BRPI0311145B1

BRPI0311145B1 - método para conduzir uma operação de perfuração em uma formação subterrânea

Info

Publication number: BRPI0311145B1
Application number: BRPI0311145A
Authority: BR
Inventors: Carbajal David; Siems Don; Kirsner Jeff; Burrows-Lawson Kimberly
Original assignee: Halliburton Energy Services Inc
Priority date: 2002-06-19
Filing date: 2003-06-18
Publication date: 2018-09-11
Also published as: US7645723B2; NO341246B1; WO2004000969A1; CA2488092A1; US20030064897A1; EP1513909B1; US7278485B2; EP1513909A1; BR0311145A; US20050032652A1; CA2488092C; AU2003240112A1; MXPA04011809A; NO20050303L; US20080032900A1; US6887832B2

Abstract

"método para conduzir uma operação de perfuração em uma formação subterrânea, fluido de perfuração de gel frágil, e, métodos para reduzir a perda de fluido de perfuração ao interior de uma formação subterrânea, para eliminar ou evitar o caimento durante operações de perfuração e para preparar um fluido de perfuração". é exposto um método para a perfuração, revestimento de corrida, em, e/ ou cimentação de um furo de sondagem em uma formação subterrânea, sem a perda significativa de fluido de perfuração, assim como composições para o uso em um tal método. o método emprega um fluido de perfuração, que compreende um gel frágil, ou tendo um comportamento de gel frágil, e provendo reologia de lama de óleo e desempenho total superiores. o fluido é especialmente vantajoso para o uso em poços em águas profundas, porque o fluido exibe uma diferença mínima entre a densidade de circulação equivalente no fundo do poço e a densidade superficial, não obstante as diferenças nas taxas de perfuração ou de penetração. quando um éster e uma mistura de olefina isomerizada são usados como a base do fluido, o fluido se toma um fluido de perfuração de emulsão invertida que satisfaz às normas reguladoras e ambientalmente aceitável. preferivelmente, o fluido não contém argilas organofílicas.

Description

(54) Título: MÉTODO PARA CONDUZIR UMA OPERAÇÃO DE PERFURAÇÃO EM UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA (51) Int.CI.: C09K 8/34; C09K 8/32; C09K 8/36 (30) Prioridade Unionista: 19/06/2002 US 10/175,272 (73) Titular(es): HALLIBURTON ENERGY SERVICES, INC.

(72) Inventor(es): JEFF KIRSNER; DON SIEMS; KIMBERLY BURROWS-LAWSON; DAVID CARBAJAL (85) Data do Início da Fase Nacional: 19/11/2004 “MÉTODO PARA CONDUZIR UMA OPERAÇÃO DE PERFURAÇÃO EM UMA FORMAÇÃO SUBTERRÂNEA”

FUNDAMENTOS DA INVENÇÃO

1. Campo da Invenção

A presente invenção refere-se a composições e a métodos para a perfuração, cimentação e revestimento de furos de sondagem em formações subterrâneas, particularmente em formações contendo hidrocarboneto. Mais particularmente, a presente invenção refere-se a fluidos de perfuração à base de fluido sintético ou oleosos e a fluidos que compreendem emulsões invertidas, tais como, por exemplo, fluidos que usam ésteres, que combinam alta compatibilidade ecológica com boas propriedades de estabilidade e de desempenho.

2. Descrição da Técnica Antecedente

Um fluido de perfuração ou lama é um fluido especialmente projetado, que é circulado através de um furo de poço, à medida em que o furo de poço está sendo perfurado, de modo a facilitar a operação de perfuração. As várias funções de um fluido de perfuração incluem a remoção de aparas de perfuração a partir do furo do poço, resfriamento e lubrificação da broca, auxílio no suporte da tubulação de perfuração e da broca, e o provimento de uma queda hidrostática, de modo a manter a integridade das paredes do furo do poço e evitar sangrias do poço. Sistemas de fluido de perfuração específicos são selecionados de modo a otimizar uma operação de perfuração de acordo com as características de uma formação geológica particular.

Lamas à base de óleo ou de fluido sintético são normalmente usadas para perfurar xistos de formações de lama ou intumescências, sal, gesso, anidrita ou de outras formações de evaporita, formações contendo sulfeto de hidrogênio e perfurações quentes (de mais do que 300 graus Fahrenheit (148°C)), mas podem ser usados em orifícios que penetram

Petição 870180019020, de 08/03/2018, pág. 13/42 igualmente em uma formação subterrânea. A não ser que indicado de outro modo, os termos “lama de óleo” ou “lama ou fluido de perfuração à base de óleo” devem ser entendidos como incluindo óleos sintéticos ou outros fluidos sintéticos, assim como óleos naturais ou tradicionais, e tais óleos deverão ser entendidos como compreendendo emulsões invertidas.

Lamas à base de óleo usadas em perfuração compreendem tipicamente: um óleo base (ou fluido sintético), que compreende a fase externa de uma emulsão invertida; uma solução aquosa, salina (tipicamente uma solução compreendendo cerca de 30% de cloreto de cálcio) que compreende a fase interna da emulsão invertida; agentes de emulsificação na interface das fases internas e externa; e outros agentes ou aditivos para a suspensão, peso ou densidade, umectação de óleo, controle de filtração ou perda de fluido, e controle de reologia. Tais aditivos incluem usualmente argilas organofílicas e lignitas organofílicas. Vide H. C. H. Darley e George

R. Gray, Compositions and Properties of Drilling and Completion Fluids 6667, 561-562 (5^a Ed., 1988). Um fluido de perfuração à base de óleo ou à base de emulsão invertida pode geralmente compreender entre cerca de 50:50 a cerca de 95:5, em volume, de fase oleosa para fase aquosa. Uma lama totalmente oleosa compreende simplesmente 100% de óleo em volume; ou seja, não existe fase interna aquosa.

Lamas ou fluidos de perfuração à base de emulsão invertida compreendem um segmento chave da indústria de fluidos de perfuração. No entanto, de modo crescente, fluidos de perfuração à base de emulsão invertida têm sido submetidos a restrições ambientais e a demandas de desempenho e de custo maiores. Existe, em consequência disto, uma necessidade crescente e um amplo interesse industrial com referência a novos fluidos de perfuração, que proporcionem desempenho aperfeiçoado, ao mesmo tempo em que possuem aceitação ambiental.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO

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A presente invenção provê um fluido e um método para a perfuração de furos de sondagem ou de furos de poço em formações subterrâneas com perda reduzida de fluidos de perfuração ou lamas ao interior da formação. Esta vantagem da invenção é efetuada pela formulação, provimento ou uso de um fluido de perfuração, que forma um “gel frágil”. Um “gel” pode ser definido de vários modos. Uma definição indica que um “gel” é geralmente uma suspensão coloidal ou uma mistura de partículas de água microscópicas (e quaisquer aditivos hidrofóbicos) aproximadamente uniformemente dispersadas através do óleo (e quaisquer aditivos hidrofóbicos), de tal modo que o fluido ou gel possui uma consistência gelatinosa geralmente homogênea. Outra definição estabelece que um “gel” é um coloide em forma mais sólida do que um “sol” e define um “sol” como um sistema coloidal fluido, especialmente um em que a fase contínua seja um líquido. Ainda uma outra definição determina que um “gel” é um coloide, no qual a fase dispersa foi combinada com a fase contínua para produzir um produto viscoso gelatinoso. Um gel possui uma estrutura, que está continuamente em formação. Se a tensão de escoamento de um fluido aumentar ao longo do tempo, o fluido possui géis. A tensão de escoamento é a tensão requerida para ser exercida para iniciar a deformação.

