BRPI0516522B1

BRPI0516522B1 - aditivo para um fluido de perfuração para bloqueio de fraturas de rochas induzidas por perfuração ou pré-existentes, fluido de perfuração, método de prevenção ou de redução dos efeitos de circulação perdida

Info

Publication number: BRPI0516522B1
Application number: BRPI0516522A
Authority: BR
Inventors: Gerald Meeten; Louise Bailey; Paul Way; Phillip Rice
Original assignee: Mi Llc
Priority date: 2004-10-14
Filing date: 2005-10-13
Publication date: 2016-03-15
Also published as: CA2581360C; GB2419146B; US7799743B2; GB0422798D0; EA200700841A1; CA2581360A1; US20080113879A1; EP1797156A1; EA009205B1; MX2007004512A; WO2006040578A1; NO20071603L; BRPI0516522A; GB2419146A

Abstract

aditivo de circulação perdida para fluidos de perfuração. um aditivo para um fluido de perfuração para bloqueio de fraturas de rocha induzidas por perfuração ou pré-existentes, compreendendo grânulos poliméricos com um pico de distribuição de diâmetro entre 1000 e 200 mícrons e uma resiliência média de pelo menos 10% de recuperação, após uma compressão por uma carga de 200 n, e uso do mesmo.

Description

ADITIVO PARA ΌΜ FLUIDO DE PERFURAÇÃO PARA BLOQUEIO DE FRATURAS DE ROCHA INDUZIDAS POR PERFURAÇÃO OU PREEXISTENTES , FLUIDO DE PERFURAÇÃO, MÉTODO DE PREVENÇÃO OU DE REDUÇÃO DOS EFEITOS DE CIRCULAÇÃO PERDIDA [001] Esta invenção se refere a um aditivo para redução dos efeitos de circulação perdida de fluido de perfuração na formação que circunda um furo de poço durante o processo de perfuração.

