BR112021007650A2

BR112021007650A2 - Fluidos de furo de poço baseados em óleo de baixa densidade e métodos dos mesmos

Info

Publication number: BR112021007650A2
Application number: BR112021007650-6A
Authority: BR
Inventors: Roger DANILOFF; Arne ASKØ; Nicholas Hilbig; Jerome PIC
Original assignee: Schlumberger Technology B.V.
Priority date: 2018-10-23
Filing date: 2019-10-22
Publication date: 2021-10-13
Also published as: GB202105667D0; GB2592790A; US20230383169A1; US11767459B2; US20210395597A1; GB2592790B; WO2020086513A1; NO20210469A1

Abstract

fluidos de furo de poço baseados em óleo de baixa densidade e métodos dos mesmos. um fluido de furo de poço pode incluir uma fase contínua oleaginosa; uma fase descontínua não oleaginosa; um emulsionante estabilizando a fase não oleaginosa dentro da fase oleaginosa; um material de baixa densidade selecionado e em uma quantidade para resultar em uma densidade do fluido de furo de poço que é inferior a 0,83; e pelo menos um modificador de reologia selecionado para suspender o material de baixa densidade dentro do fluido de furo de poço.

Description

FLUIDOS DE FURO DE POÇO BASEADOS EM ÓLEO DE BAIXA DENSIDADE E MÉTODOS DOS MESMOS REFERÊNCIA CRUZADA A PEDIDOS RELACIONADOS

[001] Este pedido reivindica prioridade do Pedido Provisório US 62/749.634, depositado em 23 de outubro de 2018, o qual é incorporado neste documento por referência em sua totalidade.

FUNDAMENTOS

[002] Durante a perfuração de um furo de poço, vários fluidos são tipicamente usados no poço para uma variedade de funções. Os fluidos podem ser circulados através de um tubo de perfuração e broca de perfuração para o furo de poço e, então, subsequentemente podem fluir para cima através do furo de poço para a superfície. Durante essa circulação, o fluido de perfuração pode agir para remover fragmentos e cascalhos de perfuração do fundo do furo para a superfície, para suspender os fragmentos e cascalhos e material de aumento de peso quando circulação é interrompida, para controlar pressões de subsuperfície, para manter a integridade do furo de poço até que a seção de poço seja revestida e cimentada, para isolar os fluidos da formação subterrânea proporcionando pressão hidrostática suficiente para evitar o ingresso de fluidos de formação para o furo de poço, para resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e broca e/ou para maximizar taxa de penetração.

[003] Na maioria dos processos de perfuração rotativa o fluido de perfuração assume a forma de uma "lama", isto é, um líquido tendo sólidos suspensos no mesmo. Os sólidos geralmente funcionam para conferir propriedades reológicas desejadas ao fluido de perfuração e também para aumentar a densidade do mesmo a fim de proporcionar uma adequada pressão hidrostática no fundo do poço. A lama de perfuração pode ser ou uma lama baseada em água ou baseada em óleo.

SUMÁRIO

[004] Este sumário é fornecido para apresentar uma seleção de conceitos que são mais bem descritos abaixo na descrição detalhada. Este sumário não se destina a identificar características chaves ou essenciais do assunto reivindicado, nem se destina a ser usado como um auxílio na limitação do escopo da matéria reivindicada.

[005] Em um aspecto, modalidades aqui divulgadas se referem a um fluido de furo de poço que inclui uma fase contínua oleaginosa; uma fase descontínua não oleaginosa; um emulsificante estabilizando a fase não oleaginosa dentro da fase oleaginosa; um material de baixa densidade selecionado e em uma quantidade para resultar em uma densidade do fluido de furo de poço que é menor que 0,83; e pelo menos um modificador de reologia selecionado para suspender o material de baixa densidade dentro do fluido de furo de poço.

[006] Em outro aspecto, modalidades da presente divulgação se referem a um método que inclui circular um fluido de furo de poço para um furo de poço, o fluido de furo de poço incluindo uma fase contínua oleaginosa; uma fase descontínua não oleaginosa; um emulsificante estabilizando a fase não oleaginosa dentro da fase oleaginosa; um material de baixa densidade selecionado e em uma quantidade para resultar em uma densidade do fluido de furo de poço que é menor que 0,83; e pelo menos um modificador de reologia selecionado para suspender o material de baixa densidade dentro do fluido de furo de poço.

[007] Em ainda outro aspecto, modalidades aqui divulgadas se referem a um método que inclui perfurar através de um reservatório esgotado com um fluido de furo de poço tendo uma densidade inferior a 0,83, uma viscosidade plástica inferior a 40 cP e uma leitura de dial Fann 35 a 3 rpm variando de 2 a 6 lbs/100ft2; e cessar perfuração, em que durante cessação, o fluido de furo de poço tem menos de uma mudança de densidade de 0,1 no furo de poço.

