BRPI0809480A2 - Pílula de transmissão de pressão de fluido - Google Patents
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- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
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-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
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- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
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Description
ADITIVO DE TRANSMISSÃO DE PRESSÃO DE FLUIDO
REFERÊNCIA CRUZADA DE PEDIDOS RELACIONADOS Este pedido reivindica prioridade do Pedido de Patente Americano U.S. No. 60/909,895, depositado em 03 de Abril de 5 2007, o qual está aqui incorporado em sua totalidade por referência.
FUNDAMENTO DA INVENÇÃO Campo da Invenção Configurações descritas aqui se referem, geralmente, aos aditivos para operações de poço de petróleo. Em particular, configurações descritas aqui se referem aos aditivos possuindo uma estrutura gelatinosa.
Fundamento da Técnica Quando poços de perfuração ou complementação em 15 formações na terra, vários fluidos são usados tipicamente no poço para uma variedade de razões. Usos comuns para fluidos de poços incluem: lubrificação e resfriamento de superfícies cortadas com broca de perfuração enquanto perfuração, geralmente, ou perfuração em (por exemplo,
2 0 perfuração em uma formação petrolífera alvo), transporte de
"cortes" (peças de formação desalojada pela ação de corte do dente em uma broca de perfuração) à superfície, mantendo boa estabilidade, suspendendo sólidos no poço, fraturando a formação na proximidade do poço, deslocando o fluido dentro 25 do poço com outro fluido, limpando o poço, testando o poço, transmitindo potência (HP) hidráulica à broca de perfuração, fluido usado para posicionar um empacotador, abandonando o poço ou preparando o poço para abandono, e de outra maneira tratar o poço ou a formação. Ainda, o fluido
3 0 no anular proporciona altura estática, a qual auxilia na manutenção do equilíbrio hidrostático no poço de petróleo, desse modo, controlando pressão do fluido de formação para prevenir derramamento de óleo e minimizar perda do fluido dentro e estabilizar a formação através da qual o poço está sendo perfurado.
Muitas dificuldades na perfuração são devidas ao desvio da pressão externa do poço de petróleo da janela de gradiente de pressão durante uma operação de perfuração particular. Como um resultado, o uso gerenciado de técnicas
de perfuração por pressão (MPD) aumentou como um meio para reduzir ou prevenir o tempo de manuseio. Em MPD, as pressões anulares na perfuração e complementação de um poço são precisamente controladas. Quando um poço é perfurado, a circulação do fluido do poço de petróleo pode ser usado
para alcançar a pressão desejada do fundo do buraco. Entretanto, em um poço estático, a pressão é somente determinada pela pressão hidrostática do fluido do poço de petróleo.
Além disso, em MPD, um sistema de circulação de curva
2 0 fechada é geralmente usado, combinando controle de pressão
hidrostática com controle de pressão de fricção. Um peso de lama inferior é tipicamente usado, e uma obstrução secundária é aplicada para criar um perfil de pressão anular combinado dentro do poço.
De acordo, existe uma necessidade contínua para
desenvolver controle exato de pressões em um poço de petróleo.
SUMÁRIO DA INVENÇÃO
Em um aspecto, configurações descritas aqui se referem
3 0 a um aditivo para operações de poço de petróleo, que inclui um fluido base, e pelo menos dois polímeros que interagem para formar uma estrutura gelatinosa caracterizada por isolar e transmitir de forma controlada a pressão hidrostática entre um primeiro fluido do poço de petróleo 5 acima do aditivo em um poço de petróleo e um segundo fluido do poço de petróleo abaixo do aditivo em um poço de petróleo.
Em outro aspecto, configurações descritas aqui se referem ao método de uma operação de poço de petróleo que 10 inclui posicionar um primeiro fluido do poço de petróleo em um poço de petróleo; injetar um aditivo a uma região dentro do primeiro fluido posicionado do poço de petróleo; e permitir o aditivo injetado viscosificar e separar o primeiro fluido do poço de petróleo em uma seção superior e 15 uma seção inferior, em que o aditivo viscosificado é uma estrutura gelatinosa caracterizada por isolar e transmitir de forma controlada a pressão hidrostática entre as duas seções de fluido.
