferida, o éster é usado em uma quantidade de 0,5 a 5% em peso, de forma a otimamente desenvolver seu efeito como espessante.
[00034] Antes de ser adicionado ao fluido de perfuração e tratamento de poço com emulsão água em óleo, o éster pode ser diluído em um solvente adequado, tal como um glicol ou um glicol éter, por exemplo, em butiltriglicol.
[00035] O uso de um éster de ácidos graxos trímeros e polioxietileno glicol, com o polioxietileno glicol tendo um peso molecular médio de cerca de 150 a cerca de 600 e os ácidos trímeros tendo pelo menos cerca de 20% de grupos ácidos carboxílicos esterificados, como modificador de reologia de fluidos de perfuração e tratamento de poço com emulsão água em óleo, leva a uma viscosidade notadamente aumentada dos fluidos quando comparação é feita com aquela do mesmo fluido sem o éster e também com aquela do mesmo fluido compreendendo espessantes comercialmente disponíveis, e, em particular, ácidos graxos trímeros. Além disso, será apreciado que fluidos deemulsão invertida espessados com os ésteres da presente invenção mostram uma reologia estável, i.e., um perfil de reologia com pouca variação antes e após o envelhecimento com calor do fluido.
[00036] Os fluidos de perfuração com emulsão água em óleo da presente invenção compreendem uma fase óleo contínua, uma fase aquosa interna (um fluido baseado em água que é pelo menos parcialmente imiscível com a fase óleo), e o éster descrito acima e podem ser adequados para uso em uma variedade de aplicações de campo de petróleo em que emulsões água- em-óleo são usadas; estas incluem aplicações subterrâneas compreendendo operações de perfuração, completamento e estimulação (tais como fraturamento), tratamentos de controle de areia, tais como instalação de pacote de cascalho, cimentação, manutenção e reativação.
[00037] Os fluidos de perfuração ou fluidos de tratamento de poço com emulsão água em óleo da presente invenção compreendem de 50 a 98% em peso, de uma fase óleo contínua e de 2 a 50% em peso, preferivelmente de 2 a 20% em peso de uma fase aquosa interna.
[00038] A fase óleo contínua usada nas emulsões invertidas da presente invenção pode compreender qualquer fluido à base de óleo adequado para uso em emulsões.
[00039] O fluido à base de óleo pode derivar de uma fonte natural ou sintética.
[00040] Exemplos de fluidos à base de óleo adequados incluem, sem limitação, óleos diesel, óleos de parafina, óleos minerais, óleos minerais com baixa toxicidade, olefinas, ésteres, amidas, aminas, óleos sintéticos, tais como poliolefinas, éteres acetais, dialquilcarbonatos, hidrocarbonetos e combinações destes.
[00041] Os fluidos à base de óleo preferidos são óleos de parafina, óleos minerais com baixa toxicidade, óleos diesel, óleos minerais, poliolefinas, olefinas e misturas destes.
[00042] Fatores que determinam qual fase óleo será usada em uma aplicação particular incluem, mas não estão limitados a, seu custo e características de performance, compatibilidade ambiental, perfil toxicológico e disponibilidade.
[00043] Os fluidos de emulsão invertida da presente invenção também compreendem uma fase aquosa interna que é pelo menos parcialmente imiscível com a fase óleo.
[00044] Exemplos adequados da fase aquosa incluem água fresca, água do mar, água salgada, e salmouras (e.g., águas saturadas em sal), glicerinas, glicóis, poliglicol aminas, polióis e derivados destes, que são parcialmente imiscíveis com o fluido oleaginoso, e combinações destes.
[00045] Salmouras adequadas podem inclui salmouras pesadas.
[00046] Salmouras pesadas, para os propósitos deste pedido, incluemsalmouras com vários sais em concentrações variáveis, que podem ser usadas para aumentar o peso de um fluido; geralmente o uso de agentes de carga é requerido para fornecer a densidade desejada do fluido.
[00047] Barita, carbonato de cálcio, dolomita, ilmenita, hematita, mármore de piso, calcáreo e misturas destes são exemplos de agentes de carga adequados. Salmouras geralmente compreendem sais solúveis em água.
[00048] Sais solúveis em água adequados são cloreto de sódio cloreto de cálcio, brometo de cálcio, brometo de zinco, formiato de sódio, formiato de potássio, acetato de sódio, acetato de potássio, acetato de cálcio, acetato de amônio, cloreto de amônio, brometo de amônio, nitrato de sódio, nitrato de potássio, nitrato de amônio, nitrato de cálcio, carbonato de sódio, carbonato de potássio, e misturas destes.