ANTECEDENTES DA INVENÇÃO [002] Para a produção de poços de hidrocarboneto, furos de poço são perfurados em formações subterrâneas. Seguindo procedimentos padronizados, um fluido é circulado durante uma perfuração a partir da superfície através do interior da coluna de perfuração e do espaço anular entre a coluna de perfuração e a formação. O fluido de perfuração, também referido como "lama de perfuração", é usado para a realização de várias funções inter-relacionadas. Estas funções são: (1) O fluido deve manter em suspensão e transportar partículas sólidas para a superfície para triagem e descarte; (2) ele deve transportar uma argila ou outra substância capaz de aderir a e revestir uma superfície de furo de poço não revestida, (a) para a exclusão de fluidos indesejados os quais podem ser encontrados, tais como salmouras, desse modo se evitando que se misturem com e degradem o perfil reológico da lama de perfuração, bem como (b) para prevenção da perda de pressão poço abaixo a partir de uma perda de fluido, caso o furo de poço atravesse um intervalo de material de formação poroso; (3) Deve ser mantido em suspensão um agente de aumento de peso aditivo (para aumento da gravidade especifica da lama), tipicamente baritas (um minério de sulfato de bários, moido até um tamanho de partículas fino), de modo que a coluna inteira de fluido de perfuração não seja interrompida ao encontrar receptáculos pressurizados de gás combustível, o qual de outra forma tendería a reduzir a pressão poço abaixo, bem como a criar uma "erupção" na qual o fluido e mesmo o conjunto de ferramentas de perfuração são violentamente ejetados a partir do poço, com danos catastróficos resultantes, particularmente de incêndios; (4) Ele deve lubrificar a broca de perfuração, de modo a promover uma eficiência de perfuração e retardar o desgaste da broca. [003] A indústria faz distinção largamente entre três classes de fluidos de perfuração: à base de óleo, à base de água e as assim denominadas lamas sintéticas. As lamas à base de óleo e sintéticas são reconhecidas por suas qualidades superiores para a maioria das operações de perfuração. [004] Um fluido de perfuração tipicamente contém vários aditivos. Esses aditivos imprimem as propriedades desejadas ao fluido, tal como a viscosidade ou a densidade. Uma classe de aditivos é usada como agentes de perda de fluido para evitar que o fluido de perfuração entre nas formações porosas. Embora os agentes de perda de fluido sejam projetados para formarem um bolo de filtro competente para cobertura das formações porosas, há uma outra classe de materiais referidos como agente de "circulação perdida". Os materiais de circulação perdida são projetados para evitarem ou limitarem as perdas de fluido em fraturas ou outras aberturas na formação. [005] A perda de fluido de perfuração em fraturas é uma grande preocupação no processo de construção de poço. Há um grande número de produtos empregados, testados ou propostos para a redução destas perdas. Estes produtos tipicamente são em partículas que invadem a fratura e, em algum ponto ao longo da fratura, formam uma ponte de bloqueio através da fratura. Quando a fratura tem uma ponte construída, um bolo de filtro se desenvolverá devido à diferença de pressão entre o fluido de furo de poço e o fluido além do bloqueio de fratura. A pressão além do bolo de filtro ou do bloqueio de ponte é reduzida e, assim, pode evitar que a pressão de furo de poço plena afete a ponta da fratura. Contudo, qualquer aumento adicional na pressão de fluido de furo de poço pode resultar em uma abertura adicional da fratura, levando a perdas renovadas. O aditivo descrito aqui é efetivo no bloqueio de uma fratura e provê resiliência, que ajuda a evitar a reabertura da fratura. [006] O pedido de patente U.S. publicado 2004/0033905 provê uma composição de fluido de perfuração que compreende um veículo de fluido de perfuração, o qual pode ser à base de óleo ou à base de água, e um componente de microesfera compósito. As microesferas do componente de microesfera compósito podem compreender quaisquer microesferas ocas de vidro, de cerâmica ou de plástico que podem ser adicionadas ao fluido de perfuração (com outros componentes do fluido de perfuração conhecidos na técnica), para a redução da densidade do mesmo. [007] A Patente U.S. N° 4.579.668 descreve um agente de perda de circulação o qual compreende uma combinação de dois materiais em partículas. Um ou ambos os materiais podem ser derivados pelo processamento de carcaças de batería de célula úmida descartadas, as quais são ditas como sendo feitas principalmente de polipropileno. 0 primeiro material em partículas empregado é um polímero termoplástico em uma forma laminar alongada flexível, tendo as propriedades desejáveis de fibras e flocos. E o segundo dos materiais em partículas é um plástico de termofixação granular, o qual foi moído em uma forma granular. Este material granular pode ser derivado a partir do processamento de baterias de célula úmida, conforme citado previamente, nas quais os estojos são formados de uma borracha dura, tal como uma resina de fenolformaldeído disponível sob o nome comercial Bakelite. Conforme será compreendido por aqueles versados na técnica, essas borrachas sintéticas rígidas, tal como a Bakelite, são resinas termofixadas as quais têm uma rede polimérica reticulada e permanecem relativamente rígidos sob condições de alta temperatura. Os polímeros termofixados podem ser contrastados com os polímeros termoplásticos, os quais são polímeros de cadeia linear ou ramificada e os quais são amolecidos pela aplicação de calor. A resina termofixada preferencialmente é moída em uma distribuição através de uma faixa de tamanho de partículas relativamente larga para a provisão de uma distribuição de tamanho de partículas de leito de densidade máxima, conforme descrito em maiores detalhes aqui adiante. 0 material granular em partículas pode ter uma gravidade específica na faixa de 1,2 a 1,4. [008] O uso de materiais grafíticos para fins de perda de fluido e lubrificação é mostrado na Patente U.S. N° 5.826.669. Um aditivo de fluido de perfuração de partícula de carbono grafítico resiliente é usado, que é efetivo na prevenção e no controle da perda de fluido de perfuração em formações subterrâneas e tem boas propriedades de lubrificação. É mostrado que poros e fraturas em folhelhos, arenitos e similares são efetivamente selados com partículas de carbono grafítico resilientes que podem ser acondicionadas de forma apertada sob compressão nos poros e fraturas para expansão ou contração, sem serem desalojadas ou colapsarem devido a mudanças na densidade de circulação equivalente ou com um aumento no peso de fluido. A patente não reconhece a importância da pressão de reabertura como um parâmetro para a seleção e a otimização de agentes de circulação perdida. [009] Portanto, é um objetivo da presente invenção prover novos agentes para fluidos de perfuração, particularmente adequados para uso como um agente de circulação perdida.