Um “gel frágil”, como aqui usado, consiste em um gel, que é facilmente rompido ou diluído, e que é liquefeito ou se torne menos similar a um gel e mais similar a um líquido sob tensão, tal que a que causada pelo movimento do fluido, mas que retorna facilmente a um gel quando o movimento ou a tensão é aliviada ou removida, tal quando a circulação do fluido é interrompida, como, por exemplo, quando a perfuração é interrompida. A “fragilidade” dos “géis frágeis” da presente invenção contribui para o comportamento único e surpreendente e para as vantagens da presente invenção. Os géis são tão “frágeis”, que se acredita que eles possam ser rompidos através de uma mera onda de pressão ou de uma onda de

Petição 870180019020, de 08/03/2018, pág. 15/42 compressão durante a perfuração. Eles parecem se romper instantaneamente quando agitados, sendo revertidos a partir da forma de gel novamente a uma forma líquida com uma pressão, força e tempo mínimos e com menos pressão, força e tempo do que o conhecido como sendo requerido para converter os fluidos da técnica precedente a um estado tipo gel a um estado que possa ser escoado.

Quando a perfuração é interrompida enquanto é usado um fluido de perfuração de acordo com a presente invenção, e em consequência disto, os esforços, ou forças, associados com a perfuração são substancialmente reduzidos ou removidos, o fluido de perfuração forma uma estrutura tipo gel, que permite com que ele suspenda as aparas de perfuração e os materiais de formação de peso para o fornecimento à superfície do poço. O fluido de perfuração de acordo com a invenção suspende as aparas de perfuração através de suas características de gel ou tipo gel, sem a necessidade de argilas organofílicas para adicionar viscosidade ao fluido. Como um resultado, não ocorrem problemas de caimento. Contudo, quando a perfuração é retomada, o gel frágil é tão facilmente e instantaneamente convertido de novo a um estado líquido ou capaz de escoamento, que não é observado pico de pressão observável ou apreciável com equipamento ou instrumentos de perfuração sob pressão (PWD). Em contraste, tais picos de pressão são usualmente ou normalmente observados quando do uso de fluidos da técnica anterior.

Além disso, o fluido de perfuração de acordo com a invenção mantém, de modo geral, valores consistentemente baixos para a diferença em sua densidade superficial e sua densidade equivalente no fundo do poço durante operação de perfuração, não obstante variações na taxa de perfuração ou de penetração ao interior da formação subterrânea e não obstante outras tensões no fundo do poço sobre o fluido. Os géis frágeis de acordo com a invenção podem ser viscoelásticos, contribuindo para o seu comportamento

Petição 870180019020, de 08/03/2018, pág. 16/42 único e para as vantagens da invenção.

O fluido de perfuração da invenção responde rapidamente à adição de diluentes, a diluição do fluido ocorrendo logo após a adição dos diluentes, sem a necessidade quanto a múltiplas circulações do fluido com os aditivos diluentes ou aditivos no furo de sondagem para apresentar o efeito de adição de diluentes. O fluido de perfuração da invenção também fornece perfis mais planos entre água fria e reologias de fundo de poço, tornando o fluido vantajoso para o uso em poços em águas profundas. Ou seja, o fluido pode ser diluído em temperaturas frias, sem causar com que o fluido seja comparativamente diluído em temperaturas mais elevadas. Como aqui usados, os termos “ águas profundas” com relação a poços e “superior” e “inferior” com relação à temperatura são termos relativos, entendidos por aquele versado na técnica da indústria do óleo e do gás. No entanto, de modo geral, como aqui usado, “poços em águas profundas” refere-se a quaisquer poços em profundidades de água superiores a cerca de 1500 pés (457,5 m) de profundidade, “temperaturas superiores” compreende temperaturas acima de cerca de 120 °F (48°C) e “ temperaturas inferiores” compreende temperaturas a cerca de 40°F a cerca de 60 °F (4,4 - 15,5°C). A reologia de um fluido de perfuração é medida, de modo típico, a cerca de 120 °F (48°C) ou a cerca de

150 °F (65°C).

Um método para preparar e usar um fluido de perfuração de acordo com a invenção é também provido pela invenção. No método, um fluido de perfuração de emulsão invertida é obtido ou preparado, que forma géis frágeis ou que possui um comportamento de gel frágil, de modo preferido sem a adição de argilas organofílicas ou de lignitas organofílicas, e que possui, como sua base, uma composição de emulsão invertida. Um exemplo de uma base adequada é uma mistura de ésteres com olefinas isomerizadas, ou internas, (“mistura de éster”) sendo como descrita no Pedido de Patente U.S. de N° Serial 09/9929. 465, de Jeff Kirsner (co-inventor da presente

Petição 870180019020, de 08/03/2018, pág. 17/42 invenção), Kenneth W. Pober e Robert W. Pike, depositado em 14 de agosto de 2001, intitulado “Blends of Esters with Isomerized Olefins and Other Hydrocarbons as base Oils for Invert Emulsion Oil Muds, incorporado a esta a título referencial.

Os fluidos de perfuração de acordo com a presente invenção preparados com tais misturas de éster fornecem um fluido de perfuração de emulsão invertida tendo benefícios significativos em termos de aceitação ambiental ou de satisfação de normas reguladoras, ao mesmo tempo em que aperfeiçoa a reologia da lama oleosa e o desempenho da lama oleosa em geral. Os ésteres na mistura podem ser de qualquer quantidade, mas devem, de modo preferido, compreender pelo menos 10 porcento, em peso, a cerca de 99 porcento, em peso, da mistura e as olefinas deveriam preferivelmente compreender cerca de 1 porcento, em peso, a cerca de 99 porcento, em peso, da mistura. Os ésteres da mistura compreendem, de modo preferido, ácidos graxos e álcoois e de modo ainda mais preferido, ácidos graxos de cerca de C6 a cerca de C14 e 2-etil hexanol. Ésteres produzidos de outros modos do que com ácidos graxos e álcoois, tais como, por exemplo, ésteres produzidos a partir de olefinas combinadas ou com ácidos graxos ou álcoois, podem ser também tidos como efetivos.

Além disso, o fluido de perfuração de emulsão invertida possui adicionado a, ou misturado com ele, outros fluidos ou materiais requeridos para compreender um fluido de perfuração completo. Tais materiais podem incluir diluentes ou aditivos de controle de reologia, por exemplo. No entanto, de modo preferido, argilas, que não são organofílicas, são adicionadas ao fluido de perfuração para o uso na invenção. A caracterização do fluido de perfuração nesta como “isento de argila” pode ser entendida como significando a ausência de argilas organofílicas. Embora a omissão de argilas organofílicas seja um afastamento radical a partir dos ensinamentos tradicionais no que se refere à preparação de fluidos de perfuração, esta

Petição 870180019020, de 08/03/2018, pág. 18/42 omissão de argilas organofílicas na presente invenção permite com que o fluido de perfuração possua maior tolerância a sólidos de perfuração (isto é, as propriedades do fluido não são prontamente alteradas pelos sólidos ou aparas de perfuração) e é tido (sem desejarmos estar limitados pela teoria) que contribua para as propriedades superiores do fluido em uso como um fluido de perfuração.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS

As figuras 1(a), 1(b) e 1(C) fornecem três gráficos, que apresentam os dados de campo, que comparam perdas de lama ocorridas durante a perfuração, revestimento de corrida e cimentação com um fluido de olefina isomerizada da técnica antecedente e com um fluido da presente invenção. A figura 1(a) mostra as perdas de fundo de poço totais; a Figura (b) mostra os barris perdidos por barril de poço perfurado; e a Figura 1(c) mostra os barris perdidos por pé (0, 305 m).