[008] Outros aspectos e vantagens da matéria reivindicada serão evidentes a partir da seguinte descrição e das reivindicações anexas.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

[009] FIGs. 1-3 mostram imagens comparativas (com e sem modificadores de reologia) de estabilidade de fluido (envelhecimento estático) em 0 hora, 48 horas e 72 horas, respectivamente.

DESCRIÇÃO DETALHADA

[010] Em um aspecto, modalidades aqui divulgadas se referem a fluidos de furo de poço de baixa densidade, particularmente fluidos de furo de poço baseados em óleo e métodos dos mesmos. Embora fluidos de furo de poço (e fluidos de perfuração em particular) geralmente incorporem um agente de aumento de peso para aumentar a densidade do fluido para fornecer a pressão hidrostática apropriada para evitar o ingresso/egresso de fluidos para dentro/fora do furo de poço, há também um número crescente de situações nas quais fluidos de furo de poço densificados convencionais têm uma densidade alta demais para o reservatório. Por exemplo, ao perfurar em reservatórios esgotados, onde as pressões são significativamente mais baixas que em ambientes de fundo de poço convencionais, há uma necessidade crescente de fluidos tendo uma densidade inferior a 7 libras por galão (ppg) ou uma densidade inferior a 0,83.

[011] Enfraquecimento é geralmente definido como o assentamento de partículas no anular de um poço, o que pode ocorrer quando o fluido de furo de poço está estático ou sendo circulado. No contexto de partículas de baixa densidade, que têm uma densidade específica menor que o fluido no qual as partículas estão suspensas, as partículas não assentam (ou afundam), mas em vez disso sobem em direção à superfície. No entanto, o efeito resultante é o mesmo de quando materiais de alta densidade assentam: a parte superior de um furo de poço perderá densidade de lama, o que diminui a pressão hidrostática no furo, de modo que um influxo (um kick) de fluido de formação pode entrar no poço, o que pode danificar o poço ou levar à perda do poço. Convencionalmente, operadores tentam aumentar a viscosidade de um fluido para reduzir o enfraquecimento de partículas de alta densidade. No entanto, esta abordagem pode ser problemática porque as pressões crescentes necessárias para bombear um fluido mais viscoso podem levar a um risco maior de circulação perdida quando a pressão de bombeamento ultrapassar aquela que a formação pode suportar. Esta viscosidade elevada é particularmente problemática em temperaturas mais baixas, onde o fluido pode naturalmente se tornar mais viscoso.

[012] De acordo com uma ou mais modalidades da presente divulgação, os inventores descobriram que a incorporação de um modificador de reologia pode permitir vantajosamente que as partículas de baixa densidade permaneçam suspensas no fluido, onde, sem o modificador de reologia, as partículas estariam de outro modo subindo ou flutuando em direção ao topo dos fluidos dentro de minutos da mistura de fluido. Nesse caso, o fluido exibe uma mudança de densidade ao longo da coluna de fluido. Em particular, a capacidade do fluido de manter os materiais de baixa densidade suspensos pode ser considerada em termos da mudança do fluido em densidade (isto é, Δ s.g.) ao longo de um período de tempo medido. Em uma ou mais modalidades, um fluido de furo de poço da presente divulgação pode ter um Δ s.g. inferior a 0,1 (ou inferior a 0,05 s.g.) ao longo de um período de tempo que é de pelo menos 1 hora, 5 horas, 10 horas, 1 dia, 3 dias ou 7 dias. Assim, por ter enfraquecimento mínimo, o fluido pode ter menos de 0,1 s.g. (ou 0,833 ppg) de mudança ao longo do período estático. Outra forma de expressar isso é por meio de um "fator de enfraquecimento", que é calculado para um fluido envelhecido a quente em uma célula estática por um período de tempo de pelo menos 16 horas, dividindo a densidade inferior pela soma das densidades superior e inferior. Um fator de enfraquecimento de 0,5 indica nenhum assentamento de agentes de aumento de peso ou subida de materiais de baixa densidade. Em uma ou mais modalidades da presente divulgação, um fator de enfraquecimento maior que 0,46 pode ser alcançado ou maior que 0,47, 0,48 ou 0,49.

[013] Modificadores de reologia podem incluir um ou mais de ácidos policarboxílicos, poliamidas, alcoxilatos de álcool, alcoxilatos de amina, copolímeros de óxido de etileno/óxido de propileno ou combinações dos mesmos. Um ou mais dos modificadores de reologia podem ser adicionados ao fluido em uma quantidade variando de 1 a 8 g/L ou 2 a 5 g/L em modalidades mais particulares.