SUMÁRIO DA INVENÇÃO [010] Em um primeiro aspecto, a invenção inclui um aditivo para um fluido de perfuração para bloqueio de fraturas de rocha induzidas por perfuração ou pré-existentes compreendendo grânulos plásticos com um pico de distribuição de diâmetro entre 1000 e 200 mícrons e uma resiliência média de pelo menos 10% de recuperação após compressão por uma carga de 200 N. O diâmetro é tomado como a maior distância através da partícula. A resiliência é definida de acordo com um procedimento de teste descrito aqui abaixo. Preferencialmente, a carga de 200 N é equivalente a uma pressão de 0,4 MPa. De fato, em um aspecto relacionado, a invenção inclui um aditivo para um fluido de perfuração para bloqueio de fraturas de rocha induzidas por perfuração ou pré-existentes compreendendo grânulos plásticos com um pico de distribuição de diâmetro entre 1000 e 200 microns e uma resiliência média de pelo menos 10% de recuperação após compressão por uma pressão de 0,4 MPa. [011] Preferencialmente, os grânulos plásticos usados são sólidos como partículas ocas e são propensos a colapsarem sob a pressão de uma fratura se fechando. Os grânulos preferencialmente são feitos de polipropileno em uma modificação que preenche os critérios definidos acima. [012] A distribuição de tamanho dos grânulos preferencialmente é escolhida de modo que pelo menos 90% dos grânulos tenham um diâmetro entre 1000 e 200 microns. Em uma outra modalidade preferida, a resiliência do agente é caracterizada por ter pelo menos 15% de recuperação após uma compressão por uma carga de 200 N e/ou uma pressão de 0,4 MPa. [013] De modo que os grânulos exibam uma deformabilidade progressiva que permite que os grânulos se acomodem para abertura ou fechamento de fraturas, é preferido que o material dos grânulos tenha um módulo de Young o qual é menor do que 10 GPa e, preferencialmente, menor do que 5 ou 2 GPa. Contudo, se o Módulo de Young dos grânulos for baixo demais, a carga nos grânulos pode ser insuficiente para reter os grânulos em uma posição desejada em uma fratura. Por exemplo, mudanças na densidade de circulação equivalente ou no peso de fluido então podem fazer com que os grânulos migrem mais para dentro ou para fora de uma fratura. Assim, preferencialmente, o material dos grânulos tem um Módulo de Young o qual é maior do que 0,1 GPa e, preferencialmente, maior do que 0,5, 0,7 ou 1,5 GPa. [014] Outros aspectos da presente invenção incluem um fluido de perfuração que tem aditivos conforme descrito acima e métodos de prevenção ou redução dos efeitos de circulação perdida, com a etapa de adição de um fluido de perfuração, tal como um aditivo, e a circulação do fluido de perfuração durante a perfuração de um poço. O fluido de perfuração pode ser à base de óleo, à base de água ou sintético. [015] Outros aditivos, conforme conhecido na técnica, podem ser adicionados para imprimirem outras propriedades desejadas ao sistema de fluido de perfuração. Esses aditivos conhecidos incluem agentes de mudança de viscosidade, agentes de redução de filtrado, e agentes de ajuste de peso. Outros aditivos preferidos são inibidores de inchamento de folhelho, tais como sais, agentes à base de glicol, silicato ou fosfato, ou qualquer combinação dos mesmos. [016] Estes e outros recursos da invenção, as modalidades preferidas e as variantes das mesmas, possíveis aplicações e vantagens tornar-se-ão apreciados e compreendidos por aqueles versados na técnica a partir da descrição detalhada a seguir e dos desenhos. [017] Por exemplo, será apreciado por alguém de conhecimento na técnica que o assunto mostrado inclui métodos para a utilização dos fluidos mostrados na perfuração e na completação de um poço subterrâneo. Assim, as modalidades ilustrativas do assunto reivindicado incluem: a condução de operações de perfuração em um poço subterrâneo que penetra através de uma ou mais