A figura 2 é um gráfico que compara a perda de lama que ocorreu durante o revestimento de corrida e cimentação em sete furos de sondagem em várias profundidades, em que a lama usada nos três primeiros orifícios era um fluido de olefina isomerizada da técnica antecedente e a lama usada nos quatro últimos orifícios era um fluido da presente invenção.

A figura 3 é um gráfico indicando a formação de gel em fluidos da presente invenção e a sua resposta quando rompidos, comparados a alguns fluidos de olefina isomerizada da técnica antecedente.

A figura 4 é um gráfico, que compara as taxas de relaxamento dos vários fluidos de perfuração da técnica anterior e de fluidos da presente invenção.

A figura 5(a) é um gráfico, que compara as diferenças na densidade da superfície do poço e a densidade de circulação equivalente para um fluido de olefina isomerizada da técnica anterior e para o fluido da invenção em dois poços comparáveis. A figura 5 (B) mostra a taxa de

Petição 870180019020, de 08/03/2018, pág. 19/42 penetração nos poços no momento em que foram tomadas as medições de densidade para a figura 5 (a).

A figura 6 é um gráfico, que compara as diferenças na densidade da superfície do poço e na densidade de circulação equivalente para um fluido da invenção com uma taxa de fluxo de 704 a 811 galões por minuto (2664 l a 3069 l por minuto), em um furo de sondagem de 12 pol. (31, 11 cm) perfurado a de 9.192 pés (2.803 m a 4.120 m) em águas profundas e incluindo a taxa de penetração.

A figura 7 é um gráfico, que compara as diferenças na densidade superficial do poço e a densidade de circulação equivalente para um fluido da invenção, com uma taxa de fluxo de 158 a 174 galões por minuto (598 l a 658 l por minuto), em um orifício de poço de 6½ pol. (16, 51 cm), perfurado a de 12.306 pés a 13.992 pés (3.753 m a 4. 267 m) e incluindo a taxa de penetração.

A figura 8 é um gráfico, que compara as diferenças na densidade superficial do poço e a densidade de circulação equivalente para um fluido da invenção em taxas de perfuração variáveis de a partir de 4. 672 pés (1.424 m) e 12.250 pés (3.736 m) e em uma taxa de fluxo de 522 a 586 galões por minuto (1975 l a 2.218 l por minuto) em um furo de sondagem de

9 7/8 pol. (25, 08 cm).

A figura 9 (a) é um gráfico de barras que compara o limite de escoamento de duas densidades de um fluido de acordo com a invenção em temperaturas de teste padrões de 40°F (4,4°C) e de 120°F (48°C). As figuras 9(b) e (c) são gráficos de leituras de mostrador de instrumento Fann para as mesmas duas densidades de um fluido de acordo com a invenção em uma faixa de taxas de cisalhamento em temperaturas de teste padrões de 40°F (4,4°C) e de 120°F (48°C).

A figura 10 é um gráfico, que compara a viscosidade de várias bases de emulsão invertida conhecidas para fluidos de perfuração com a uma

Petição 870180019020, de 08/03/2018, pág. 20/42 base de emulsão invertida para um fluido de perfuração de acordo com a presente invenção.

DESCRIÇÃO DETALHADA DE MODALIDADES PREFERIDAS

A presente invenção foi testada no campo e os dados de campo demonstram o desempenho vantajoso da composição do fluido da invenção e o método para o seu uso. Como ilustrado nas Figuras 1(a), (b), (c), e 2, a presente invenção compreende um fluido de perfuração de emulsão invertida, que pode ser usado na perfuração de furos de sondagem ou de furos de poço em formações subterrâneas, e em outras operações de perfuração em tais formações (tais que no revestimento e na cimentação de poços), sem a perda significativa de fluido de perfuração quando comparado a operações de perfuração com fluidos da técnica precedente.

As Figuras 1(a), (b), e (c) apresentam três gráficos, que comparam a perda de fluido efetiva experimentada na perfuração de 10 poços na mesma formação subterrânea. Em nove dos poços, foi usado um fluido à base de olefina isomerizada (neste caso, marca registrada PETROFREE® SF, disponível a partir de Halliburton Energy Services, Inc. em Houston, Texas), considerado como um “padrão” industrial para a total satisfação das normas reguladoras ambientais correntes. Em um poço, foi usado um sistema

ACCOLADE™, um fluido tendo os aspectos ou as características da invenção e comercialmente disponível de Halliburton Energy Services, Inc. em Houston, Texas (e também satisfazendo totalmente as normas reguladoras ambientais correntes). O poço perfurado com um sistema ACCOLADE™ possuía 12,25 pol. (31,11 cm) de diâmetro. Os poços perfurados com o fluido

PETROFREE® SF “padrão” possuíam cerca de 12 pol. (30, 48 cm) com exceção de dois poços de desvio, que possuíam cerca de 8,5 pol. (21, 59 cm) de diâmetro. A Figura 1(a) mostra o número total de barris de fluido perdido na perfuração, corrida, revestimento e cimentação dos poços. A Figura 1(b) mostra o número total de barris de fluido perdidos por barril de poço

Petição 870180019020, de 08/03/2018, pág. 21/42 perfurado. A Figura 1(c) mostra o número total de barris de fluido perdidos por pé (0,305 m) de poço perfurado, revestido ou cimentado. Para cada um destes poços representados graficamente nestas Figuras 1(a), (b) e (c), o fluido de perfuração (ou lama) perdido quando do uso de um fluido da invenção era nitidamente mais baixo do que quando do uso do fluido da técnica precedente.

A Figura 2 compara a perda de lama com os dois fluidos de perfuração em revestimento de corrida e cimentação em diferentes profundidades de poço na mesma formação subterrânea. O fluido à base de olefina isomerizada da técnica precedente foi usado nos primeiros três poços apresentados sobre o gráfico de barras e um fluido de acordo com a presente invenção foi usado nos próximos quatro poços apresentados no gráfico de barras. Novamente, a redução em perda de fluido quando do uso do fluido da presente invenção foi acentuada.

A redução significativa em perda de lama observada com a presente invenção é tida como sendo devida, pelo menos em parte substancial, ao comportamento do gel frágil do fluido da presente invenção e à estrutura química do fluido que contribui para, causa, ou resulta naquele comportamento do gel frágil. De acordo com a presente invenção, fluidos tendo géis frágeis ou comportamento de gel frágil proporcionam redução significativa na perda de lama durante operações de perfuração (e revestimento e cimentação) quando comparadas a perdas de lama que ocorreram com outros fluidos de perfuração que não apresentam um comportamento de gel frágil. Sem desejarmos estar limitados pela teoria, acredita-se, por exemplo, que a estrutura dos fluidos de perfuração da invenção, ou seja a estrutura de gel frágil, que contribui para o comportamento do gel frágil, resulta em pressão de limpador e de surto mais baixas, enquanto que o revestimento de corrida, por sua vez, resulta em perda de lama mais baixa durante tais operações de revestimento. Deste modo, de

Petição 870180019020, de 08/03/2018, pág. 22/42 acordo com o método da invenção, a perda de fluido de perfuração pode ser reduzida pelo emprego de um fluido de perfuração em operações de perfuração, que seja formulado de modo a compreender géis frágeis ou de modo a exibir um comportamento de gel frágil. Como aqui usado, o termo “operações de perfuração” deve compreender perfuração, revestimento de corrida e/ ou cimentação, a não ser que indicado de outro modo.