[014] Em uma modalidade ilustrativa, o modificador de reologia pode ser um ácido graxo policarboxílico. Em uma ou mais modalidades, os ácidos graxos policarboxílicos utilizados no presente fluido podem incluir um ácido graxo C12 a C22 policarboxílico de dímero, ácido graxo C1 a C22 policarboxílico de trímero, ácido graxo C12 a C22 policarboxílico de tetrâmero, misturas desses ácidos. Por exemplo, o ácido graxo policarboxílico pode ser dimérico ou trimérico e, portanto, pelo menos dois ou três grupos carboxila na molécula. Dímeros ou trímeros particulares podem incluir um ácido policarboxílico derivado de tall oil ou outros ácidos carboxílicos de cadeia longa insaturados semelhantes (isto é, ácidos graxos) com 12 a 22 carbonos. O modificador de reologia é um modificador de reologia baseado em poliamida proprietário com base em uma mistura de amidas e aminas comercialmente disponíveis de M-I SWACO de Houston TX como EMI-756.

[015] Em outra modalidade ilustrativa, o modificador de reologia pode ser uma poliamida. Quando o modificador de reologia é uma poliamida, a poliamida pode ser, por exemplo, o produto de reação de condensação de um ácido graxo C12-C22 e uma poliamina selecionada do grupo que consiste em dietilenotriamina, trietilenotetramina; e pentaetilenotetramina. Geralmente, o produto de condensação é baseado em um equivalente de ácido graxo para cada equivalente de amina presente no material de partida de amina.

[016] Como mencionado acima, o modificador de reologia pode ser usado a fim de suspender (com pouca flutuação) as partículas de baixa densidade no topo do fluido. Geralmente, um material de baixa densidade tem uma densidade menor que aquela da fase fluida na qual o material está suspenso (tal como uma emulsão de óleo em água). Em modalidades particulares, o material de baixa densidade pode ter uma densidade menor que cada uma da fase aquosa e da fase oleaginosa. Com base na baixa densidade (menos que as fases de fluido), quando adicionado a um fluido de furo de poço, o material de baixa densidade pode ser adicionado ao fluido de furo de poço em quantidades suficientes para reduzir a densidade até menos de 0,83, 0,8 ou 0,76 sp, tal como uma redução de densidade em pelo menos 15%, 20% ou 30%. Em uma modalidade, o material de baixa densidade é adicionado em quantidades suficientes para reduzir a densidade da lama até menos que a fase oleaginosa (que tem uma densidade mais baixa que uma fase aquosa emulsionada na mesma). Em outra modalidade, o material de baixa densidade pode estar presente em uma quantidade de até 175 g/L do fluido.

[017] O material de baixa densidade pode compreender quaisquer microesferas ocas de vidro, cerâmica ou plástico que podem ser adicionadas ao fluido de furo de poço para reduzir a densidade das mesmas. A resistência compressiva necessária das microesferas usadas em aplicações de perfuração é ditada pelas pressões de fundo de poço e pelos ambientes extremos encontrados durante perfuração, bem como pelas condições usadas para misturar o fluido de furo de poço e bombear o fluido furo abaixo. Microesferas ocas, por causa de sua forma esférica, oferecem resistência à compressão igualmente de todas as direções (resistência compressiva isotrópica) e são idealmente adequadas para esta aplicação. Geralmente, a microesfera pode ter uma resistência a colapso de pelo menos 4.000 psi (27,6

MPa), de preferência pelo menos 5.000 psi (34,5 MPa) para fornecer um aditivo redutor de densidade essencialmente incompressível.

[018] As microesferas utilizadas podem ser qualquer tipo de esferas ocas conhecidas na técnica, tal como vidro, mas também podem ser feitas de materiais poliméricos, cerâmicos ou outros materiais conhecidos na técnica, desde que o componente de microesfera tenha propriedades físicas suficientes para suportar as severas condições encontradas na perfuração de poços, incluindo resistência a colapso, estabilidade hidrolítica, tamanho, densidade, etc.

[019] Como as microesferas são submetidas a altas pressões em um poço, as microesferas devem ter uma resistência a colapso superior às pressões antecipadas. Geralmente, as microesferas devem ter uma resistência a estouro em excesso de 4.000 psi (27,6 MPa), de preferência em excesso de 5.000 psi (34,5 MPa) conforme medido por ASTM D3102-78 com colapso de 10% e porcentagem de volume total em vez de volume de vazio, conforme indicado no teste. Em modalidades particulares, o fluido, incluindo as microesferas, pode ser submetido a um teste de pressão de 5.500 psi, pelo que não há nenhum aumento na densidade de fluido mediante exposição à pressão elevada.

[020] A densidade das microesferas pode variar de cerca de 0,1 a 0,9 g/cm3,ou na faixa de 0,2 a 0,7 g/cm3, em modalidades mais particulares. Um exemplo de um material de microesfera adequado é vidro de borossilicato, tal como tendo uma composição química consistindo essencialmente em agente de sopro de SiO2, CaO, Na2O, B2O3 e SO3 .

