BRPI0710460A2 - fluido de perfuração riserles dispersivo - Google Patents
fluido de perfuração riserles dispersivo Download PDFInfo
- Publication number
- BRPI0710460A2 BRPI0710460A2 BRPI0710460-0A BRPI0710460A BRPI0710460A2 BR PI0710460 A2 BRPI0710460 A2 BR PI0710460A2 BR PI0710460 A BRPI0710460 A BR PI0710460A BR PI0710460 A2 BRPI0710460 A2 BR PI0710460A2
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- drilling
- fluid
- drilling fluid
- wellbore
- clay
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 152
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 99
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 26
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000012267 brine Substances 0.000 claims abstract description 13
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 13
- 230000036571 hydration Effects 0.000 claims abstract description 11
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 12
- -1 alkaline earth metal salt Chemical class 0.000 claims description 7
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 229960000892 attapulgite Drugs 0.000 claims description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 6
- 229910052625 palygorskite Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 5
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000004113 Sepiolite Substances 0.000 claims description 2
- 229910052624 sepiolite Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 235000019355 sepiolite Nutrition 0.000 claims description 2
- 230000000887 hydrating effect Effects 0.000 claims 2
- 230000004584 weight gain Effects 0.000 claims 2
- 235000019786 weight gain Nutrition 0.000 claims 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 21
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 19
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 11
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 10
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 8
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 7
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 7
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 5
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 5
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 4
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 4
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 4
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 3
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 3
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 3
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N citric acid Chemical compound OC(=O)CC(O)(C(O)=O)CC(O)=O KRKNYBCHXYNGOX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 238000004018 waxing Methods 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 2
- 239000003077 lignite Substances 0.000 description 2
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- XTEGARKTQYYJKE-UHFFFAOYSA-M Chlorate Chemical class [O-]Cl(=O)=O XTEGARKTQYYJKE-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N Disodium Chemical compound [Na][Na] QXNVGIXVLWOKEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 description 1
- SKZKKFZAGNVIMN-UHFFFAOYSA-N Salicilamide Chemical compound NC(=O)C1=CC=CC=C1O SKZKKFZAGNVIMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002585 base Substances 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- SXDBWCPKPHAZSM-UHFFFAOYSA-M bromate Chemical class [O-]Br(=O)=O SXDBWCPKPHAZSM-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000001649 bromium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910052792 caesium Inorganic materials 0.000 description 1
- TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N caesium atom Chemical compound [Cs] TVFDJXOCXUVLDH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 229910052923 celestite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000005253 cladding Methods 0.000 description 1
- 235000009508 confectionery Nutrition 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000002173 cutting fluid Substances 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 description 1
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 150000004673 fluoride salts Chemical class 0.000 description 1
- 229910052949 galena Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 229910052595 hematite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011019 hematite Substances 0.000 description 1
- 238000005098 hot rolling Methods 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 150000004694 iodide salts Chemical class 0.000 description 1
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 description 1
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N iron(3+);oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[O-2].[O-2].[Fe+3].[Fe+3] LIKBJVNGSGBSGK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N iron(II,III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]O[Fe]=O SZVJSHCCFOBDDC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N iron;titanium;trihydrate Chemical compound O.O.O.[Ti].[Fe] YDZQQRWRVYGNER-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N lead(ii) sulfide Chemical compound [Pb]=S XCAUINMIESBTBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 229910001507 metal halide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000005309 metal halides Chemical class 0.000 description 1
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 150000003017 phosphorus Chemical class 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 description 1
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 229910021646 siderite Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 1
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L strontium sulfate Chemical compound [Sr+2].[O-]S([O-])(=O)=O UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 239000001648 tannin Substances 0.000 description 1
- 229920001864 tannin Polymers 0.000 description 1
- 235000018553 tannin Nutrition 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 230000036346 tooth eruption Effects 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/12—Underwater drilling
- E21B7/128—Underwater drilling from floating support with independent underwater anchored guide base
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/14—Clay-containing compositions
- C09K8/145—Clay-containing compositions characterised by the composition of the clay
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/001—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor specially adapted for underwater drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
Abstract
<B>FLUìDO DE PERFURAçãO SEM RETORNO DISPERSIVO<D>. Um método para perfuração sem retorno que inclui a provisão de um fluido de perfuração para um conjunto de perfuração para a perfuração de um furo de poço em um fundo de mar, o conjunto de perfuração compreendendo uma coluna de perfuração e um conjunto de fundo de poço, e onde o fluido de perfuração inclui uma salmoura e uma argila não hidratável, onde o fluido de perfuração é substancialmente livre de argilas de hidratação, e o fluxo do fluido de perfuração e de cortes através de um espaço anular formado pela coluna de perfuração e o furo de poço na água do mar é mostrado.
Description
FLUIDO DE PERFURAÇÃO SEM RETORNO DISPERSIVO
ANTECEDENTES DA INVENÇÃO
Campo da Invenção
As modalidades se referem geralmente a fluidos deperfuração. Mais especificamente, as modalidades se referema fluidos de perfuração usados em uma seção sem retorno.