A Figura 3 representa dados em forma gráfica, que indicam a formação de gel em amostras de dois fluidos ACCOLADE® de pesos diferentes (12,65 e 15,6 ppg) (1,516 e 1,87 kg/l) de acordo com a presente invenção e dois fluidos de emulsão invertida da técnica anterior comparavelmente pesados (12,1 e 15,6 ppg) (1,45 e 1,87 kg/l) (marca registrada PETROFREE® SF) a 120 °F (48°C). Quando os fluidos estão em repouso ou estáticos (como quando a perfuração cessou no poço), as curvas são planas ou relativamente planas (vide área de 50-65 minutos de tempo decorrido, por exemplo). Quando a tensão de cisalhamento é retomada (como na perfuração), as curvas se movem para cima verticalmente ou genericamente verticalmente (vide área de cerca de 68 a cerca de 80 minutos de tempo decorrido, por exemplo), a altura da curva sendo proporcional à quantidade de gel formada - quanto mais alta a curva, maior o acúmulo de gel. As curvas então decrescem e são niveladas ou começam a se nivelar, a taxa mais rápida em que a linha horizontal se forma (e mais próxima à linha horizontal que se aproxima do horizontal real) indicando a menor resistência do fluido à tensão e a menor pressão requerida para mover o fluido.

A Figura 3 indica uma resposta e um desempenho superior dos fluidos de perfuração de acordo com a presente invenção. Não apenas os fluidos da presente invenção acumulam mais gel quando em repouso, o que permite com que os fluidos de acordo com a invenção mantenham melhor os materiais de peso e as aparas em suspensão quando em repouso - os fluidos da técnica antecedente apresentariam, de modo mais provável, dificuldade em

Petição 870180019020, de 08/03/2018, pág. 23/42 suspender tais materiais sólidos- mas os fluidos da presente invenção, no entanto, proporcionam, de modo surpreendente, menos resistência ao desvio, o que resulta em ECDs mais baixos, como será discutido em mais detalhe abaixo.

A Figura 4 provê dados, que apresentam ainda o comportamento de gel ou similar a gel dos fluidos da presente invenção. A Figura 4 é um gráfico de taxas de relaxamento dos vários fluidos de perfuração, incluindo os fluidos da presente invenção e os fluidos à base de olefina isomerizada da técnica precedente. No teste, conduzido a 120 °F (48°C), os fluidos são expostos à tensão, e então a tensão é removida. O tempo requerido para que os fluidos relaxem ou retornem a seu estado anterior à tensão é registrado. As curvas para os fluidos da invenção parecem se nivelar ao longo do tempo, enquanto que os fluidos da técnica antecedente continuam a declinar. O nivelamento das curvas é tido como indicando que os fluidos estão retornando a uma estrutura de gel ou tipo gel real.

A redução significativa na perda de lama observada no caso da presente invenção é tida como sendo devida, em parte substancial, à suposta viscoelasticidade do fluido da presente invenção. Tal viscoelasticidade, junto com o comportamento do gel frágil, é tida como possibilitando com que o fluido de acordo com a invenção minimize a diferença em sua densidade na superfície e sua densidade de circulação equivalente no fundo do poço. Esta diferença em uma densidade superficial medida de um fluido de perfuração no topo do poço e a densidade de circulação equivalente do fluido de perfuração no fundo do poço (conforme medido tipicamente durante a perfuração através de equipamento de perfuração sob pressão no fundo do poço (PWD) é denominada de “ECD” na indústria. Baixas “ECDs”, ou seja, uma diferença mínima nas densidades de circulação equivalente no fundo do poço e superficial, é crítica na perfuração de poços em águas profundas e em outros poços, em que as diferenças de pressões de poro na formação

Petição 870180019020, de 08/03/2018, pág. 24/42 subterrânea e de gradientes de fratura são pequenas.

A Tabela 1 abaixo e a Figura 5 (a), que mostram os dados na

Tabela 1 em forma gráfica ilustram a diferença consistentemente estável e relativamente mínima na densidade de circulação equivalente e no peso de lama real ou densidade superficial do poço para os fluidos da invenção. Esta diferença mínima é adicionalmente ilustrada na Figura 5(a) e na Tabela 1 pela apresentação da densidade de circulação equivalente no fundo do poço para um fluido de perfuração de olefina isomerizada comercialmente disponível em comparação com o fluido de perfuração da presente invenção. Ambos os fluidos possuem a mesma densidade superficial de poço. A diferença na densidade de circulação equivalente e na densidade de superfície do poço para o fluido da técnica anterior, contudo, foi consistentemente maior do que aquela diferença para o fluido da invenção. A Figura 5 (b) fornece as taxas de penetração ou as taxas de perfuração no momento em que foram efetuadas as medições do registro gráfico na Figura 5 (a). A Figura 5 (b) indica que o fluido da invenção proporcionou o seu desempenho superior - baixas ECDs em taxas de perfuração surpreendentemente mais rápidas, tornando o seu desempenho ainda mais significativo, à medida em que as taxas de perfuração mais rápidas tendem a aumentar as ECDs no caso dos fluidos da técnica anterior.

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TABELA 1

Comparação de Densidades de Circulação Equivalentes

Profundidade (em pés = 30,48 cm)	Dados de PWD Sistema ACCOLADE™ Taxa de bombeamento: 934 gpm SONDA: 12,25” (1 in=2,54 cm) (ppg = 0,12 kg/l )	Peso da lama Na superfície do poço	Dados de PWD Fluido à base de olefina isomerizada Taxa de bombeamento: 936 gpm SONDA: 12,25” (1 in=2,54 cm) (ppg = 0,12 kg/l )
10600	12,29	12,0	12,51
10704	12,37	12,0	12,53
10798	12,52	12,0	12,72
10899	12,50	12,2	12,70
11001	12,50	12,2	12,64
11105	12,52	12,2	12,70
11200	12,50	12,2	12,69
11301	12,55	12,2	12,70
11400	12,55	12,2	12,71
11500	12,59	12,2	12,77
11604	12,59	12,2	12,79
11700	12,57	12,2	12,79
11802	12,60	12,2	12,79
11902	12,62	12,2	12,81
12000	12,64	12,2	12,83
12101	12,77	12,2	12,99
12200	12,77	12,3	12,99
12301	12,76	12,3	13,01

A Figura 6 representa graficamente a densidade de circulação equivalente de um sistema ACCOLADE™, conforme medido no fundo do poço durante a perfuração de um furo de sondagem de 12 pol. (31,11 cm) de 9.192 pés (2803 m) a 13.510 pés (4.120 m) em águas profundas (4.900 pés) (1.494 m), bombeamento de 704 a 811 galões por minuto (2.664 l a 3.069 l por minuto) e o compara à densidade superficial do fluido. A taxa de penetração (“ROP”) (ou taxa de perfuração) é também conhecida. Estes dados demonstram ainda os ECDs consistentemente baixos e estáveis para o fluido, não obstante as diferenças na taxa de perfuração e, consequentemente, as diferenças nas tensões sobre o fluido.