[021] Como mencionado, os materiais de baixa densidade (e modificadores de reologia mantendo os materiais de baixa densidade em suspensão) podem ser particularmente usados em fluidos de furo de poço baseados em óleo. Em uma ou mais modalidades, um fluido de furo de poço baseado em óleo pode ser uma emulsão invertida contendo uma fase descontínua aquosa e uma fase contínua baseada em óleo. Assim, uma "emulsão invertida", tal como aqui utilizada, é uma emulsão na qual um fluido não oleaginoso é a fase descontínua e um fluido oleaginoso é a fase contínua.

[022] "Líquido oleaginoso", como aqui utilizado, significa um óleo o qual é um líquido a 25°C e é imiscível com água. Líquidos oleaginosos podem incluir substâncias, tal como hidrocarbonetos, usadas na formulação de fluidos de perfuração, tal como óleo diesel, óleo mineral, óleo sintético (incluindo alfa olefinas lineares e olefinas internas, polidiorganossiloxanos, siloxanos ou organossiloxanos), óleos de éster, glicerídeos de ácidos graxos, ésteres alifáticos, éteres alifáticos, acetais alifáticos ou outros tais hidrocarbonetos e combinações destes fluidos. A concentração do fluido oleaginoso deve ser suficiente, de modo que uma emulsão invertida se forme. A concentração do fluido oleaginoso pode ser inferior a cerca de 99% em volume da emulsão invertida. Em uma modalidade, a quantidade de fluido oleaginoso é de cerca de 30% a cerca de 95% em volume e mais particularmente cerca de 40% a cerca de 90% em volume do fluido de emulsão invertida.

[023] "Líquido não oleaginoso", como aqui utilizado, significa qualquer substância que seja um líquido a 25°C e que não seja um líquido oleaginoso conforme definido acima. Líquidos não oleaginosos são imiscíveis com líquidos oleaginosos, mas capazes de formar emulsões com os memos. Líquidos não oleaginosos podem incluir substâncias aquosas, tal como água doce, água do mar, salmoura contendo sais inorgânicos ou orgânicos dissolvidos, soluções aquosas contendo compostos orgânicos miscíveis em água e misturas destes. A quantidade do fluido não oleaginoso é tipicamente menor que o limite máximo teórico para formar uma emulsão invertida. Assim, a quantidade de fluido não oleaginoso é inferior a cerca de 70% em volume. De preferência, a quantidade de fluido não oleaginoso varia de cerca de 1% a cerca de 70% em volume e, mais preferencialmente, de cerca de 5% a cerca de 60% em volume do fluido de emulsão invertida.

[024] Fluidos baseaods em óleo ou fluidos oleaginosos adequados para uso em fluidos de furo de poço da presente divulgação podem ser um óleo natural ou sintético. Em uma ou mais modalidades o fluido oleaginoso pode ser selecionado do grupo incluindo óleo diesel; óleo mineral; um óleo sintético, tal como olefinas hidrogenadas e não hidrogenadas incluindo polialfa olefinas, olefinas lineares e ramificadas, e semelhantes, polidiorganossiloxanos, siloxanos, ou organossiloxanos, ésteres de ácidos graxos, especificamente alquil éteres de cadeia linear, ramificada e cíclica de ácidos graxos, misturas dos mesmos e compostos semelhantes conhecidos por um versado na técnica; e misturas dos mesmos.

[025] Líquido não oleaginosos podem, em algumas modalidades, incluir pelo menos um de água doce, água salgada, salmoura, misturas de água e compostos orgânicos solúveis em água e misturas dos mesmos. Em várias modalidades, o fluido não oleaginoso pode ser uma salmoura, a qual pode incluir água do mar, soluções aquosas em que a concentração de sal é menor que aquela da água do mar, ou soluções aquosas em que a concentração de sal é maior que aquela da água do mar. Sais que podem ser encontrados em água do mar incluem, mas não estão limitados a, sódio, cálcio, alumínio, magnésio, potássio, estrôncio e lítio, sais de cloretos, brometos, carbonatos, iodetos, cloratos, bromatos, formatos, nitratos, óxidos, sulfatos, silicatos, fosfatos e fluoretos. Sais que podem ser incorporados em uma salmoura incluem qualquer um ou mais daqueles presentes em água do mar natural ou qualquer outro sal orgânico ou inorgânico dissolvido. Adicionalmente, salmouras que podem ser usadas nos fluidos de perfuração divulgados aqui podem ser salmouras naturais ou sintéticas, com salmouras sintéticas tendendo a ser muito mais simples em constituição. Em uma modalidade, a densidade do fluido de perfuração pode ser controlada aumentando a concentração de sal na salmoura (até saturação). Em uma modalidade particular, uma salmoura pode incluir haleto ou sais carboxilato de cátions mono ou divalentes de metais, tal como césio, potássio, cálcio, zinco e/ou sódio.