formações subterrâneas, as operações sendo realizadas na presença de um fluido de furo de poço conforme substancialmente mostrado aqui. Preferencialmente, o fluido de furo de poço inclui: uma fase continua de fluido; e um aditivo que compreende grânulos poliméricos com um pico de distribuição de diâmetro entre 100 e 200 microns e uma resiliência média de pelo menos 10% de recuperação após uma compressão por uma carga de 200 N e/ou uma pressão de 0,4 MPa. Os grânulos preferencialmente são feitos de polipropilenos e utilizados no fluido a uma concentração para o aditivo na faixa de 5 ppb [14,4 g/1] a 30 ppb [87 g/1]. A fase continua de fluido preferencialmente é selecionada a partir do grupo que consiste em fluidos de perfuração à base de água, fluidos de perfuração à base de óleo e fluidos de perfuração de base sintética. [018] Os fluidos de perfuração à base de água adequados das modalidades ilustrativas preferencialmente utilizam um fluido aquoso selecionado a partir de água doce, água do mar, salmoura, compostos orgânicos solúveis em água e misturas dos mesmos, bem como fluidos similares conhecidos por alguém versado na técnica. Os aditivos convencionais para fluidos de perfuração à base de água também podem ser adicionados às modalidades ilustrativas incluindo agentes de mudança de viscosidade, agentes de controle de reologia, agentes de controle de corrosão e agentes de aumento de peso, bem como combinações destes e de compostos similares conhecidos por alguém versado na técnica. Na maioria dos casos, um material de aumento de peso é desejado para se aumentar a densidade do fluido. Esses agentes de aumento de peso ilustrativos podem ser solúveis ou insolúveis em água. Em uma modalidade ilustrativa, o agente de aumento de peso é selecionado a partir do grupo que consiste em barita, calcita, hematita, óxido de ferro, carbonato de cálcio, sais orgânicos e inorgânicos, e misturas dos mesmos, bem como compostos similares conhecidos por alguém versado na técnica. Quando um agente de mudança de viscosidade é utilizado na formulação do fluido ilustrativo, ele pode ser selecionado a partir de polímeros naturais e sintéticos, e argila organofílica e combinações dos mesmos, bem como outros agentes de mudança de viscosidade conhecidos por alguém versado na técnica de fluidos de furo de poço. [019] Os fluidos de perfuração à base de óleo adequados ou fluidos de perfuração de base sintética adequados da modalidade ilustrativa preferencialmente utilizam qualquer óleo natural ou sintético. Mais preferencialmente, o fluido é selecionado a partir do grupo que inclui óleo diesel; óleo mineral; um óleo sintético, tais como poliolefinas, polidiorganossiloxanos, siloxanos ou organossiloxanos; óleos à base de éster; e misturas dos mesmos. Quando um fluido de perfuração à base de emulsão inversa é feito, a concentração do fluido oleaginoso deve ser suficiente de modo que uma emulsão inversa se forme e possa ser menor do que em torno de 99% em volume da emulsão inversa. Em algumas modalidades, a quantidade de fluido oleaginoso é de a partir de em torno de 30% a em torno de 95% em volume e, mais preferencialmente, de em torno de 40% a em torno de 90% em volume do fluido de emulsão inversa. Os fluidos da presente invenção ainda podem conter componentes adicionais dependendo do uso final do fluido, desde que eles não interfiram com a funcionalidade de aditivos descritos aqui. Por exemplo, modificadores de reologia, reserva alcalina, agentes de umedecimento, argilas organofilicas, viscosificantes, agentes de aumento de peso, agentes de formação de ponte e agentes de controle de perda de fluido podem ser adicionados às composições de fluido desta invenção para propriedades funcionais adicionais. A adição desses agentes é conhecida por alguém versado na técnica de formulação de fluidos e lamas de perfuração à base de óleo e de base sintética.

BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS [020] A FIG. 1 ilustra uma fratura durante vários estágios de uma operação de perfuração; a FIG. 2 é um gráfico que ilustra medições para o estabelecimento da performance de agentes de circulação perdida; e a FIG. 3 compara a resiliência de vários materiais.

MODO(S) PARA REALIZAÇÃO DA INVENÇÃO [021] Em uma operação de perfuração, usualmente um tubo é abaixado a partir da superfície portando uma broca de perfuração. A broca de perfuração é girada e, assim, remove o material de formação à frente para extensão do poço. Durante a maior parte da operação de perfuração, um fluido de perfuração é bombeado através do tubo e da broca de perfuração. Ele retorna através do espaço anular do poço perfurado. Dentre outras partículas, o fluido de perfuração no espaço anular exerce uma pressão sobre a formação circundante para evitar que a formação colapse para o poço e um fluxo de entrada potencialmente perigoso e súbito de fluidos de formação. Contudo, a pressão exercida pelo fluido de perfuração, quando excedendo à resistência da formação circundante, gera fraturas. Outras fraturas ou aberturas podem já estar presentes na formação e ser atravessadas pela trajetória do poço. Através dessas fraturas, uma grande quantidade de fluido de perfuração pode ser subitamente perdida para a formação. Para evitar a ocorrência ou mitigar os danos causados pela circulação perdida, os assim denominados materiais ou agentes de circulação perdida são circulados no poço como aditivos para o fluido de perfuração ou como um tratamento "de pílula". [022] Com referência agora à FIG. IA, é mostrado um corte de um poço perfurado 10. Também é mostrada uma parte da coluna de perfuração 11 e o fluido de perfuração 12 circulando n poço. A lama inclui o material de circulação perdida. É assumido que a pressão no poço excede à resistência da formação 101 e, conseqüentemente, uma fratura 102 se abre. Conforme o fluido de perfuração flui para a fratura 102, um material de circulação perdida 121 se acumula até que a fratura tenha uma ponte formada ou seja tamponada por uma quantidade suficiente do material. Uma vez que um tampão seja estabelecido, a pressão cai através dele e a ponta da fratura não está mais submetida à pressão plena de poço. Daí, pode ser assumido que o crescimento da fratura pára. [023] Na FIG. 1B, a qual ilustra um estágio subseqüente, a pressão de poço é reduzida e a fratura 102 se fecha, embora não plenamente. A linha tracejada 103 na FIG. 1B indica a dimensão da fratura original. No processo de fechamento, os agentes de circulação perdida 121 na fratura são comprimidos pela formação 101 e, dependendo de suas propriedades, compactados e deformados de forma reversível ou irreversível. [024] A FIG. 1C ilustra a reabertura da fratura 102 já que a pressão no poço é elevada de novo. Sob circunstâncias normais, a pressão de reabertura é mais baixa do que a pressão de fraturação inicial. Conforme a fratura se abre, o material de circulação perdida 121 tende a perder contato com a parede da formação dentro da fratura 102 e a pressão de fluido de poço pode forçar uma abertura adicional da fratura. Ou pode ocorrer de a reabertura da fratura desestabilizar a ponte ou o tampão de material 121 estabelecido na etapa anterior. Ambos os tipos de falhas podem levar a uma pressão aumentada na ponta da fratura. De acordo com esta invenção, é visto como um recurso importante de um agente de circulação perdida elevar a pressão de limite para a reabertura da fratura. Conforme ilustrado na FIG. 1C, é a resiliência do agente 121 a qual impede uma falha da ponte ou do tampão estabelecido e, assim, eleva a pressão de reabertura. Conforme a fratura 102 se abre, as partículas resilientes 121 pelo menos parcialmente ganham de novo seu formato e permanecem em contato com a formação 101. Como acima, o formato dos estágios iniciais da fratura é indicado por uma linha tracejada 103 denotando a abertura original e uma linha pontilhada 104 indicando o formato da fratura na pressão de poço reduzida (FIG. 1B) . Durante um período no qual as partículas retêm um efeito de vedação, a ponta de fratura é exposta a uma pressão a qual é reduzida, se comparada com a pressão de poço. Daí, a fratura se abre apenas a uma pressão aumentada de poço, se comparado com outros materiais de circulação perdida. [025] Os fluidos de teste e novos aditivos de fluido foram testados em uma sonda de alta pressão construída, que mede a pressão requerida para se iniciar uma fratura em um testemunho de rocha, permitir que a fratura se feche e, então, medir a pressão requerida para a reabertura dela. [026] A célula de iniciação de fratura de alta pressão é baseada em torno de um vaso de pressão de 11000 psi [75,842 MPa], com uma pressão de sobrecarga provida por um macaco hidráulico Enerpac e uma pressão de confinamento por uma bomba de óleo acionada a ar. O fluido de teste é bombeado no testemunho e pressurizado com uma bomba de seringa. [027] As amostras de rocha são cilíndricas com um diâmetro de 150 mm e um comprimento de 200 mm. Um orifício é pré-perfurado centralmente (orifício de diâmetro de 25 mm, 150 mm de profundidade) no topo do testemunho de rocha para se permitir um acesso de fluido. [028] O procedimento experimental para testes foi conforme se segue: - Montagem de célula.