A Figura 7 representa graficamente, de modo similar, a densidade de circulação equivalente de um sistema ACCOLADE™, conforme medida no fundo do poço durante a perfuração de um furo de sondagem de 6 */2 pol. (16,51 cm) de 12.306 pés (3.753 m) a 13.992 pés (4.267 m),

Petição 870180019020, de 08/03/2018, pág. 26/42 bombeamento de 158 a 174 galões (598 l a 6581) por minuto em águas profundas, e a compara à densidade superficial do fluido. A taxa de penetração (ou taxa de perfuração) é também conhecida. A despeito da taxa de perfuração relativamente errática para este poço, as ECDs para o fluido de perfuração foram mínimas, consistentes e estáveis. A comparação da figura 7 com a figura 6 mostra que, a despeito do furo de sondagem mais estreito na figura 6, 6 pol. (16, 51 cm) comparado ao furo de sondagem de 12 *4 pol. (31, 11 cm) para o qual são apresentados os dados na Figura 6), que iria prover mais tensão sobre o fluido, o desempenho do fluido é efetivamente o mesmo.

A Figura 8 representa graficamente a densidade de circulação equivalente de um sistema ACCOLADE™, conforme medida no fundo do poço durante a perfuração de um furo de sondagem de 9 7/8 pol. (25, 08 cm), de 4.672 pés a 12.250 pés (1.452 m a 3.736 m) em águas profundas, bombeamento de 522 a 585 galões por minuto (1975 l a 2214 l por minuto), e a compara à densidade superficial do fluido e à taxa de penetração (“ROP”) (ou taxa de perfuração). O fluido de perfuração forneceu ECDs baixas, consistentes, mesmo em taxas de perfuração mais elevadas.

A presente invenção também provê um fluido de perfuração com um perfil reológico relativamente plano. A Tabela 2 fornece dados reológicos exemplares para um fluido de perfuração de acordo com a invenção, compreendendo 14,6 libras por galão (1,749 kg/l) (“ppg”) de um sistema ACCOLADE™.

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TABELA 2

Propriedades em Fundo de Poço do Sistema ACCOLADE™

Temp. (^oF = 17,2°C)	120	40	40	40	80	210	230	250	270
Pressão	0	0	3400	6400	8350	15467	16466	17541	18588
600 rpm	67	171	265	325	202	106	98	89	82
300 rpm	39	90	148	185	114	63	58	52	48
200 rpm	30	64	107	133	80	49	45	40	37
100 rpm	19	39	64	78	47	32	30	27	25
6 rpm	6	6	10	11	11	8	9	8	8
3 rpm	5	6	10	11	11	8	9	8	8
Viscos. Plástica (cP)	32	81	117	140	88	43	40	37	34
Limite de escoamento (lb/100ft²=0,479 Pa)	7	9	31	45	26	20	18	15	14
N	0,837	0,948	0,869	0,845	0,906	0,799	0,822	0,855	0,854
K	0,198	0,245	0,656	0,945	0,383	0,407	0,317	0,226	0,21
Tau 0 (lb/100ft²=0,479 Pa)	4,68	6,07	8,29	8,12	9,68	7,45	8,21	8,29	7,75

As Figuras 9(b) e (c) comparam o efeito da temperatura sobre as pressões observadas com dois pesos de fluido diferentes (12,1 e 12,4 ppg) (1,45 e 1,49 kg/l) quando da aplicação de seis taxas de cisalhamento diferentes e crescentes (2, 6, 100, 200, 300 e 600 rpm). Duas temperaturas de teste usuais foram usadas -40 °F (-40°C) e 120 °F (48°C). A alteração na temperatura e no peso do fluido resultaram em uma alteração mínima no comportamento do fluido. A Figura 9(a) compara o limite de escoamento de duas formulações de peso diferente (12,2 libras por galão e 12,4 libras por galão) (1,462 kg/l e 1,486 kg/l) de um fluido de acordo com a presente invenção em duas temperaturas diferentes (40°F e 120°F) (4,4°C a 48°C). O limite de escoamento é, inesperadamente, mais baixo a 40 °F (4,4°C) do que a 120°F (48°C). Os fluidos à base de óleo da técnica antecedente possuem, de modo típico, limites de escoamento mais baixos em temperaturas mais elevadas, como convencional, ou os óleos da técnica antecedente tendem a se tornar delgados ou a apresentar viscosidade reduzida à medida em que a temperatura aumenta. Em contraste, o fluido da presente invenção pode ser diluído em temperaturas mais baixas, sem afetar, de modo significativo, a viscosidade do fluido em temperaturas mais elevadas. Este aspecto ou

Petição 870180019020, de 08/03/2018, pág. 28/42 característica da invenção é um outro indicador de que a invenção irá prover um bom desempenho como um fluido de perfuração e irá fornecer ECDs mais baixas. Além disto, esta característica indica a capacidade do fluido para manter a viscosidade em temperaturas mais elevadas.

A Figura 10 compara a viscosidade de um fluido base para compreender um fluido de perfuração de acordo com a presente invenção com fluidos base conhecidos de alguns fluidos de perfuração de emulsão invertida da técnica anterior. O fluido base para o fluido de perfuração da presente invenção é um dos mais espessos ou dos mais viscosos. Contudo, quando compreende um fluido de acordo com a presente invenção, o fluido de perfuração possui baixas ECDs, proporciona boa suspensão das aparas de perfuração, obturação de partículas satisfatória e perda de fluido mínima em uso. Tais vantagens surpreendentes dos fluidos de perfuração de acordo com a invenção são tidas como sendo facilitadas, em parte, por uma sinergia ou compatibilidade do fluido base com diluentes apropriados para o fluido.

Diluentes expostos nos Pedidos de Patente Internacionais N°s.

PCT/ US00/ 35609 e PCT/ US00/ 35610 de Halliburton Energy Services, Inc., Cognis Deutschland GmbH & Co. KG., Heinz Muller, Jeff Kirsner (coinventor da presente invenção) e Kimberly Burrows (co-inventor da presente invenção), ambos depositados em 29 de dezembro de 2000, e intitulados “Thinners for Invert Emulsions”, e ambos incorporados a esta a título referencial, são particularmente úteis na presente invenção para efetuar tal “ diluição seletiva” do fluido da presente invenção; ou seja, diluição em temperaturas mais baixas sem tornar o fluido muito delgado em temperaturas mais elevadas. Tais diluentes podem ter a seguinte fórmula geral: R (C2H4O)n (C3H6O)_m(C4H₈O)_k-H (fórmula I”), em que R é um radical alquila linear ou ramificado, saturado ou insaturado, tendo de cerca de 8 a cerca de 24 átomos de carbono, n é um número na faixa de cerca de 1 a cerca de 10, m é um número na faixa de cerca de 0 a cerca de 10, e k é um número na faixa de

Petição 870180019020, de 08/03/2018, pág. 29/42 cerca de 0 a cerca de 10. De modo preferido, R possui de cerca de 8 a cerca de 18 átomos de carbono; mais preferivelmente, R possui de cerca de 12 a cerca de 18 átomos de carbono; e de modo mais preferido, R possui de cerca de 12 a cerca de 14 átomos de carbono. Além disso, de modo mais preferido, R é saturado e linear.

O diluente pode ser adicionado ao fluido de perfuração durante a preparação inicial do fluido ou posteriormente, à medida em que o fluido está sendo usado para propósitos de perfuração ou de serviço do poço em formação. A quantidade adicionada é uma quantidade efetiva para manter ou efetuar a viscosidade desejada do fluido de perfuração. Para os propósitos desta invenção, uma “quantidade efetiva” do diluente da fórmula (I) é, de modo preferido, de cerca de 0,5 (0,227 kg) a cerca de 15 libras (6,81 kg) por barril de lama ou fluido de perfuração. Uma quantidade mais preferida de diluente está na faixa de cerca de 1 (0,454 kg) a cerca de 5 libras (2,27 kg) por barril de fluido de perfuração e uma quantidade mais preferida é de cerca de

1,5 (0,681 kg) a cerca de 3 libras (1,362 kg) de diluente por barril de fluido de perfuração.