[026] Em uma ou mais modalidades, o fluido de furo de poço baseado em óleo da presente divulgação também pode conter um emulsificante, argilas organofílicas, agentes de controle de perda de fluido e agentes de obstrução. Esses componentes serão descritos em mais detalhes abaixo. Antes de descrever os componentes específicos em detalhes, deve ser entendido que um fluido de furo de poço baseado em óleo aqui descrito e incluindo os componentes listados acima e abaixo pode ser formulado de modo que ele tenha certas propriedades reológicas que mantêm os materiais de baixa densidade em suspensão (evitando um diferencial de densidade), embora também evitando um fluido que seja viscoso demais em baixo cisalhamento. Por exemplo, um fluido de furo de poço de acordo com a presente divulgação pode ter propriedades reológicas incluindo um valor de dial de 3 rpm a 50°F variando de 2-6 lbs/100ft2. Além disso, a viscosidade plástica do fluido pode ser inferior a 40 cP.

[027] Como mencionado acima, o fluido pode conter um ou mais aditivos a fim de formar uma emulsão estável e operar conforme necessário durante perfuração. A fim de formar uma emulsão invertida, pelo menos um emulsionante pode ser incluído para estabilizar a fase aquosa descontínua dentro da fase de óleo contínua, tal como em uma quantidade variando de 5 a 30 g/L. Por exemplo, em uma ou mais modalidades, um ácido graxo (um ou mais de um ácido graxo C10-C24, por exemplo, que pode incluir ácidos graxos lineares e/ou ramificados e saturados e/ou insaturados) pode ser reagido com uma ou mais etilenaminas (por exemplo, etilenodiamina, dietilenotriamina, trietilenotetramina, tetraetilenopentamina) para produzir um emulsionante selecionado de uma ou mais de amidas, poliamidas e/ou amidoaminas dependendo, por exemplo, da razão molar da poliamina para o ácido graxo. Em modalidades particulares, a razão molar é selecionada de modo que uma amidoamina seja formada. Em uma ou mais modalidades, o emulsionante pode ser baseado em um ácido graxo C12 a C22 policarboxílico de dímero, ácido graxo C12 a C22 policarboxílico de trímero, ácido graxo C12 a C22 policarboxílico de tetrâmero, misturas desses ácidos, ou uma poliamida, em que a poliamida é o produto de reação de condensação de um ácido graxo C12-C22 (incluindo um dímero, trímero ou tetrâmero) e uma poliamina selecionada do grupo que consiste em dietilenotriamina, trietilenotetramina; e tetraetilenopentamina. Em uma ou mais modalidades, o emulsionante pode ser uma mistura de poliolefinas C15-40, poliamidas com peso molecular superior a 1.200 e aminas. Emulsionantes da presente invenção podem ter um número de amina na faixa de 25-50. O termo 'número de amina ” se refere à razão da massa de hidróxido de potássio que consome exatamente tanto de ácido em neutralização quanto a amostra sendo examinada, para a massa dessa amostra. Em uma ou mais modalidades, o emulsionante pode ser um composto de polialquenil succinimida.

[028] Em uma ou mais modalidades, o emulsionante pode ser um ácido de éter alcoxilado. Em uma ou mais modalidades, um ácido de éter alcoxilado é um álcool graxo alcoxilado terminado com um ácido carboxílico, representado pela seguinte fórmula (III): 1

R O 2

O R

R O OH n (III)

[029] onde R é C6-C24 ou –C(O)R3 (onde R3 é C10-C22), R1 é H ou C1-C4, R2 é C1-C5 e n pode vairar de 0 a 20 em uma ou mais modalidades (0 em algumas modalidades e 1-20 em outras modalidades). Tais compostos podem ser formados pela reação de um álcool com um poliéter (tal como poli(óxido de etileno), poli(óxido de propileno), poli(óxido de butileno) ou copolímeros de óxido de etileno, óxido de propileno e/ou óxido de butileno) para formar um álcool alcoxilado. O álcool alcoxilado pode, então, ser reagido com um ácido α-halocarboxílico (tal como ácido cloroacético, ácido cloropropiônico, etc.) para formar o ácido de éter alcoxilado. Em uma modalidade particular, a seleção de n pode ser baseada na lipofilicidade do composto e no tipo de poliéter usado na alcoxilação. Em algumas modalidades particulares, onde R1 é H (formado da reação com poli(óxido de etileno)), n pode ser de 2 a 10 (entre 2 e 5 em algumas modalidades e entre 2 e 4 em modalidades mais particulares). Em outras modalidades particulares, onde R1 é –CH3, n pode variar até 20 (e até 15 em outras modalidades). Além disso, a seleção de R (ou R3) e R2 pode também depender com base na hidrofilicidade do composto devido à extensão de polieterificação (isto é, número n). Ao selecionar cada R (ou R3), R1, R2 e n, a hidrofilicidade e lipofilicidade relativas contribuídas por cada seleção podem ser consideradas, de modo que o valor de HLB desejado possa ser alcançado. Além disso, embora este emulsionante possa ser particularmente adequado para uso na criação de um fluido tendo uma fase interna não oleaginosa superior a 50%, modalidades da presente divulgação também podem incluir fluidos de emulsão invertida formados com tal emulsionante em quantidades de fase interna mais baixas. Em uma ou mais modalidades, o emulsionante pode ser uma amida de ácido graxo de tall oil (TOFA), tal como dietanolamida de TOFA. Em uma ou mais modalidades, o emulsionante pode ser uma monoetanol amida, uma dietanol amida ou uma isopropanol amida. Em uma ou mais modalidades, o emulsionante pode ser uma amida de base oleica, tal como dietanolamida de ácido oleico ou amidas semelhantes com diferentes grupos de cabeça (por exemplo, oleil sarcosinato e oleil taurato). Em uma ou mais modalidades, o emulsionante pode ser um anidrido poli-isobutilenossuccínico.