Técnica Antecedente
Quando da perfuração ou da completação de poços emformações de terreno, vários fluidos tipicamente são usadosno poço por uma variedade de razões. Os usos comuns parafluidos de poço incluem: lubrificação e resfriamento dassuperfícies de corte de broca de perfuração durante umaperfuração geralmente ou perfuração de zona de produção(isto é, perfuração em uma formação petrolífera almejada),transporte de "cortes" (pedaços da formação desalojadospela ação de corte dos dentes em uma broca de perfuração)para a superfície, controle de pressão de fluido deformação para evitação de explosões, manutenção daestabilidade do poço, colocação em suspensão de sólidos nopoço, minimização de perda de fluido para a e estabilizaçãoda formação através da qual o poço está sendo perfurado,fraturação da formação na vizinhança do poço, deslocamentodo fluido dentro do poço com um outro fluido, limpeza dopoço, testes do poço, transmissão de potência mecânicahidráulica para a broca de perfuração, um fluido usado paracolocação de um obturador, abandono do poço ou preparaçãodo poço para abandono, e tratamento de outra forma do poçoou da formação.
Durante as práticas tradicionais de perfuração, umalama é bombeada pela coluna de perfuração abaixo, atravésda broca e para cima pelo espaço anular de revestimento -coluna de perfuração até a superfície. A viscosidade dalama é projetada para levar os cortes de perfuração devolta para a superfície para descarte e seu peso específicopara conter a pressão natural do poço.
Uma perfuração para óleo e gás em águas muitosprofundas apresenta problemas não encontrados na exploraçãode óleo e gás em terra ou águas rasas. Um problemaencontrado em águas profundas é o gerenciador de fluido deperfuração. Um fluido de perfuração é um fluidoespecialmente projetado para ser circulado através de umfuro de poço, conforme o furo de poço estiver sendoperfurado, para facilitação da operação de perfuração. 0percurso de circulação do fluido de perfuração tipicamentese estende a partir da sonda de perfuração para baixoatravés da coluna de tubo de perfuração até a face da brocae de volta para cima através do espaço anular entre acoluna de tubo de perfuração e a face de furo de poço até acabeça de poço e/ou o condutor submarino, retornando para asonda. Além das funções típicas, o fluido de perfuraçãodesejavelmente também impede colapso e desmoronamentos defuro de poço, quando da perfuração através de formaçõessensíveis à água.
Os perfuradores de alto-mar têm que levar a lama parabaixo até o fundo do mar, onde o furo de poço começa. Parafazer isso, eles passam um tubo de aço, denominado umcondutor submarino, para estender o furo de poço a partirdo fundo do mar até a sonda. Um dos problemas básicos emais desafiadores em operações em águas profundas é o usodo condutor submarino, o qual provê uma conexão entre aembarcação de perfuração e a cabeça de poço. 0 condutorsubmarino serve como um guia para o tubo de perfuração nofuro e como um percurso de retorno de lama para aembarcação, e também suporta cabos de controle e linhas deestrangulamento e paralisação. Operações de perfuraçãoflutuante em águas profundas presentemente envolvem o usode um condutor submarino de 21 polegadas (53,34 cm) dediâmetro externo (OD).
Em uma perfuração em águas rasas, um sistema decondutor submarino, o qual é um revestimento em separadosubindo a partir do fundo do mar até a base de um navio deperfuração ou uma sonda de perfuração, pode ser usado pararetorno da lama de perfuração para um navio de perfuraçãoou uma plataforma para reutilização. 0 uso de um condutorsubmarino não é desprovido de problemas, e estes problemaspodem ser exagerados em projetos de perfuração em águasprofundas. Um desses problemas é o peso. Um condutorsubmarino de 6.000 pés (1828,8 m) , 21 polegadas (53,34 cm)de diâmetro, mantendo lama de perfuração foi estimado comopesando em torno de 1.000 a 1.500 toneladas. É por estarazão quê métodos de perfuração sem retorno têm sidomostrados, particularmente para perfuração em águasprofundas, em patentes tais como a Patente U.S. N06.102.673 de Mott et al. e a Patente U.S. N0 4.149.603 deArnold.
Adicionalmente, a tecnologia de perfuração atual e asavaliações de pressão requeridas podem limitar o diâmetrodo condutor submarino para 18 3A polegadas (47,625 cm),quando da perfuração em ambientes com pressão excessiva.Contudo, devido ao fato de espessuras significativas de salvariando de 1.000 a 10.000 pés (de 304,8 a 3048 m) poderemser encontradas em uns poucos milhares de pés (1 pé =0,3048 m) da linha de lama, seções de furo de diâmetrogrande tipicamente são necessárias a uma profundidade rasapara a acomodação das múltiplas colunas de revestimentorequeridas para se atingirem as formações de reservatórioprofundas. Assim, para a perfuração de diâmetros de furomaiores do que 18 3A polegadas (47,625 cm) (por exemplo, asseções de furo de 28 e 24 polegadas (71,12 e 60,96 cm)) oupara redução dos custos relacionados a uma perfuraçãoconvencional com condutor submarino, a porção inicial rasasdo poço pode ser perfurada sem retorno, com retornos (ofluido de perfuração usado e os cortes de formação) sendodescarregados para o leito do mar.
Há vários tipos diferentes de fluidos de perfuraçãoconvencionais incluindo composições denominadas "lamas deperfuração". As lamas de perfuração compreendem dispersõesde peso especifico alto de sólidos finos em um liquidoaquoso. Devido ao fato de as lamas usadas em perfuração semretorno tipicamente não serem circuladas para a sonda, ocusto de "bombeamento e descarte" deve ser equilibrado comos benefícios providos pela lama, quando as lamas forembombeadas a um mínimo de 1.200 galões por minuto (4,54m3/min) em um poço. Por exemplo, quando da perfuração semretorno, água do mar apenas, ou combinações de água do marcom lamas contendo polímeros, argilas de hidratação e saispara melhoria de inibição, peso específico, viscosidade eoutras propriedades reológicas tipicamente têm sido usadas.Contudo, embora estas lamas economicamente eficientespossam melhorar algumas propriedades, dificuldades naperfuração ainda resultaram de acrescência e aglomeração decortes, acúmulo de cortes que cobrem a cabeça de poço,enceramento de broca e questões de limpeza de furo, taiscomo swab, surgência e obturação, os quais podem levar aquestões de furo poço abaixo. Estas dificuldades deperfuração têm sido especialmente problemáticas quandofluidos de perfuração de peso específico mais alto sãorequeridos.