Aplicação de uma pressão de sobrecarga de 3000 psi [20,684 MPa] e de uma pressão de confinamento de 150 psi [1,034 MPa]. - Com a bomba de seringa, aumentar a pressão de lama em incrementos definidos, podendo ser tão grandes quanto 250 psi [1,724 MPa] inicialmente, mas podem ser reduzidos para 10 psi [68,948 kPa], para melhoria da acurácia, conforme o ponto de fratura for aproximado. O conhecimento do ponto de fratura potencial é derivado a partir de ensaios repetidos. A pressão de fluido é aumentada até uma fratura ser gerada. - Quando a rocha fratura, aproximadamente 25 ml de fluido são bombeados através da fratura. A bomba então é parada e a pressão de lama decai até a fratura se fechar. - Após um periodo de tempo definido, a bomba de seringa é então reinicializada para um valor apenas acima da pressão de lama residual e reiniciada. [029] A pressão de lama então é aumentada de novo em incrementos de 250 psi [1,724 MPa] ou incrementos mais finos, para se encontrar uma pressão de reabertura para a fratura. Quanto mais alta a pressão de reabertura de fratura, quando comparada em relação ao iniciar, proporciona-se um indicador da eficiência do material. [030] Um conjunto de dados tipico é mostrado na FIG. 2. No teste mostrado, uma pressão de sobrecarga é aplicada e mantida através do teste - de em torno de 3000 psi [20,684 MPa] . A pressão de confinamento é regulada em torno de 150 psi [1,034 MPa] . A pressão de lama então é aplicada e aumentada em incrementos de 250 psi [1,724 MPa]. Conforme a pressão de lama é aumentada, a vazão de bomba de seringa pode ser vista como sendo alta por um periodo curto, até a pressão regulada ser atingida. Quando a pressão regulada de lama é atingida, a vazão de bomba cai de volta para uma fração de um ml/min, este fluxo é para se manter a perda de pressão de lama a partir da filtração do fluido. Quando a rocha fratura, a vazão de bomba aumenta rapidamente para seu máximo, e há um salto correspondente na pressão de confinamento, já que agora está conectada à pressão de lama. Aproximadamente 25 ml de lama são deixados fluírem através da fratura, antes da parada da bomba. A fratura se fecha quando a lama não está mais sendo bombeada, e a pressão de lama cai. A pressão de confinamento então é drenada de volta para 150 psi [1,034 MPa] , e a fratura deixada fechar por um período de tempo definido - neste caso, em torno de 15 minutos. O processo então é repetido com a pressão de lama sendo aumentada até a fratura reabrir, evidenciado de novo pela alta vazão de bomba. Um segundo ciclo de reabertura também é mostrado nos dados acima. A pressão de reabertura de fratura inicial é de em torno da metade da pressão de fratura original, e esta cai mais no segundo ciclo de reabertura. [031] Os dados na Tabela detalham resultados comparando um fluido à base de óleo padrão (OBM) pesado para 9,5 ppg [1,138 g/cm3] e o mesmo fluido com a adição de partículas grafíticas e de polipropileno, respectivamente, como um material de circulação perdida. Os dados para uma lama à base de óleo (OBM) sem quaisquer aditivos de circulação perdida mostram uma pressão de reabertura a em torno de 50% da pressão de fratura inicial. A adição dos dois materiais grafíticos (fonte M-I L.L.C.) a em torno de 20 libras por barril (ppb) [57 g/1] mostra um melhoramento na pressão de reabertura para um nível de em torno de 65% da inicial. Um melhoramento adicional é medido com grânulos de polipropileno ao nível de 10 ppb [28,6 g/1] e uma pressão de reabertura de 73% da inicial é registrada a 20 ppb [57 g/1] uma pressão de abertura de 76% da inicial. Os grânulos de polipropileno não todos menores do que 1000 mícrons, 95% menores do que 800 mícrons e não têm mais do que 15% menores do que 200 mícrons de tamanho.