[030] Em uma modalidade, o emulsionante adicional pode ser PRIMO-MUL, que está comercialmente disponível de M-I SWACO., Houston, Tex. Em uma ou mais modalidades,

um emulsionante adicional pode estar presente em uma concentração inferior a cerca de 15 lbm/bbl. Em modalidades preferidas, a concentração do emulsionante adicional pode ser de cerca de 2 a cerca de 8 lbm/bbl

[031] Outros aditivos de fluido de furo de poço também podem ser incluídos no fluido incluindo, mas não se limitando a, viscosificantes, agentes de obstrução e agentes de controle de perda de fluido. Além disso, prevê-se que outros aditivos de fluido de furo de poço também podem estar presentes, dependendo do poço particular sendo perfurado.

[032] Argilas organofílicas, normalmente argilas tratadas com amina, podem ser úteis como viscosificantes em uma ou mais modalidades das composições de fluido da presente divulgação. Essas argilas podem alterar a reologia do fluido e podem intensificar a estabilidade da emulsão, além de minimizar separação de óleo. Uma argila organofílica é definida como uma argila que é tratada de qualquer forma para ter um revestimento organofílico ou tratamento de superfície. Em modalidades particulares, a argila organofílica pode ser uma sepiolita ou bentonita organofílica. Em uma ou mais modalidades, argilas não tratadas, incluindo atapulgita, sepiolita e/ou argila debentonita, também podem ser usadas como viscosificantes além das argilas organofílicas. Outros viscosificantes e gelificantes, tal como polímeros solúveis em óleo, polímeros em bloco de estireno-butadieno, resinas de poliamida, ácidos policarboxílicos e sabões também podem ser usados além das argilas organofílicas. A quantidade total de viscosificante usada nas composições pode variar dependendo de condições de fundo de poço, conforme entendido por aqueles versados na técnica. No entanto, uma quantidade total de menos de 20 g/L pode ser usada incluindo, por exemplo, 2 a 15 g/L

[033] Agentes de controle de perda de fluido podem agir revestindo as paredes do poço. Agentes de controle de perda de fluido adequados podem incluir, mas não estão limitados a, lignitas modificadas, compostos asfálticos, gilsonita, humatos organofílicos ou taninos preparados reagindo ácido húmico ou ácido tânico com amidas ou polialquileno poliaminas, taninos tratados com amina, tal como ONE-TROL- HTTMe polímeros de látex. Em modalidades, o agente de controle de perda de fluido pode ser selecionado de um ou mais da família de produtos VERSATROLTM, VERSALIGTM, ECOTROLTM, ONETROL-HTTM,

EMI 789 e NOVATECHTM F, que são comercialmente disponíveis de M-I SWACO (Houston, TX). Agentes de controle de perda de fluido podem estar presentes, por exemplo, no fluido de furo de poço em uma quantidade inferior a 25 g/L, tal como, por exemplo, dentro da faixa de 10-20 g/L.

[034] Agentes de obstrução, como conhecidos na técnica, também podem ser usados como obstrução através das gargantas de poros ou fraturas de uma rocha exposta, desse modo construindo uma torta de filtro para evitar perda de lama total ou filtrado excessivo. Esses agentes de obstrução tipicamente podem incluir materiais tais como carbonato de cálcio, sal de partículas dimensionadas, resinas solúveis em óleo, grafite, mica, cascas de nozes e fibras, etc. Agentes de obstrução podem ser adicionados em quantidades variando de 40 a 140 g/L por cento em peso do fluido. Pode ser apreciado que os agentes de obstrução podem ser selecionados para ter um tamanho de partícula (ou combinação de tamanho de partícula) com base nos tamanhos de poro e/ou fratura antecipados da formação. Em particular, a combinação de agentes de controle de perda de fluido e agentes de obstrução pode contribuir para a formação de uma torta de filtro ao longo das paredes do furo de poço, desse modo reduzindo perda de fluido para a formação. Especificamente, o fluido de furo de poço pode possuir uma perda de fluido (de acordo com teste HPHT em um disco de aloxita API de 10 mícrons a 100C por 30 minutos) de menos de 20 mL.