[00049] A fase aquosa é escolhida levando-se em conta vários fatores incluindo custo, perfil ambiental e de segurança para a saúde, densidade, disponibilidade, e qual fase óleo foi escolhida. Outro fator que pode ser considerado é a aplicação da emulsão.
[00050] Por exemplo, se a aplicação precisar de uma emulsão com um peso pesado, uma salmoura de brometo de zinco (por exemplo) pode ser escolhida.
[00051] Os fluidos de perfuração e tratamento de poço com emulsão água em óleo da presente invenção podem também compreender aditivos convencionais incluindo emulsificantes, agentes de carga, agentes umectantes, agentes de perda de fluido, agentes espessantes, lubrificantes, antioxidantes, inibidores de corrosão, inibidores de incrustação, removedores de espuma, biocidas, modificadores de pH, e semelhantes.
[00052] Tais fluidos, em particular, também contêm pelo menos um redutor de filtrado preferivelmente escolhido dentre gilsonita, lignita organofílica, taninos organofílicos, polímeros sintéticos, ácidos graxos policarboxílicos, ou misturas destes.
[00053] Quando usados em certas aplicações, os fluidos podem incluir particulados tais como estruturantes ou cascalho.
[00054] Para melhor ilustrar a invenção, os seguintes exemplos são relatados para mostrar o efeito da adição dos ésteres da invenção em fluidos de perfuração com emulsão água em óleo.
[00055] Em um vaso de reação equipado com aquecimento, agitador, termômetro, um sistema de introdução dos reagentes, com o vaso de reação conectado a um resfriador provido com um coletor de água, 2469 g de ácidos trímeros e 531 g de polioxietileno glicol (PM 200) são adicionados. A cerca de 40°C, 3 g de monoidrato de ácido toluenosulfônico são adicionados sob agitação. A temperatura é ajustada em 120°C. A mistura de reação e mantida a 120°C até que o número de acidez alcance um valor entre 95 e 105 mg de KOH/g.
[00056] O produto (Éster 1) é então diluído com butiltriglicol (trieltileno glicol monobutil éter) e resfriado para obter uma solução 80% em peso do éster parcial (RM1).
[00057] A Biodegradação Marinha do Éster 1 foi medida de acordo com o Teste OECD 306. A Ecotoxicidade Aquática do Éster 1 foi avaliada para as seguintes espécies (de acordo com o método em entre parêntesis):• Algas (protocolo de teste para Skeletonema costatum ISO/DIS 10253).• Crustáceos (protocolo de teste para Acartia tonsa ISO TC 147/SC/WG2).• Peixe (protocolo de teste recomendado PARCOM Protocol 1995 parte B)• Reprocessador de Sedimento (protocolo de teste recomendado PARCOM Protocol 1995 parte A)
[00058] Os seguintes são os resultados dos testes realizados no Éster 1:Biodegradação Marinha >60% (70 dias)Ecotoxicidade Aquática (Algas) EC50 > 1000 mg/lEcotoxicidade Aquática (Crustáceos) LC50 > 1000 mg/lEcotoxicidade Aquática (Peixes) LC50 > 1000 mg/lEcotoxicidade Aquática (Reprocessador de Sedimento) LC50 > 1000 mg/lPreparação de uma reologia de polioxietileno glicol éster de ácidos trímeros (Éster 2)
[00059] Em um vaso de reação equipado com aquecimento, agitador, termômetro, um sistema de introdução dos reagentes, com o vaso de reação sendo conectado a um resfriador provido com um coletor de água, 180,9 g de ácidos trímeros e 117 g de polioxietileno glicol (PM 200) são adicionados. A cerca de 40°C, 3 g de monoidrato de ácido toluenosulfônico são adicionados sob agitação. A temperatura é ajustada em 120°C. A mistura de reação e mantida a 120°C por 2 horas. Após esta etapa, a temperatura é aumentada para 140°C e a mistura de reação é mantida nesta temperatura até que o número de acidez alcance um valor abaixo de 5 mg de KOH/g. O produto (Éster 2) é então diluído com butiltriglicol (trietileno glicol monobutil éter) e resfriado para obter uma solução 80% em peso do éster (RM2).
[00060] Três fluidos de emulsão água em óleo foram preparados pela mistura dos ingredientes abaixo com um misturador de Hamilton Beach, conforme descrito em A.P.I Specificatin 13B-2, na ordem relatada e com osseguintes tempos de agitação:
(*) Óleo parafínico mineral disponibilizado por TOTAL UK (**) argila organofílica disponibilizada por Elementis
[00061] Os modificadores de reologia RM1 e RM2 e os ácidos graxos trímeros disponibilizados pela Oleon diluídos com butiltriglicol (trietileno glicol monobutil éter) para obter uma solução 80% em peso (RM3) foram usados como os modificadores de reologia respectivamente nos Fluidos 1, 2 e 3.