Assim sendo, existe uma necessidade de um fluido deperfuração altamente dispersivo que reduza problemaspotenciais com acrescência e aglomeração, acúmulo decortes, enceramento de broca e limpeza de furo.
SUMÁRIO DA INVENÇÃO
Em um aspecto, as modalidades se referem a um métodopara perfuração sem retorno que inclui a provisão de umfluido de perfuração para um conjunto de perfuração paraperfuração de um furo de poço em um leito de mar, oconjunto de perfuração compreendendo uma coluna deperfuração e um conjunto de furo de poço, e onde o fluidode perfuração inclui uma salmoura, e uma argila nãohidratável, onde o fluido de perfuração é substancialmentelivre de argilas de hidratação, e o fluxo do fluido deperfuração e dos cortes através de um espaço anular formadopela coluna de perfuração e pelo furo de poço na água domar.
Em um outro aspecto, as modalidades se referem a ummétodo para perfuração sem retorno, que inclui a provisãode um fluido de perfuração para um conjunto de perfuraçãopara perfuração de um furo de poço em um leito de mar, oconjunto de perfuração compreendendo uma coluna deperfuração e um conjunto de fundo de poço, e onde o fluidode perfuração inclui uma salmoura, argila atapulgita e umsal de um metal alcalino ou metal alcalino-terroso, onde ofluido de perfuração é substancialmente livre de argilas dehidratação, e o fluxo do fluido de perfuração e dos cortesatravés de um espaço anular formado pela coluna deperfuração e pelo furo de poço na água do mar.
Ainda em um outro aspecto, as modalidades se referem aum fluido de perfuração que inclui um fluido aquoso, argilaatapulgita e um sal de um metal alcalino ou metal alcalino-terroso, onde o fluido de perfuração é substancialmentelivre de argilas de hidratação.
Outros aspectos e vantagens da invenção serãoevidentes a partir da descrição a seguir e dasreivindicações em apenso.
BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS
A FIG. 1 é uma vista esquemática de uma perfuração depoço aberto de acordo com uma modalidade mostrada aqui.
DESCRIÇÃO DETALHADA
Em um aspecto, as modalidades mostradas aqui sereferem a fluidos de perfuração dispersivos e a métodos deperfuração com estes fluidos. Em particular, as modalidadesmostradas aqui se referem a fluidos de perfuração úteis naperfuração de uma seção de um furo de poço sem um condutorsubmarino.
Em uma modalidade, um fluido de perfuração podeincluir uma salmoura e uma argila não hidratável. Conformeusado aqui, "salmoura" é definido como incluindo qualquersolução salina aquosa e uma "argila não hidratável" édefinida como aquelas argilas as quais não inchamapreciavelmente em água doce ou água salgada.
Salmoura
Em várias modalidades do fluido de perfuraçãomostradas aqui, a salmoura pode incluir água do mar,soluções aquosas em que a concentração de sal é menor doque aquela da água do mar, ou soluções aquosas em que aconcentração de sal é maior do que aquela da água do mar. Asalinidade da água do mar pode variar de 1 por cento a emtorno de 4,2 por cento de sal em peso, com base no volumetotal de água do mar. Os sais que podem ser encontrados emágua incluem, mas não estão limitados a sais de sódio,cálcio, enxofre, alumínio, magnésio, potássio, estrôncio,silício, lítio e sais de fósforo de cloretos, brometos,carbonatos, iodetos, cloratos, bromatos, formatos,nitratos, óxidos e fluoretos. Os sais que podem serincorporados em uma dada salmoura incluem qualquer um oumais daqueles presentes em água do mar natural ou quaisqueroutros sais dissolvidos orgânicos ou inorgânicos.Adicionalmente, as salmouras que podem ser usadas nosfluidos de perfuração mostrados aqui podem ser naturais ousintéticos com salmouras sintéticas tendendo a ser deconstituição mais simples. Em uma modalidade, o pesoespecífico do fluido de perfuração pode ser controlado peloaumento da concentração de sal na salmoura (até asaturação). Em uma modalidade em particular, uma salmourapode incluir sais de haleto ou carboxilato de cátions monoou divalentes de metais, tais como césio, potássio, cálcio,zinco e/ou sódio.
Argilas
Os fluidos de perfuração mostrados aqui também podemconter uma argila não hidratável. Em algumas modalidades, aargila não hidratável pode ser uma argila tendo umaestrutura tipo de agulha ou tipo de corrente. Em váriasoutras modalidades, a argila não hidratável pode serselecionada a partir de pelo menos uma dentre argilasatapulgita e sepiolita. Em uma modalidade em particular, aargila não hidratável inclui argila atapulgita. Embora asargilas não hidratáveis não inchem substancialmente em águadoce ou salgada, elas ainda podem operar para espessarem assoluções de sal. Este espessamento pode ser atribuído aoque se acredita ser uma orientação única de partículas deargila coloidal carregadas no meio de dispersão, e não sãouma "hidratação" real.