As composições ou compostos da fórmula (I) podem ser preparados através de técnicas usuais de alcoxilação, tais como a alcoxilação dos álcoois graxos correspondentes com óxido de etileno e/ ou óxido de propileno ou óxido de butileno sob pressão e na presença de catalisadores ácidos ou alcalinos, como é conhecido na técnica. Tal alcoxilação pode ocorrer, em um modo em bloco, isto é, o álcool graxo pode ser primeiramente reagido com óxido de etileno, óxido de propileno ou óxido de butileno, e, subsequentemente, se desejado, com um ou mais dos outros óxidos de alquileno. De modo alternativo, tal alcoxilação pode ser conduzida aleatoriamente, pelo que qualquer mistura desejada de óxido de alquileno, óxido de propileno e/ou óxido de butileno é reagida com o álcool graxo.

Na fórmula (I), os subscritos n e m representam,

Petição 870180019020, de 08/03/2018, pág. 30/42 respectivamente, o número de moléculas de óxido de etileno (EO) e de óxido de propileno (PO) ou grupos em uma molécula do álcool graxo alcoxilado. O subscrito K indica o número de moléculas ou grupos de óxido de butileno (BO). Os subscritos n, m, e k não precisam ser inteiros, pois eles indicam, em cada caso, médias estatísticas de alcoxilação. Estão incluídos, sem limitação, aqueles compostos da Fórmula (I), cuja distribuição de grupos etóxi, propóxi, e/ ou butóxi é muito estreita, tal que, por exemplo, “etoxilatos de faixa estreita”, também denominados “NREs” por aqueles versados na técnica.

Para alcançar os propósitos desta invenção, o composto da fórmula (I) precisa conter pelo menos um grupo etóxi. De modo preferido, o composto da fórmula I irá também conter pelo menos um grupo propóxi (C3H6O-) ou grupo butóxi (C4H8O-). Alcóxidos mistos, que contêm todos estes grupos alcóxidos - óxido de etileno, óxido de propileno, e óxido de butileno — são possíveis para a invenção, mas não são preferidos.

De modo preferido, para o uso de acordo com esta invenção, o composto da fórmula (I) terá um valor para m na faixa de cerca de 1 a cerca de 10, com k sendo zero ou um valor para k na faixa de cerca de 1 a cerca de 10, com m igual a zero. De modo mais preferido, m será de cerca de 1 a cerca de 10 e k será zero.

De modo alternativo, tais diluentes podem ser um tensoativo não-iônico, que é um produto da reação de óxido de etileno, óxido de propileno e/ ou óxido de butileno com ácidos carboxílicos C10-22 ou derivados de ácido carboxílico C10-22 contendo pelo menos uma ligação dupla na posição

9/ 10 e/ou 13/14 tendo unidades da fórmula geral:

O

-CH-CHR1 (“fórmula II”), em que R1 é um átomo de hidrogênio ou um grupo OH ou um grupo OR2, em que R2 é um grupo alquila de cerca de 1 a cerca de 18 átomos

Petição 870180019020, de 08/03/2018, pág. 31/42 de carbono, ou um grupo alquenila de cerca de 2 a cerca de 18 átomos de carbono, ou um grupo da fórmula:

C-R3

O em que R₃ é um átomo de hidrogênio, ou um grupo alquila de cerca de 1 a cerca de 21 átomos de carbono, ou um grupo alquileno de cerca de 2 a cerca de 21 átomos de carbono. Um diluente da fórmula (II) pode ser usado isoladamente ou pode ser usado em combinação com um diluente ou codiluente da fórmula (I).

Diluentes comercialmente disponíveis preferidos incluem, por exemplo, produtos tendo as marcas registradas COLDTROL® (derivado de álcool), OMC2™ (ácido graxo oligomérico), ATC® (ésteres de ácido graxo modificado), a serem usados isoladamente ou em combinação, e disponíveis de Halliburton Energy Services, Inc. em Houston, Texas.

As formulações dos fluidos da invenção, e também as formulações dos fluidos de perfuração à base de olefina isomerizada da técnica anterior, usadas na perfuração dos furos de sondagem citados nos dados acima, variam de acordo com os requerimentos particulares da formação subterrânea. A Tabela 3 abaixo, no entanto, fornece formulações exemplares e propriedades para estes dois tipos de fluidos discutidos nos dados de campo acima. Todos os produtos de marca registrada na Tabela 3 estão disponíveis de Halliburton Energy Services, Inc. em Houston, Texas, incluindo: estabilizador de emulsão LE MUL™ (uma mistura de talóleo oxidado e de ácido graxo poliaminado); emulsificante LE SUPERMUL™ (ácido graxo poliaminado); agente de controle de filtração DURATONE® HT (leonardita organofílica); agente de controle de filtração ADAPTA® HP (copolímero particularmente adequado para prover o controle de filtração de HPHT em sistemas de fluido não- aquoso); agente de suspensão/ agente de viscosidade RHEMOD L™ (ácido graxo modificado); agente de viscosidade GELTONE® (argila organofílica); agente de suspensão VIS-PLUS® (ácido

Petição 870180019020, de 08/03/2018, pág. 32/42 carboxílico); agente promotor de peso BAROID® (sulfato de bário moído); e agente de umectação /diluente DEEP-TREAT® (sal de sulfonato de sódio). Na determinação das propriedades na Tabela 3, as amostras dos fluidos foram cisalhadas em um misturador comercial Silverson a 7.000 rpm durante 10 minutos, laminadas a 150 °F (65°C) durante 16 horas, e agitadas durante 10 minutos. As medições foram tomadas com os fluidos a 120 °F (48°C), exceto quando indicado de outro modo.

TABELA 3

Formulações Exemplares

Fluidos e compostos	Sistema ACCOLADE™	Fluido de Perfuração de Emulsão Invertida à base de Olefina Isomerizada
Base ACCOLADE™ (bbl)	0,590	—
Base SF™ (bbl)	—	0,568
LE MUL™ ¹ (lb = 0,454 kg)	—	4
LE SUPERMUL™ ² (lb = 0,454 kg)	10	6
Cal (lb = 0,454 kg)	1	4
DURATONE® HT³ (lb = 0,454 kg)	---	4
Água fresca (bbl)	0,263	0,254
ADAPTA® HP⁴ (lb = 0,454 kg)	2	--
RHEMOD L™ ⁵ (lb = 0,454 kg)	1	--
GELTONE® II⁶ (lb = 0,454 kg)	—	5
VIS-PLUS® ⁷ (lb = 0,454 kg)	—	1,5
BAROID® ⁸ (lb = 0,454 kg)	138	138
Cloreto de cálcio (lb = 0,454 kg)	32	31
DEEP-TREAT® (lb = 0,454 kg)	—	2

¹ Mistura de talóleo oxidado e de estabilizador de emulsão ácido graxo poliaminado.

² Emulsificante ácido graxo poliaminado.

³ Agente de controle de filtração leonardita organofílica.

⁴ Agente de controle de filtração copolímero HTHP para sistemas não- aquosos.

⁵ Agente de suspensão/ agente de viscosidade ácido graxo modificado.

⁶ Agente de viscosidade argila organofílica.

⁷ Agente de suspensão ácido carboxílico.

⁸ Agente promotor de peso sulfato de bário moído.

⁹ Agente umectante/diluente sal de sulfonato de sódio.