[00062] Um fluido de água em óleo branco foi preparado com o mesmo modo de operação e mesma receita, mas sem a adição de qualquer modificador de reologia (Fluido Branco). As características dos fluidos sãomostradas na seguinte tabela:
(*) libras por galão (1 ppg = 119 kg/m3)
[00063] As propriedades reológicas dos fluidos de perfuração de emulsão invertida foram medidas a 50°C com um viscosímetro, conforme relatado no padrão ISO 10414-2.
[00064] A estabilidade elétrica foi medida em uma temperatura de 50°C por meio de um medidor de estabilidade elétrica como relatado no padrão SO 10414-2.
[00065] Os resultados são relatados na Tabela 1.
[00066] Pode ser observado que o uso de um polioxietileno glicol éster de ácidos graxos trímeros leva a uma viscosidade notadamente aumentada.Tabela 1. Propriedades Reológicas a 50°C
* comparativo** 1 lb/100 ft = 47,88 Pa
[00067] Para estudar o comportamento do modificador de reologia emum sistema diferente, outro teste foi analogamente conduzido em outro fluido baseado em óleo mineral preparado pela mistura dos ingredientes abaixo com um misturador de Hamilton Beach, conforme descrito em A.P.I Specification13B-2, na ordem relatada e com os seguintes tempos de agitação.
(*) óleo parafínico mineral disponibilizado pela Carless Petrochem(**) argila organofílica disponibilizada pela Baroid(***) Redutor de perda de fluido OBM disponibilizado pela Baroid
[00068] As características do Fluido Branco do fluido contendo RM1(Fluido 1a) são mostradas na tabela abaixo
(*) libras por galão (1 ppg = 119 kg/m3)
[00069] As propriedades reológicas dos fluidos de perfuração de emulsão invertida foram medidas a 50°C antes e após laminação a quente (BHR e AHR) com um viscosímetro, conforme relatado no padrão SO 10414-2.
[00070] A estabilidade elétrica foi medida em uma temperatura de 50°C por meio de um medidor de estabilidade elétrica como relatado no padrão ISO 10414-2.
[00071] As seguintes condições de operação foram usadas:
[00072] Os resultados são relatados nas Tabelas 2 e 3Tabela 2. Propriedades Reológicas BHR
* comparativo** 1 lb/100 ft = 47,88 PaTabela 3. Propriedades Reológicas BHR por 16 horas a 120°C
* comparativo** 1 lb/100 ft = 47,88 Pa
[00073] Pode ser observado que o uso de um polioxietileno glicol éster de ácidos graxos trímeros leva a uma viscosidade notadamente aumentada e a uma reologia estável, i.e., um perfil de reologia com pouca variação antes e após o envelhecimento com calor do fluido.
Claims (5)
1. Fluido de tratamento de poço ou fluido de perfuração água em óleo, caracterizado pelo fato de compreender uma fase óleo contínua, uma fase interna aquosa e de 0,1% a 10% em peso, com base no peso total do fluido, de um éster de ácidos graxos trímeros e polioxietileno glicol, com o polioxietileno glicol tendo peso molecular médio de 150 a 600 e os ácidos trímeros tendo pelo menos 20% de grupos ácidos carboxílicos esterificados, como modificador de reologia.
2. Fluido de tratamento de poço ou de perfuração água em óleo de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o modificador de reologia é um éster de ácidos graxos trímeros e polioxietileno glicol, com o polioxietileno glicol tendo um peso molecular médio de 150 a 250 e os ácidos trímeros tendo de 25% a 50% de grupos ácido carboxílico esterificados.
3. Fluido de tratamento de poço ou de perfuração água em óleo de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que o modificador de reologia é um éster de ácidos graxos trímeros e polioxietileno glicol, com o polioxietileno glicol tendo um peso molecular médio de 200 e os ácidos trímeros tendo de 30% a 40% de grupos ácido carboxílico esterificados.
4. Fluido de tratamento de poço ou de perfuração água em óleo de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que compreende de 50% a 98% em peso de fase óleo contínua e de 2 a 50% de fase aquosa interna.
5. Fluido de tratamento de poço ou de perfuração água em óleo de acordo com qualquer uma das reivindicações anteriores, caracterizado pelo fato de que compreende de 80% a 98% em peso de fase óleo contínua e de 2 a 20% de fase aquosa interna.Petição 870210078503, de 25/08/2021, pág. 8/9
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