Como o termo "não hidratável" se refere à faltacaracterística da argila de inchamento, isto é, um aumentomensurável de volume, na presença de água salgada, uma dadacapacidade de inchamento de argila em água do mar pode sertestada por um procedimento descrito no artigo de K.Norrish, publicado como "The swelling of Montmorillonite",Disc. Faraday Soe. vol. 18, 1954 pp. 120-134. Este testeenvolve a submersão da argila por em torno de 2 horas emuma solução de água desionizada e em torno de 4 por centode cloreto de sódio em peso por volume da solução de sal.De modo similar, uma dada capacidade de inchamento deargila em água doce pode ser testada por um procedimentoanálogo no qual o cloreto de sódio é excluído. Uma argila"não hidratável" é definida em uma modalidade como uma que,segundo este teste, incha menos de 8 vezes em volume, secomparado com seu volume seco. Em uma modalidade, umaargila não hidratável exibe um inchamento da ordem de menosde 2 vezes; menos de 0,3 vezes em uma outra modalidade; emenos de 0,2 vezes em ainda uma outra modalidade.
Em modalidades adicionais, os fluidos de perfuraçãomostrados aqui podem ser substancialmente livres de argilasde hidratação. Conforme usado aqui, "argilas de hidratação"são definidas como aquelas argilas as quais inchamapreciavelmente (isto é, aumento seu volume em umaquantidade de pelo menos em torno de 8 vezes) em água doceou água salgada, e "substancialmente livre" é definido comouma quantidade que não afeta significativamente adispersibilidade. As argilas de hidratação podem incluiraquelas argilas as quais incham apreciavelmente em contatocom água doce, mas não quando em contato com água salgada,incluem, por exemplo, argilas contendo montmorilonita desódio, tal como bentonita. Muitas argilas de hidratação têmuma estrutura tipo de folha ou placa.
Sais
Em várias modalidades, o fluido de perfuração mostradoaqui também pode conter pelo menos um sal adicional,incluindo qualquer sal que pode ser incorporado emsalmouras, conforme mostrado aqui. Em modalidades emparticular, pelo menos um dentre cloreto de sódio, cloretode cálcio, cloreto de potássio e carbonato de sódio podeser incorporado nos fluidos de perfuração mostrados aqui.Em uma modalidade, pelo menos um sal adicional pode serincorporado no fluido de perfuração mostrado aqui em umaquantidade que varia de em torno de 0,5 por cento em pesoaté a saturação de sal.
Aditivos
Os fluidos de perfuração mostrados aqui opcionalmentepodem conter vários aditivos, dependendo do uso final dofluido. Por exemplo, agentes de aumento de peso,defloculantes e combinações dos mesmos podem seradicionados às composições de fluido mostradas aqui parapropriedades funcionais adicionais. A adição desses agentesdeve ser bem conhecida para alguém versado na técnica deformulação de fluidos de perfuração e lamas. Contudo, deveser notado que a adição desses agentes não deve interferiradversamente com as propriedades associadas à capacidade dalama de dispersar cortes, conforme mostrado aqui.
Os agentes de aumento de peso ou materiais de pesoespecifico adequados para uso nos fluidos mostrados aquiincluem, por exemplo, galena, hematita, magnetita, óxidosde ferro, ilmenita, barita, siderita, celestita, dolomita,calcita e similares. A quantidade desse materialadicionado, se houver, depende do peso específico desejadoda composição final. Tipicamente, o material de peso éadicionado para resultar em um peso específico de fluido deperfuração de até em torno de 19 libras por galão (2,2767g/cm3) em uma modalidade, e variando de 9,5 a 14 libras porgalão (de 1,13835 a 1,6776 g/cm3) em uma outra modalidade.
Os defloculantes ou tíneres que podem ser usados nosfluidos de perfuração mostrados aqui incluem, por exemplo,lignossulfatos, lignossulfatos modificados, polifosfatos,taninos e polímeros solúveis em água de peso molecularbaixo, tais como poliacrilatos. Os defloculantestipicamente são adicionados a um fluido de perfuração pararedução da resistência a fluxo e controle de tendências ageleificação. Em uma modalidade em particular, umdefloculante pode ser desejável, quando um fluido deperfuração for formado a partir de uma lama mais pesadadiluída com água do mar. ΤΑΝΝΑΊΉΙΝ®, uma lignita oxidada,é um exemplo de um defloculante, o qual está disponível apartir da M-I L.L.C. (Houston, Texas).
Formulações
Em uma modalidade, o fluido de perfuração pode serformulado para ter um peso específico que varia de 9 a 14libras por galão (de 1,0784 a 1,6776 g/cm3). O fluido deperfuração pode ser inicialmente formulado para ter aformulação desejada. Alternativamente, o fluido deperfuração pode ser formado a partir de uma lamaconcentrada, tal como uma lama de 16 libras por galão(1,9172 g/cm3) , ou mais pesada, a qual é para ser combinadacom uma salmoura antes do uso até a formulação desejada.Aqueles tendo um conhecimento comum na técnica apreciarãoque outros pesos específicos podem ser usados, conformedesejado. Quando combinada a partir de uma lama e umasalmoura, a lama opcionalmente pode conter um sal, tal comoum sal de um metal alcalino ou de um metal alcalino-terroso. Em uma modalidade, o fluido de perfuração pode terum pH maior do que em torno de 6. Em uma outra modalidade,o fluido de perfuração pode ter um pH que varie de em tornode 7,5 a 12. O pH dò fluido de perfuração pode ser talhadocom a adição de aditivos ácidos ou básicos, conformereconhecido por alguém versado na técnica. Por exemplo,soda cáustica e ácido cítrico podem ser usados para aumentoou diminuição do pH de um fluido, respectivamente.