Tabela 1 - Influência de partículas grafiticas e de polipropileno sobre as pressões de reabertura de fratura. [032] Daí, os grânulos de polipropileno mostram um melhoramento em relação aos aditivos conhecidos da mesma ordem de magnitude, conforme os aditivos conhecidos de grafita sobre lama à base de óleo, sem quaisquer agentes de circulação perdida. Efeitos similares podem ser observados para lama sintética de lama à base de água. Este efeito benéfico também pode ser encontrado em grânulos feitos de um material de plástico similar, tais como partículas de polietileno e similares. [033] Pode ser vantajoso combinar o material de circulação perdida granular da invenção com outros materiais de circulação perdida conhecidos. Esses materiais são descritos, por exemplo, na Patente U.S. N° 4.579.668 citada acima, a qual, além disso, sugere que resultados superiores podem ser obtidos pela mistura de um material fibroso com um material granular para um efeito otimizado. [034] Embora muitas propriedades diferentes interajam para se proporcionarem a um material qualidades superiores, a resiliência é vista como sendo um dos fatores mais importantes. A resiliência de um material pode ser descrita como uma capacidade de um material de recuperar formato e tamanho elasticamente. [035] Esta característica do material de circulação perdida é considerada importante no processo de reabertura de fratura, onde com um aumento em uma pressão de furo de poço a fratura pode começar a se alargar de novo. Em um cenário como esse, a capacidade das partículas granulares comprimidas na fratura de retomarem o formato com uma fratura se alargando impede a transmissão de uma pressão de fluido para a ponta da fratura, então impedindo uma propagação adicional da fratura. [036] Para consideração da resiliência de um material, é usado um teste simples. Um recipiente de amostra cilíndrico no qual uma haste de pistão se adapta é montada em um quadro de carga. O recipiente cilíndrico tem uma seção transversal circular com um diâmetro interno de 25,4 mm (1 polegada) . Para a rodada de um teste, uma profundidade de aproximadamente 25 mm da amostra é posta no recipiente e o pistão posicionado no topo. O pistão tem um bom ajuste no recipiente, mas não forma um selo estanque ao ar - daí, o ar pode escapar do aparelho, conforme a amostra for comprimida. Para a aplicação de uma carga à amostra, o quadro é movido para baixo a uma taxa constante e o pistão comprime o material de teste até uma carga pré-definida ser atingida, o quadro de carga é movido, então, de volta para cima à mesma taxa, para a remoção do carregamento da amostra. 0 quadro de amostra foi movido para baixo a uma taxa constante de 0,5 mm/minuto para a compressão da amostra até um carregamento de 200 N (20 kg) ter sido atingido, o quadro então foi movido para cima de novo a 0,5 mm/min até a carga ter sido removida. A pressão de carregamento máxima (isto é, a carga máxima dividida pela área de seção transversal da haste de pistão), portanto, é de 0,4 MPa. Obviamente, partículas individuais na amostra podem experimentar pressões mais altas ou mais baixas do que isto, mas, desde que as dimensões da amostra sejam ordens de magnitude maiores do que as dimensões das partículas as quais constituem a amostra, uma variação de carga de partícula para partícula está na média na amostra, levando a resultados de teste reprodutíveis. [037] Os dados de medição de resiliência coletados para grãos de areia, grafita A, grafita B e grânulos de polipropileno são mostrados na FIG. 3. Se considerarmos os materiais de grafitas e polipropileno, vemos que, conforme a carga é aplicada, o material se comprime até o carregamento de 200 N (pressão de 0,4 MPa) ser atingido, a carga então é removida e a força cai, proporcionando uma curva de formato de meia lua. O formato da curva de retorno caracteriza a resiliência do material, porque, conforme a carga é removida, a força gerada a partir do 'retorno de mola' do material mantém uma pressão sobre o pistão. A resiliência é calculada como uma 'recuperação' tomada como a distância entre a carga de pico e o ponto em que a carga retorna para zero, indicada como a distância 31 na FIG. 3, para o material de polipropileno, dividida pela distância total da curva de carregamento. Os dados mostram que a resiliência dos grânulos de polipropileno é maior do que a da grafita B, a qual por sua vez é maior do que a da grafita A. Os grânulos de polipropileno, conforme proposto para uso como agentes de circulação perdida, têm uma recuperação de 10% a 20% do tamanho, sob uma carga de 200 N (pressão de 0,4 MPa) . A grafita B, embora da mesma ordem, exibe na média uma resiliência mais baixa. [038] Pelo menos para as amostras de teste de grafita e polipropileno, a deposição das partículas nas amostras de teste não contribuiu significativamente para as curvas de carregamento e descarregamento, isto é, as curvas são essencialmente determinadas pela soma de deformações de partícula individuais, não movimentos relativos entre partículas levando a uma compactação bruta de amostra. [039] Um material que se espera que mostre pouca resiliência, tal como areia, tem uma linha de descarregamento a qual cai quase verticalmente sem nenhuma indicação de curvatura. Isto indica que não há resiliência na areia para manutenção de uma força sobre o pistão, conforme a carga for removida, e um movimento para cima muito pequeno remove completamente o carregamento. De fato, parte da deformação aparente da amostra de areia durante um carregamento pode ser devido à compactação da amostra, isto é, a movimentos relativos entre as partículas de areia. Contudo, a areia é um material rígido com um Módulo de Young relativamente alto. Portanto, devido ao fato de o teste ter sido realizado sob um controle de deslocamento, a carga foi aplicada e removida muito rapidamente. Isto torna difícil interpretar de forma acurada os resultados de teste para areia. Na prática, a dureza da areia e o alto Módulo de Young tornariam difícil que a areia provesse o mesmo grau de acomodação à abertura ou ao fechamento de uma fratura que os grânulos de plástico podem prover. [040] Embora a invenção tenha sido descrita em conjunto com as modalidades de exemplo descritas acima, muitas modificações equivalentes e variações serão evidentes para aqueles versados na técnica, quando dada esta exposição. Assim sendo, as modalidades de exemplo da invenção estabelecidas acima são consideradas como sendo ilustrativas e não limitantes. Várias mudanças nas modalidades descritas podem ser feitas, sem se desviar do espírito e do escopo da invenção.