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TABELA 3- Continuação

B. Propriedades

	Sistema ACCOLADE™	Fluido de Perfuração de Emulsão Invertida à base de Olefina Isomerizada
Viscosidade plástica (cP)	19	19
Limite de escoamento (lb/100ft²=0,479 Pa)	13	14
Gel em 10 s (lb/100ft²=0,479 Pa)	9	7
Gel em 10 min (lb/l00ft²=0,479 Pa)	12	9
Temperatura HPHT (^oF = -17,2°C)	225	200
HPHT@ 500 psid (ml)	0,8	1,2
Estabilidade elétrica (volts)	185	380
Leituras de mostrador Fann™:
600 rpm	51	52
300 rpm	32	33
200 rpm	25	26
100 rpm	18	18
6 rpm	7	7
3 rpm	5	6

A presente invenção é dirigida ao uso de fluidos de perfuração à base de emulsão invertida, que contêm géis frágeis ou que exibem um comportamento de gel frágil em operações de perfuração, tais que perfuração, revestimento de corrida, e cimentação. A presente invenção é também dirigida à redução da perda de fluidos de perfuração ou de lamas de perfuração durante tais operações de perfuração através do emprego de fluidos de perfuração à base de emulsão invertida, que contêm géis frágeis ou que exibem um comportamento de gel frágil, e pelo fato de que exibem preferivelmente baixas ECDs. Os fluidos de perfuração de emulsão invertida da presente invenção possuem uma base de emulsão invertida. Esta base não está limitada a uma formação única. Os dados de teste acima discutidos são de fluidos de perfuração de emulsão invertida exemplares da invenção, que compreendem uma mistura de um ou mais ésteres e de uma ou mais olefinas isomerizadas, ou internas (“ mistura de éster”) tal como descrito no Pedido de Patente U.S. de N° Serial 09/929. 465, de Jeff Kirsner (co-inventor da presente invenção), Kenneth W. Pober e Robert W. Pike, depositado em 14 de agosto de 2001, intitulado, “Blends of Esters with Isomerized Olefins and

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Other Hydrocarbons as Base Oils for Invert Emulsion Oil Muds”, incorporado a esta a título referencial. Em uma tal mistura, preferivelmente os ésteres irão compreender pelo menos cerca de 10 porcento, em peso, da mistura e podem compreender até cerca de 99 porcento, em peso, da mistura, embora os ésteres possam ser usados em qualquer quantidade. Ésteres preferidos para a mistura compreendem ácidos graxos de acerca de C6 e C14 e álcoois, e estão mais particularmente ou mais preferivelmente expostos na Patente U.S. N° Re. 36. 066, re-emitida em 25 de janeiro de 1999 como uma re-emissão da Patente U.S. N°. 5.232.910, cedida a Henkel KgaA de Dusseldorf, Alemanha, e

Baroid Limited of London, Inglaterra, e na patente U.S. N° 5.252.554, emitida em 12 de outubro de 1993, e cedida a Henkel Kommanditgesellschaft auf Aktien of Dusseldorf, Alemanha e Baaroid limited of Aberdeen, Escócia. Ésteres expostos na Patente U.S. N° 5. 106. 516, emitida em 21 de abril de 1992 e na Patente U.S N° 5.318. 954, emitida em 7 de junho de 1984, ambas cedidas a Henkel Kommanditgesellschaft auf Aktien, de Dusseldorf, Alemanha, podem ser também usados. Os ésteres mais preferidos para o uso na invenção compreendem ácidos graxos de cerca de C12 a C14 e 2-etil hexanol ou ácidos graxos de cerca de C8 e 2-etil hexanol. Estes ésteres mais preferidos estão comercialmente disponíveis sob a s marcas registradas

PETROFREE® e PETROFREE LV™, respectivamente, de Halliburton

Energy Services, Inc. em Houston, Texas. Embora ésteres produzidos com ácidos graxos e álcoois sejam preferidos, ésteres produzidos de outros modos, tais como a partir da combinação de olefinas ou com ácidos graxos ou com álcoois, podem ser também efetivos.

Olefinas isomerizadas, ou internas, para a mistura com os ésteres para uma mistura de éster podem ser olefinas tais que de cadeia reta, ramificadas, ou cíclicas, preferivelmente tendo de cerca de 10 a cerca de 30 átomos de carbono. Olefinas isomerizadas, ou internas, tendo de cerca de 40 a cerca de 0 porcento, em peso, de C16 e de cerca de 20 a cerca de 50 porcento,

Petição 870180019020, de 08/03/2018, pág. 35/42 em peso, de C18, são especialmente preferidas. Um exemplo de uma olefina isomerizada para o uso em uma mistura de éster na invenção, que está comercialmente disponível, é o fluido SF™ Base, disponível de Halliburton Energy Services, Inc. em Houston, Texas. De modo alternativo, outros hidrocarbonetos, tais que parafinas, óleos minerais, triésteres de glicerídeo, ou combinações dos mesmos podem ser substituídos ou adicionados às olefinas na mistura de éster. Tais outros hidrocarbonetos podem compreender de cerca de 1 porcento, em peso, a cerca de 99 porcento, em peso, da mistura.

Fluidos de perfuração de emulsão invertida podem ser preparados compreendendo SF™ Base sem o éster, no entanto, tais fluidos não são tidos como provendo as propriedades superiores dos fluidos da invenção com o éster. Os dados de campo acima discutidos demonstraram que os fluidos da invenção são superiores aos fluidos de perfuração à base de olefina isomerizados da técnica anterior, e os fluidos da invenção possuem propriedades especialmente vantajosas em poços subterrâneos perfurados em água profundas. Além disso, acredita-se que os princípios do método da invenção possam ser usados com fluidos de perfuração de emulsão invertida, que formam géis frágeis, ou que proporcionam um comportamento de gel frágil, fornecem baixas ECDs, e possuem (ou parecem possuir) viscoelasticidade, que pode não estar compreendida em uma mistura de éster. Um exemplo de um tal fluido pode compreender um solvente polar em vez de uma mistura de éster.

Outros exemplos de possíveis bases de emulsão invertida adequadas para os fluidos de perfuração da presente invenção incluem olefinas isomerizadas misturadas com outros hidrocarbonetos, tais como alfa olefinas lineares, parafinas, ou naftenos, ou combinações dos mesmos (“misturas de hidrocarboneto”).

As parafinas para o uso em misturas que compreendem emulsões invertidas para fluidos de perfuração para a presente invenção

Petição 870180019020, de 08/03/2018, pág. 36/42 podem ser lineares, ramificadas, poli-ramificadas, cíclicas, ou isoparafinas, de modo preferido tendo cerca de 10 a cerca de 30 átomos de carbono. Quando misturadas com ésteres ou outros hidrocarbonetos, tais como olefinas isomerizadas, alfa olefinas lineares, ou naftenos na invenção, as parafinas devem compreender pelo menos cerca de 1 porcento, em peso, a cerca de 99 porcento, em peso, da mistura, mas preferivelmente menos do que cerca de 50 porcento, em peso. Um exemplo de uma parafina comercialmente disponível, adequada para misturas úteis na invenção, é denominada pela marca comercial XP-07™, disponível de Halliburton Energy Services, Inc. em

Houston, Texas. XP-07™ é primariamente uma parafina linear C12-6.