Método de Perfuração
Quando da perfuração a partir de uma embarcação ou deuma plataforma flutuante, a porção superior do poçofreqüentemente é perfurada por uma perfuração de poçoaberto pelo fato de nenhum conduto ser provido para ofluido de perfuração / corte retornar para a plataforma.
Conforme mostrado na FIG. 1, para a perfuração da porçãosuperior inicial do poço 10, uma coluna de perfuração 14tipicamente se estende não suportada a partir de umaembarcação ou plataforma 12 através da água até o fundo domar 16 sem um condutor submarino. Em maiores detalhes,primeiramente um revestimento externo 18 conhecido como"revestimento estrutural" tipicamente tendo um diâmetro deaté 30 polegadas (76,2 cm) ou 36 polegadas (91,44 cm) éinstalado na seção mais superior do poço, com um alojamentode cabeça de poço de baixa pressão (não mostradoseparadamente) conectado a ele. Em formações macias, orevestimento estrutural 18 pode ser jorrado no lugar. Nesteprocesso, um conjunto de perfuração que inclui a coluna deperfuração 14 e um conjunto de fundo de poço (BHA) (nãomostrado separadamente), e um revestimento 20 é baixadopara o fundo do mar através da coluna de perfuração 14. OBHA inclui uma broca de perfuração 16 e também pode incluiroutros componentes, tais como colares de perfuração e ummotor de poço abaixo (não mostrado separadamente) . A broca16 é posicionada imediatamente abaixo da extremidade defundo do revestimento estrutural 20 e é dimensionada paraperfurar um furo de poço 22 com um diâmetro ligeiramentemenor do que o diâmetro do revestimento 20. Conforme o furode poço 22 é perfurado, o revestimento estrutural 20 semove para baixo com o BHA. O peso do revestimentoestrutural 20 e do BHA direciona o revestimento 20 para ossedimentos. O revestimento estrutural 20 em sua posiçãofinal pode se estender para baixo até uma profundidade de150 a 400 pés (de 45,72 a 121,92 m) , dependendo dascondições da formação e do projeto de poço final. Após orevestimento estrutural 2 0 estar no lugar, ele pode serliberado da coluna de perfuração 14 e do BHA. A coluna deperfuração 14 e o BHA podem ser manobrados de volta para aplataforma, ou, alternativamente, podem ser abaixados paraperfuração abaixo do revestimento estrutural.
Alternativamente, o revestimento estrutural 20 podeser instalado em um processo em duas etapas. Em primeirolugar, um furo de poço maior do que o revestimentoestrutural é perfurado. Então, o revestimento estrutural 20é passado para o furo de poço 22 e cimentado no lugar.Tipicamente, o alojamento de cabeça de poço de baixapressão (não mostrado separadamente) é conectado àextremidade superior do revestimento estrutural 20 einstalado ao mesmo tempo, de modo que o revestimentoestrutural 20 se estenda abaixo do fundo do mar com oalojamento de cabeça de poço de baixa pressão acima dofundo do mar.
Uma vez que o revestimento estrutural 20 e oalojamento de cabeça de poço de baixa pressão estejaminstalados, a broca 16 na coluna de perfuração 14 perfurapara baixo abaixo do revestimento estrutural 20, paraperfuração de uma nova seção de furo de poço usando umaperfuração de furo aberto para um revestimentointermediário 24, conhecido como "revestimento decondutor", o qual pode ser, por exemplo, de 20 polegadas(50,8 cm) de diâmetro. Assim, o revestimento estrutural 20guia o BHA, conforme ele começa a perfurar o intervalo dorevestimento de condutor 24. Após a seção de furo de poçopara o revestimento de condutor 24 ser perfurada, o BHA émanobrado para a superfície. Então, o revestimento decondutor 24 com um alojamento de cabeça de poço de altapressão conectado em sua extremidade superior e uma válvulade bóia disposta na extremidade inferior (não mostradaseparadamente) é passado para a seção de furo de poço decondutor perfurada se estendendo abaixo do revestimentoestrutural 20. O revestimento de condutor 24 é cimentado nolugar de uma maneira bem conhecida, com a válvula de bóiaimpedindo o cimento de fluir para cima para o revestimentode condutor, após a colocação do cimento. O revestimento decondutor 24 geralmente pode se estender para baixo até umaprofundidade de 1.000 a 3.000 pés (de 304,8 a 914,4 m)abaixo do fundo do mar, dependendo das condições daformação e do projeto final do poço. O alojamento de cabeçade poço de alta pressão (não mostrado separadamente) podese encaixar no alojamento de cabeça de poço de baixapressão (não mostrado separadamente) para a formação dacabeça de poço submarina, desse modo se completando aporção sem retorno das operações de perfuração. Ainstalação de um conjunto de elemento de prevenção deerupção (BOP) submarino pode ser transportada para baixopara o fundo do mar por um condutor submarino e engatada noalojamento de cabeça de poço submarina para uma perfuraçãosubseqüente com condutor submarino.
Durante a perfuração de furo aberto mostrada na FIG.1, um fluido de perfuração flui através da coluna deperfuração 14 e para fora da broca de perfuração 16,conforme mostrado pelas setas para baixo 26. O fluxo dofluido de perfuração continua através do espaço anularentre o furo de poço 22 e o conjunto de perfuração 14, 16.Conforme o fluido de perfuração flui através deste espaçoanular, ele pode portar cortes perfurados através do furode poço, indicado pelas setas para cima 28, e pode sair dopoço para ser disperso no mar, conforme indicado pelassetas 30. Portanto, em uma perfuração de poço aberto, osretornos, isto é, o fluido de perfuração, os cortes e osfluidos de poço são descarregados para o fundo do mar e nãosão transportados para a superfície.