[035] A presente divulgação também fornece um método de perfuração compreendendo circular um fluido de furo de poço por uma coluna de perfuração e para cima de um anular entre a coluna de perfuração e o furo, o fluido tendo um componente de microesfera ou material de baixa densidade no mesmo em uma quantidade suficiente para reduzir a densidade do mesmo. Prevê-se que o material de baixa densidade pode estar no fluido conforme formulado ou o componente de baixa densidade pode ser adicionado ao fluido durante perfuração para efetuar a densidade reduzida.

[036] O material de baixa densidade pode ser adicionado ao fluido na superfície e circulado pela coluna de perfuração e para cima pelo anular do furo de poço. Em algumas modalidades, o componente de microesfera é bombeado em um veículo de fluido, tal como água, e pressão injetada no anular entre a coluna de perfuração e o furo do poço para reduzir a densidade do fluido que foi bombeado da superfície para baixo da coluna de perfuração. Nesse caso, o componente de microesfera não entra em contato com o ambiente de alto cisalhamento da broca de perfuração. Se desejado, o componente de microesfera pode ser injetado em múltiplos pontos ao longo do anular do leito do mar para a superfície.

[037] Em um ou mais métodos da presente divulgação, a pressão do fluido de furo de poço pode ser controlada para evitar blowouts, kicks ou outras condições de pressão não controladas. Na maioria das aplicações de perfuração de poços em formações permeáveis, a pressão do fluido de perfuração deve ser mantida entre a pressão de poro do poço e a pressão de fraturamento da formação de poço circundante. Se a pressão de fluido for baixa demais, o fluido de formação pode forçar o fluido do furo de poço ou anular, resultando em um kick ou blowout. Se a pressão de fluido for alta demais, a formação adjacente ao furo de poço pode fraturar, resultando em perda de circulação de fluido e perda de fluido e fragmentos e cascalhos para a fratura. Em uma ou mais modalidades, os materiais de baixa densidade podem ser particularmente úteis ao perfurar através de reservatórios esgotados. Em particular, os fluidos da presente divulgação podem ter uso particular quando a pressão de poro for inferior a 0,9*9,81*profundidadereservatório.

[038] EXEMPLOS

[039] Fluidos de emulsão invertida de baixa densidade foram formulados com e sem modificadores de reologia (RHEFLAT PLUS NS e VERSAMOD, ambos disponíveis de M- I SWACO). Outros componentes de fluido incluem ONE-MUL NS (um emulsionante disponível de M-I SWACO), BENTONE 128 (uma bentonita organofílica), ECOTROL RD (um agente de controle de perda de fluido disponível de M-I SWACO), esferas de vidro ocas HGS19K46 (disponíveis de 3M), SAFE -CARD 2 e 10 (carbonato de cálcio de partícula dimensionada disponível de M-I SWACO). As formulações de fluido são mostradas na Tabela 1 abaixo.

Tabela 1 Fluido com Fluido sem modificadores de modificadores de reologia reologia Produto Concentração [g/L] Concentração [g/L] ESCAID 120 ULA 436 436 ONE-MUL NS 20 20 BENTONE 128 5 5 ECOTROL RD 15 15 ÁGUA DOCE 61 61 CaCl2 pó 85% 5 5 RHEFLAT PLUS NS 1,5 0 VERSAMOD 1,5 0 esferas de vidro ocas 165 165 HGS19K46 OCMA BENTONITE 10 10 SAFE-CARB 2 40 40 SAFE-CARB 10 40 40

[040] Mediante formulação, os fluidos foram laminados a quente a 90 graus C e, em seguida, submetidos à estática para avaliar estabilidade de fluido. FIGs. 1-3 mostram imagens dos fluidos após 0 hora, 48 horas e 72 horas. Conforme mostrado nas imagens, o fluido formulado sem modificadores de reologia já havia começado a separar após 48 horas, com a separação sendo ainda pior após 72 horas. Por outro lado, o fluido formulado com modificadores de reologia não apresentou nenhuma separação após o envelhecimento estático.

[041] Embora somente algumas modalidades de exemplo tenham sido descritas em detalhes acima, aqueles versados na técnica apreciarão prontamente que muitas modificações são possíveis nas modalidades de exemplo sem se afastar materialmente desta invenção.

Consequentemente, todas essas modificações se destinam a ser incluídas dentro do escopo desta divulgação, conforme definido nas seguintes reivindicações.

Nas reivindicações, cláusulas de meios mais funções se destinam a cobrir as estruturas descritas neste documento como executando a função recitada e não apenas equivalentes estruturais, mas também estruturas equivalentes.