Exemplos de triésteres de glicerídeo para misturas de ésteres / hidrocarboneto úteis em misturas, que compreendem emulsões invertidas para fluidos de perfuração de acordo com a presente invenção, podem incluir, sem limitação, materiais tais que óleo de colza, óleo de oliva, óleo de canola, óleo de rícino, óleo de coco, óleo de milho, óleo de semente de algodão, óleo de banha, óleo de linhaça, óleo de mocotó, óleo de palma, óleo de amendoim, óleo de perila, óleo de farelo de arroz, óleo de açafroa, óleo de sardinha, óleo de gergelim, óleo de soja, e óleo de girassol.

Naftenos ou hidrocarbonetos naftênicos para o uso em misturas, que compreendem emulsões invertidas para os fluidos da presente invenção, podem ser qualquer composto cicloparafínico saturado, composição ou material com uma fórmula química de CnH2n, em que n é um número de cerca de 5 a cerca de 30.

Em ainda outra modalidade, uma mistura de hidrocarboneto pode ser misturada com uma mistura de éster para compreender uma base de emulsão invertida para um fluido de perfuração de acordo com a presente invenção.

As proporções exatas dos componentes, que compreendem uma mistura de éster (ou outra mistura ou base para uma emulsão invertida)

Petição 870180019020, de 08/03/2018, pág. 37/42 para o uso na presente invenção irão variar dependendo dos requerimentos de perfuração (e das características requeridas para que a mistura ou base para satisfazer a tais requerimentos), suprimento e disponibilidade dos componentes, custo dos componentes, e características da mistura ou base necessária para satisfazer às normas reguladoras ambientais ou à aceitação ambiental. A manufatura dos vários componentes da mistura de éster (ou de outra base de emulsão invertida) serão entendidos por aquele versado na técnica).

Além disso, o fluido de perfuração de emulsão invertida da invenção para o uso na presente invenção possui, adicionado a, ou misturado com ele, a base de emulsão invertida, outros fluidos ou materiais requeridos para compreender um fluido de perfuração completo. Tais materiais podem incluir, por exemplo, aditivos para reduzir ou controlar a reologia por temperatura ou para prover diluição, tais como, por exemplo, aditivos tendo as marcas registradas COLDTROL®, RHEMOD L™, ATC®, e OMC2™; aditivos para prover a viscosidade aumentada temporária para o envio (transporte ao sítio do poço) e para o uso em varreduras, tais como, por exemplo, um aditivo tendo a marca registrada TEMPERUS™ (ácido graxo modificado); aditivos para o controle da filtração, tais como, por exemplo, aditivos tendo a marca registrada ADAPTA HP®; aditivos para o controle de alta pressão e alta temperatura (HTHP) e estabilidade de emulsão, tais como, por exemplo, aditivos tendo a marca registrada FACTANT™ (derivado de talóleo altamente concentrado); e aditivos para a emulsificação, tais como, por exemplo, aditivos tendo a marca registrada LE SUPERMUL^TM (ácido graxo poliaminado). Misturas de diluentes, tais como os diluentes OMC2™, COLDTROL® e ATC® podem ser mais efetivos em fluidos da invenção do que apenas um de tais diluentes. Todos os produtos de marca registrada antes mencionados estão disponíveis de Halliburton Energy Services, Inc. em Houston, Texas, U. S. A.

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O fluido de perfuração de emulsão invertida da presente invenção não possui, preferivelmente, adicionado a ele, quaisquer argilas organofílicas. O fluido da invenção não requer argila organofílica ou lignitas organofílicas para fornecer a ele a viscosidade requerida, características de suspensão, ou controle de filtração para carregar as aparas de perfuração para a superfície do poço. Além disso, a falta de argilas organofílicas e lignitas organofílicas no fluido é tida como aumentando a tolerância do fluido às aparas de perfuração. Ou seja, a falta de argilas organofílicas e de lignitas organofílicas no fluido da invenção é tida como permitindo com que o fluido suspenda e carregue as aparas de perfuração sem uma alteração significativa nas propriedades reológicas do fluido.

A descrição precedente da invenção tem a intenção de ser uma descrição de modalidades preferidas. Várias alterações nos detalhes dos fluidos descritos e no método de uso podem ser introduzidas, sem que haja afastamento do escopo intencionado desta invenção, tal como definido pelas reivindicações apensas.

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Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método para conduzir uma operação de perfuração em uma formação subterrânea usando um fluido de perfuração que não tenha sido adicionado a ele qualquer argila organofílica, o fluido de perfuração

5 compreendendo:

(a) uma base de emulsão invertida compreendendo uma mistura de um ou mais ésteres e uma ou mais olefinas isomerizadas, ou internas, em que os ésteres compreendem pelo menos de 10 a 99%, em peso da mistura; os ésteres compreendo ácidos graxos de C12 a C14 e 2-etil

10 hexanol ou ácidos graxos de C8 e 2-etil hexanol, e as oleafinas tendo de 40 a 70%, em peso, de C16, e de 20 a 50%, em peso, de C18;

(b) um ou mais diluentes selecionados de pelo menos um dos seguintes grupos:

(i) um composto tendo a fórmula:

15 R-(C₂H4O)n(C3H6O)_m(C4H₈O)k-H em que R é um radical alquila linear ou ramificado, saturado ou insaturado, tendo de 8 a 24 átomos de carbono, n é um número na faixa de 1 a 10, m é um número na faixa de 0 a 10, e k é um número na faixa de 0 a 10; e

20 (ii) um tensoativo não-iônico, o tensoativo sendo o produto da reação de pelo menos um óxido, selecionado a partir do grupo que compreende óxido de etileno, óxido de propileno e óxido de butileno, com ácidos carboxílicos C1022 ou derivados de ácido carboxílico C10-22 contendo pelo

25 menos uma ligação dupla na posição 9/10 e/ou 13/14 tendo unidades estruturais da fórmula geral:

O

-CH-CHR1 em que R1 é um átomo de hidrogênio, ou um grupo OH, ou

Petição 870180019020, de 08/03/2018, pág. 40/42 um grupo OR2, e em que R2 é um grupo alquila de 1 a 18 átomos de carbono, ou um grupo alquenila de 2 a 18 átomos de carbono, ou um grupo da fórmula:

C-R3

O e em que R₃ é um átomo de hidrogênio, ou um grupo 5 alquila de 1 a 21 átomos de carbono, ou um grupo alquileno de 2 a 21 átomos de carbono;

(c) um ou mais emulsificantes; e (d) um ou mais agentes promotores de peso, o método caracterizado por compreender:

10 perfurar na formação subterrânea usando o fluido de perfuração;

interromper a perfuração para fazer com que o fluido de perfuração forme uma estrutura de gel para suspender as aparas de perfuração e os materiais de formação de peso; e

15 retomar a perfuração para fazer com que o fluido reverta para um estado que pode ser escoado ou líquido imediatamente após ser retomada a perfuração.
2. Método de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que R é um radical alquila linear ou ramificado, saturado ou

20 insaturado, tendo de 8 a 18 átomos de carbono, n é um número na faixa de 1 a 10, m é um número na faixa de 0 a 10, e k é um número na faixa de 0 a 10.
3. Método de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que R é um radical alquila linear ou ramificado, saturado ou insaturado, tendo de 12 a 18 átomos de carbono, n é um número na faixa de 1

25 a 10, m é um número na faixa de 0 a 10, e k é um número na faixa de 0 a 10.

4. Método de acordo com qualquer uma das reivindicações 2 ou 3, caracterizado pelo fato de que R é um radical alquila linear saturado.

Petição 870180019020, de 08/03/2018, pág. 41/42

1/10 (do

BARRIS PERDIDOS/

BARRIS DE FURO PERFURADO BARRIS

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