EXEMPLO
Os exemplos a seguir foram usados para se testar aefetividade dos fluidos de perfuração mostrados aqui nadispersão de cortes.
As lamas de perfuração foram formuladas tendo oscomponentes a seguir, todos os quais sendo comercialmentedisponíveis, conforme mostrado na Tabela 1. M-I GEL® é umexemplo de uma argila bentonita, SALT GEL® é um exemplo deuma argila atapulgita, TANNATHIN® é uma lignita, e DUOVIS®é uma goma xantana, todos os quais estando comercialmentedisponíveis a partir da M-I L.L.C. (Houston, Texas).<table>table see original document page 17</column></row><table><table>table see original document page 18</column></row><table>As várias formulações de lama foram então combinadascom água do mar, e suas propriedades reológicas foramdeterminadas usando-se um Viscosimetro Modelo Fann 35,disponível a partir da Fann Instrument Company. As lamasentão foram submetidas a um ensaio de dispersão, onde 20gramas de folhelho, secos por 16 horas a 200 0F (93,33 °C)e dimensionados para a malha -6/+20, foram adicionados àscombinações de lama e laminados a quente por 16 horas a 1500F (65,55 °C) . A água do mar foi usada como um ponto departida. Após a laminação a quente, as amostras foramresfriadas. Uma peneira de malha 80 foi usada para arecuperação de folhelho não disperso. Uma recuperaçãopercentual pode ser determinada pela combinação daquantidade de folhelho recuperada com os 20 gramas iniciaisde folhelho usados. Uma recuperação percentual mais baixaindica maior dispersão do folhelho pelo fluido. Osresultados são mostrados abaixo nas Tabelas 2a e 2b.
Tabela 2a: Teste de Dispersão
<table>table see original document page 19</column></row><table><table>table see original document page 20</column></row><table>
*1 - °C = (0F - 32)*5/9Tabela 2b: Teste de Dispersão
<table>table see original document page 21</column></row><table><table>table see original document page 22</column></row><table>
*1 - °C = (°F - 32)*5/9
A partir dos resultados mostrados nas Tabelas 2a e 2b,uma comparação das Amostras 9 a 11 (Lama E) com as Amostras2 a 5 (Lama A) mostra uma dispersão aumentada do folhelhono fluido de perfuração contendo argila atapulgita emrelação àquele contendo argila bentonita. De modo similar,uma comparação de Amostras (Lama C) com a Amostra 8 (LamaD) mostra uma dispersão aumentada do folhelho para o fluidode perfuração contendo atapulgita em relação àquelacontendo um polímero. Adicionalmente, uma dispersão podeser aumentada mais em pHs mais altos, conforme mostrado poruma comparação das Amostras 12 a 16 (Lamas F a J) com cadaoutra, e mediante a adição de um sal, conforme mostradopela comparação das Amostras 6 (Lama B) com a Amostra 7(Lama C).
Vantajosamente, as modalidades mostradas aqui podemprover um fluido de perfuração que pode ser usado em umaperfuração de furo aberto. Os fluidos mostrados aqui podemprover as propriedades reológicas necessárias para umaperfuração sem um condutor submarino. Adicionalmente, peloaumento da quantidade de dispersão de cortes nos fluidos esubseqüentemente para a água do mar, os fluidos podemreduzir pelo menos questões de acrescência e aglomeração decortes, o acúmulo de cortes que cobrem a cabeça de poço,enceramento de broca e limpeza de furo, tais como swab,surgência e obturação, as quais podem levar a questões depressão.
Embora a invenção tenha sido descrita com respeito aum número limitado de modalidades, aqueles versados natécnica tendo o benefício desta exposição apreciarão queoutras modalidades podem ser divisadas, as quais não sedesviam do escopo da invenção, conforme mostrado aqui.Assim sendo, o escopo da invenção deve ser limitado apenaspelas reivindicações anexadas.
Claims (18)
1. Método para perfuração sem retorno, caracterizadopelo fato de compreender:a provisão de um fluido de perfuração para um conjuntode perfuração para a perfuração de um furo de poço em umfundo de mar, o conjunto de perfuração compreendendo umacoluna de perfuração e um conjunto de fundo de poço, e ondeo fluido de perfuração compreende:uma salmoura; euma argila não hidratável, onde o fluido deperfuração é substancialmente livre de argilas dehidratação; eo fluxo do fluido de perfuração e dos cortes atravésde um espaço anular formado pela coluna de perfuração e ofuro de poço na água do mar.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de ainda compreender:a inserção de um revestimento no furo de poço.
3. Método, de acordo com a reivindicação 2,caracterizado pelo fato de o revestimento ser inserido nofuro de poço conforme o furo de poço for perfurado.
4. Método, de acordo com a reivindicação 2,caracterizado pelo fato de o revestimento ser inserido nofuro de poço após o furo de poço ser perfurado.
5. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de a argila não hidratávelcompreender pelo menos uma dentre argilas atapulgita esepiolita.
6. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de o fluido de perfuração variar deem torno de 9,0 a 14 ppg (de 1,0784 a 1,6776 g/cm3).
7. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de o fluido de perfuração ter um pHque varia de em torno de 7,5 a 12.
8. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de o fluido de perfuração aindacompreender pelo menos um dentre um agente de aumento depeso, um defloculante, um agente de controle de perda defluido e combinações dos mesmos.
9. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato de o fluido de perfuração aindacompreender um sal de um metal alcalino ou de um metalalcalino-terroso.
10. Método de perfuração de uma formação,caracterizado pelo fato de compreender:a provisão de um fluido de perfuração para um conjuntode perfuração para perfuração de um furo de poço em umfundo de mar, o conjunto de perfuração compreendendo umacoluna de perfuração e um conjunto de fundo de poço, e ondeo fluido de perfuração compreende:uma salmoura;uma argila atapulgita; eum sal de um metal alcalino ou de metal alcalino-terroso, onde a lama é substancialmente livre de argilas dehidratação; eo fluxo do fluido de perfuração e dos cortes atravésde um espaço anular formado pela coluna de perfuração e ofuro de poço para a água do mar.
11. Método, de acordo com a reivindicação 10,caracterizado pelo fato de o fluido de perfuração variar de-9,0 a 14 ppg (de 1,0784 a 1,6776 g/cm3) .
12. Método, de acordo com a reivindicação 10,caracterizado pelo fato de o fluido de perfuração ter um pHque varia de em torno de 7 a 12.
13. Método, de acordo com a reivindicação 10,caracterizado pelo fato de o fluido de perfuração aindacompreender pelo menos um dentre um agente de aumento depeso, um defloculante, um agente de controle de perda defluido e combinações dos mesmos.
14. Fluido de furo de poço, caracterizado pelo fato decompreender:um fluido aquoso;uma argila atapulgita; eum sal de um metal alcalino ou alcalino terroso, ondeo fluido de furo de poço é substancialmente livre deargilas de hidratação.
15. Fluido de furo de poço, de acordo com areivindicação 14, caracterizado pelo fato de a argila nãohidratável compreender pelo menos uma dentre argilasatapulgita e sepiolita.
16. Fluido de furo de poço, de acordo com areivindicação 14, caracterizado pelo fato de o fluido deperfuração variar de 9,0 a 14 ppg (de 1,0784 a 1,6776g/cm3) .
17. Fluido de furo de poço, de acordo com areivindicação 14, caracterizado pelo fato de o fluido deperfuração ter um pH que varia de em torno de 7 a 12.
18. Fluido de furo de poço, de acordo com areivindicação 14, caracterizado pelo fato de aindacompreender:pelo menos um dentre um agente de aumento de peso, umdefloculante e combinações dos mesmos.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US79303106P | 2006-04-19 | 2006-04-19 | |
| US60/793,031 | 2006-04-19 | ||
| US11/737,058 | 2007-04-18 | ||
| US11/737,058 US20070246221A1 (en) | 2006-04-19 | 2007-04-18 | Dispersive riserless drilling fluid |
| PCT/US2007/066983 WO2007124368A2 (en) | 2006-04-19 | 2007-04-19 | Dispersive riserless drilling fluid |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BRPI0710460A2 true BRPI0710460A2 (pt) | 2011-08-16 |
Family
ID=38618382
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BRPI0710460-0A BRPI0710460A2 (pt) | 2006-04-19 | 2007-04-19 | fluido de perfuração riserles dispersivo |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20070246221A1 (pt) |
| EP (1) | EP2007970A4 (pt) |
| AU (1) | AU2007240399B2 (pt) |
| BR (1) | BRPI0710460A2 (pt) |
| CA (1) | CA2649574C (pt) |
| EA (1) | EA200870450A1 (pt) |
| MX (1) | MX2008013311A (pt) |
| MY (1) | MY146020A (pt) |
| NO (1) | NO20084782L (pt) |
| WO (1) | WO2007124368A2 (pt) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2297265A4 (en) * | 2008-05-09 | 2011-09-14 | Mi Llc | DRILLING FLUIDS CONTAINING CALIBRATED CLAY AND METHODS OF USE |
| US8767063B1 (en) * | 2013-07-26 | 2014-07-01 | Berger Geosciences, LLC | System for monitoring a marine well for shallow-water flow |
| US10113379B2 (en) * | 2014-03-26 | 2018-10-30 | Drillmec S.P.A. | Method of assembly of a string of elements for deepwater drilling and ultradeep obstruction element and corresponding use of the same in said drilling string |
| WO2015160417A1 (en) * | 2014-04-15 | 2015-10-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Forming a subsea wellbore |
| US20200181473A1 (en) * | 2018-12-06 | 2020-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Treatment fluids and methods of use |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE2349405A1 (de) * | 1972-11-24 | 1974-06-06 | Texaco Development Corp | Waessrige bohrspuelung und ihre verwendung |
| US3989630A (en) * | 1972-11-24 | 1976-11-02 | Texaco Inc. | Low solids shale controlling drilling fluid |
| US4149603A (en) * | 1977-09-06 | 1979-04-17 | Arnold James F | Riserless mud return system |
| US4569770A (en) * | 1984-02-13 | 1986-02-11 | Engelhard Corporation | Barium compound-containing thickening agent and drilling fluids made therefrom |
| US5229018A (en) * | 1986-02-24 | 1993-07-20 | Forrest Gabriel T | Completion and workover fluid for oil and gas wells comprising ground peanut hulls |
| US6102673A (en) * | 1998-03-27 | 2000-08-15 | Hydril Company | Subsea mud pump with reduced pulsation |