Assim, embora um prego e um parafuso possam não ser equivalentes estruturais em que um prego emprega uma superfície cilíndrica para fixar peças de madeira, ao passo que um parafuso emprega uma superfície helicoidal, no ambiente de fixar peças de madeira, um prego e um parafuso podem ser estruturas equivalentes.

É a intenção expressa do requerente não invocar 35 U.S.C §112, parágrafo 6 para quaisquer limitações de qualquer das reivindicações neste documento, exceto para aquelas nas quais a reivindicação use expressamente as palavras "meios para" juntamente com uma função associada.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Fluido de furo de poço, caracterizado pelo fato de que compreende: uma fase contínua oleaginosa; uma fase descontínua não oleaginosa; um emulsionante estabilizando a fase não oleaginosa dentro da fase oleaginosa; um material de baixa densidade selecionado e em uma quantidade para resultar em uma densidade do fluido de furo de poço que é menor que 0,83; e pelo menos um modificador de reologia selecionado para suspender o material de baixa densidade dentro do fluido de furo de poço.

2. Fluido de furo de poço, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o pelo menos um modificador de reologia suspende o material de baixa densidade no fluido, de modo que haja menos de 0,1 de mudança em densidade em uma coluna do fluido de furo de poço quando estático por uma hora.

3. Fluido de furo de poço, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o material de baixa densidade é de microesferas de vidro.

4. Fluido de furo de poço, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o modificador de reologia é selecionado de um ou mais de ácidos policarboxílicos, poliamidas, alcoxilatos de álcool, alcoxilatos de amina, copolímeros de óxido de etileno/óxido de propileno ou combinações dos mesmos.

5. Fluido de furo de poço, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que o modificador de reologia compreende um ácido graxo de ácido policarboxílico.

6. Fluido de furo de poço, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que o modificador de reologia compreende um ácido graxo C12 a C22 policarboxílico de dímero, ácido graxo C1 a C22 policarboxílico de trímero, ácido graxo policarboxílico C12 a C22 de tetrâmero ou misturas desses ácidos.

7. Fluido de furo de poço, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de furo de poço tem uma viscosidade plástica inferior a 40 cP.

8. Fluido de furo de poço, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido de furo de poço tem uma leitura Fann 35 a 3pm variando de 2 a 6 lbs/100 ft2.

9. Fluido de furo de poço, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende ainda pelo menos um de um agente de controle de perda de fluido, um agente de obstrução e um viscosificante.

10. Método, caracterizado pelo fato de que compreende: circular um fluido de furo de poço para um furo de poço, o fluido de furo de poço compreendendo: uma fase contínua oleaginosa; uma fase descontínua não oleaginosa; um emulsionante estabilizando a fase não oleaginosa dentro da fase oleaginosa; um material de baixa densidade selecionado e em uma quantidade para resultar em uma densidade do fluido de furo de poço que é menor que 0,83; e pelo menos um modificador de reologia selecionado para suspender o material de baixa densidade dentro do fluido de furo de poço.

11. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que o fluido de poço é circulado durante perfuração através de um reservatório esgotado.

12. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que compreende ainda interromper circulação do fluido de furo de poço enquanto o fluido de furo de poço está presente no furo de poço.

13. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que durante a interrupção o fluido de furo de poço tem menos do que uma mudança de densidade de 0,1 no furo de poço.

14. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que o material de baixa densidade é de microesferas de vidro.

15. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que o modificador de reologia é selecionado de um ou mais de ácidos policarboxílicos, poliamidas, alcoxilatos de álcool, alcoxilatos de amina, copolímeros de óxido de etileno/óxido de propileno ou combinações dos mesmos.

16. Método, de acordo com a reivindicação 15, caracterizado pelo fato de que o modificador de reologia compreende um ácido graxo de ácido policarboxílico.

17. Método, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o modificador de reologia compreende um ácido graxo C12 a C22 policarboxílico de dímero, ácido graxo C1 a C22 policarboxílico de trímero, ácido graxo policarboxílico C12 a C22 de tetrâmero ou misturas desses ácidos.

18. Método, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado pelo fato de que o fluido de furo de poço tem uma viscosidade plástica inferior a 40 cP.

19. Método, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que o fluido de furo de poço tem uma leitura Fann 35 a 3pm variando de 2 a 6 lbs/100 ft2.

20. Método, caracterizado pelo fato de que compreende: perfurar através de um reservatório esgotado com um fluido de furo de poço tendo uma densidade inferior a 0,83, uma viscosidade plástica inferior a 40 cP e uma leitura de dial Fann 35 a 3 rpm variando de 2 a 6 lbs/100ft2; e cessar perfuração, em que durante cessação, o fluido de furo de poço tem menos de uma mudança de densidade de 0,1 no furo de poço.