Claims

1. Aditivo para um fluido de perfuração para bloqueio de fraturas de rocha induzidas por perfuração ou pré-existentes, caracterizado por compreender grânulos poliméricos com um pico de distribuição de diâmetro entre 1000 e 200 microns e uma resiliência média de pelo menos 10% de recuperação, após uma compressão por uma carga de 200 N, em que pelo menos 90% dos grânulos possuem diâmetro entre 1000 e 200 microns.

2. Aditivo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato dos grânulos serem sólidos.

3. Aditivo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato dos grânulos serem homogêneos.

4. Aditivo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato dos grânulos serem grânulos de polipropileno.

5. Aditivo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por ter uma resiliência média de pelo menos 15% de recuperação após compressão por uma carga de 200 N.

6. Fluido de perfuração, caracterizado por compreender um aditivo como definido na reivindicação 1.

7. Fluido de perfuração, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato da concentração de aditivo estar na faixa de 5 ppb [14,4 g/1] a 30 ppb [87 g/1].

8. Fluido de perfuração, de acordo com a reivindicação 6, caracterizado pelo fato do aditivo ser misturado com materiais de circulação perdida adicionais.

9. Fluido de perfuração, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato do aditivo estar fazendo parte de uma mistura que compreende partículas fibrosas e granulares.

10. Método de prevenção ou de redução dos efeitos de circulação perdida, caracterizado por compreender a etapa de adição a um fluido de perfuração de um aditivo como definido na reivindicação 1; e circulação do referido fluido de perfuração durante a perfuração de um poço.

11. Método de acordo com a reivindicação 10, caracterizado por compreender a etapa de monitoração das perdas de fluido de perfuração durante a perfuração de um poço; e de injeção de uma mistura concentrada de um aditivo como definido na reivindicação 1 no poço, se as perdas de fluido excederem a um nível aceitável.

12. Método, caracterizado por compreender: a condução de operações de perfuração em um poço subterrâneo que penetra através de uma ou mais formações subterrâneas, onde a condução é realizada na presença de um fluido de furo de poço, o fluido de furo de poço incluindo: uma fase contínua de fluido; e um aditivo compreendendo grânulos poliméricos com um pico de distribuição de diâmetro entre 1000 e 200 mícrons e uma resiliência média de pelo menos 10% de recuperação após uma compressão por uma carga de 200 N, em que pelo menos 90% dos grânulos possuem um diâmetro entre 1000 e 200 mícrons.

13. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato dos grânulos serem grânulos de polipropileno.

14. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato da fase contínua de fluido ser selecionada a partir do grupo que consiste em um fluido de perfuração à base de água, um fluido de perfuração à base de óleo e um fluido de perfuração de base sintética.

15. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato do fluido de furo de poço compreender ainda materiais de circulação perdida.

16. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato da concentração do aditivo estar na faixa de 5 ppb [14,4 g/1] a 30 ppb [87 g/1].