| US6739408B2 (en) * | 2000-10-30 | 2004-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for preparing variable density drilling muds |
| US6843331B2 (en) * | 2001-02-15 | 2005-01-18 | De Boer Luc | Method and apparatus for varying the density of drilling fluids in deep water oil drilling applications |
| US6745853B2 (en) * | 2002-10-04 | 2004-06-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for open hole drilling |
| EP1544406A3 (en) * | 2003-05-06 | 2007-09-05 | MASI Technologies, L.L.C. | Colloidal and colloidal-like systems in aqueous, clay-based fluids |
| US20050080145A1 (en) * | 2003-10-09 | 2005-04-14 | Hoy Edgar Franklin | Method and compositions for rheology modification of aqueous soluble salt solutions |
| GB0405273D0 (en) * | 2004-03-09 | 2004-04-21 | Ici Plc | Improved drilling fluids |
| CN101068904A (zh) * | 2004-12-02 | 2007-11-07 | 国际壳牌研究有限公司 | 钻井液添加剂和方法 |
| CA2538196C (en) * | 2005-02-28 | 2011-10-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Deep water drilling with casing |
-
2007
- 2007-04-18 US US11/737,058 patent/US20070246221A1/en not_active Abandoned
- 2007-04-19 AU AU2007240399A patent/AU2007240399B2/en not_active Ceased
- 2007-04-19 EP EP07760926.1A patent/EP2007970A4/en not_active Withdrawn
- 2007-04-19 MX MX2008013311A patent/MX2008013311A/es active IP Right Grant
- 2007-04-19 BR BRPI0710460-0A patent/BRPI0710460A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2007-04-19 EA EA200870450A patent/EA200870450A1/ru unknown
- 2007-04-19 CA CA2649574A patent/CA2649574C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-04-19 MY MYPI20084075A patent/MY146020A/en unknown
- 2007-04-19 WO PCT/US2007/066983 patent/WO2007124368A2/en active Application Filing
-
2008
- 2008-11-12 NO NO20084782A patent/NO20084782L/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2649574A1 (en) | 2007-11-01 |
| NO20084782L (no) | 2009-01-15 |
| WO2007124368A2 (en) | 2007-11-01 |
| MX2008013311A (es) | 2008-10-27 |
| EP2007970A2 (en) | 2008-12-31 |
| AU2007240399A1 (en) | 2007-11-01 |
| AU2007240399B2 (en) | 2011-06-09 |
| EP2007970A4 (en) | 2014-11-12 |
| WO2007124368A3 (en) | 2007-12-06 |
| EA200870450A1 (ru) | 2009-04-28 |
| MY146020A (en) | 2012-06-15 |
| US20070246221A1 (en) | 2007-10-25 |
| CA2649574C (en) | 2011-09-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| BRPI0610458A2 (pt) | método de limpeza de um furo de poço, método de produção de um hidrocarboneto a partir de uma formação e solução | |
| WO2010126925A2 (en) | Wellbore fluids employing sacrificial viscosifiers | |
| AU2015391021B2 (en) | Viscosifiers and filtration control agents for use in high temperature subterranean operations | |
| BRPI0710460A2 (pt) | fluido de perfuração riserles dispersivo | |
| CA2959581A1 (en) | Use of carbonates as wellbore treatment | |
| CN113122192A (zh) | 控制泥浆性质的技术 | |
| US3724565A (en) | Method of controlling lost circulation | |
| Al-Saeedi et al. | Successful HPHT application of potassium formate/manganese tetra-oxide fluid helps improve drilling characteristics and imaging log quality | |
| AU2015387195B2 (en) | Metalate-based additives for use in subterranean formations | |
| US10988672B2 (en) | Defoaming composition comprising a tall-oil-derived surfactant | |
| Abou Alfa et al. | Siderite as a weighting material in drilling mud | |
| US10030192B2 (en) | Freeze/thaw stable latex emulsion for treatment of well bore tar | |
| US11441367B2 (en) | Direct emulsions and methods of use | |
| US11248156B2 (en) | Borehole fluid with a thiamine-based shale inhibitor | |
| US11795362B1 (en) | Sustainable solid lubricant for drilling fluid | |
| US11155742B2 (en) | Drill fluid and method for tunneling | |
| AU2021201364B2 (en) | Drill fluid and method for tunneling | |
| US11499086B1 (en) | Subterranean drilling and completion in geothermal wells | |
| US20200181473A1 (en) | Treatment fluids and methods of use | |
| US20140360786A1 (en) | Lubricants for Oil-Based and Water-Based Fluids for Use in Subterranean Formation Operations | |
| Kelessidis | Sustainable drilling for oil and gas: challenging drilling environments de-mand new formulations of bentonite based drilling fluids | |
| AVRAM et al. | CONSIDERATIONS REGARDING THE MANAGEMENT OF ECOLOGICAL DRILLING FLUIDS USED FOR OFFSHORE DRILLING. | |
| Gomari | NWAICHE JASON N3264679 | |
| Blackwell | IADC/SPE 87131 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B08F | Application dismissed because of non-payment of annual fees [chapter 8.6 patent gazette] |
Free format text: REFERENTE A 9A ANUIDADE. |
|
| B08K | Patent lapsed as no evidence of payment of the annual fee has been furnished to inpi [chapter 8.11 patent gazette] |
Free format text: EM VIRTUDE DO ARQUIVAMENTO PUBLICADO NA RPI 2385 DE 20-09-2016 E CONSIDERANDO AUSENCIA DE MANIFESTACAO DENTRO DOS PRAZOS LEGAIS, INFORMO QUE CABE SER MANTIDO O ARQUIVAMENTO DO PEDIDO DE PATENTE, CONFORME O DISPOSTO NO ARTIGO 12, DA RESOLUCAO 113/2013. |