Ainda em outro aspecto, configurações descritas aqui se referem a um processo para complementar um poço que inclui posicionar um primeiro fluido do poço de petróleo possuindo uma primeira densidade em um poço de petróleo; injetar um aditivo a uma região dentro do primeiro fluido posicionado do poço de petróleo; permitir o aditivo injetado viscosificar e separar o primeiro fluido do poço de petróleo dentro de uma seção superior e uma seção inferior, em que o aditivo viscosificado é uma estrutura gelatinosa caracterizada por isolar e transmitir de forma controlada a pressão hidrostática entre as duas seções de fluido; e posicionar um segundo fluido do poço de petróleo possuindo uma segunda densidade maior que a primeira densidade no do poço de petróleo, em que o posicionamento do segundo fluido do poço de petróleo desloca pelo menos uma porção da seção superior do primeiro fluido do poço de 5 petróleo.
Outros aspectos e vantagens da invenção serão aparentes a partir da seguinte descrição e reivindicações anexas.
BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS FIG. 1 é um gráfico dos registros da transmissão de
linha de um exemplo de poço de acordo com uma configuração da presente descrição.
DESCRIÇÃO DETALHADA
Em um aspecto, configurações descritas aqui se referem 15 a um aditivo para operações de poço de petróleo. Em particular, configurações descritas aqui se referem a um aditivo possuindo uma estrutura gelatinosa, pela qual o aditivo pode isolar e transmitir de forma controlada a pressão hidrostática entre dois fluidos em ambos os lados
2 0 do aditivo.
Em uma configuração, um aditivo da presente descrição pode ser formado a partir de um fluido base e pelo menos dois polímeros que interagem entre si para formar uma estrutura gelatinosa que pode isolar e transmitir de forma 25 controlada a pressão hidrostática entre dois fluidos em ambos os lados do aditivo. Como usado aqui, isolamento de dois fluidos se refere a evitar a canalização entre os dois fluidos separados pelo aditivo, por exemplo, canalização de um fluido mais leve a um mais denso. Ainda, como usado
3 0 aqui, o termo de forma controlada implica que o aditivo permite ao usuário assistir no gerenciamento da pressão de um poço, não que o controle absoluto esteja necessariamente presente.
Em uma configuração particular, um aditivo da presente descrição possui propriedades elastoméricas. Em outra configuração, o aditivo da presente descrição é substancialmente livre de sólidos.
Fluido Base
Em várias configurações da presente descrição, o aditivo pode ser um fluido baseado em água, uma emulsão invertida ou um aditivo baseado em óleo.
Aditivos baseados em água podem possuir um fluido aquoso como um fluido base. 0 fluido aquoso pode incluir pelo menos uma água doce, água do mar, salmoura, misturas 15 de água e compostos orgânicos solúveis em água, e misturas destes. Por exemplo, o fluido aquoso pode ser formulado com misturas de sais desejados em água doce. Tais sais podem incluir, porém não estão limitados aos cloretos de metal alcalino, hidróxidos, ou carboxilatos, por exemplo. Em
2 0 várias configurações do fluido de perfuração descritas
neste, a salmoura pode incluir água do mar, soluções aquosas, em que a concentração de sal é menor que a de água do mar, ou soluções aquosas, em que a concentração de sal é maior que da água do mar. Sais que podem ser encontrados na 25 água do mar incluem, porém não estão limitados aos sais de sódio, cálcio, enxofre, alumínio, magnésio, potássio, estrôncio, silício, lítio e fósforo de cloretos, brometos, carbonatos, iodetos, cloratos, bromatos, formatos, nitratos, óxidos e fluoretos. Sais que podem ser
3 0 incorporados em uma salmoura incluem qualquer um ou mais destes presentes na água do mar natural ou quaisquer outros sais inorgânicos ou orgânicos dissolvidos. Adicionalmente, salmouras que podem ser usadas nos fluidos de perfuração descritas aqui podem ser naturais ou sintéticas, salmouras 5 sintéticas tendem ser muito mais simples na constituição. Em uma configuração, a densidade do fluido de perfuração pode ser controlada pelo aumento da concentração de sal na salmoura (até saturação). Em uma configuração particular, uma salmoura pode incluir sais de haleto ou carboxilatos de 10 cátions mono- ou divalentes de metais, tais como césio, potássio, cálcio, zinco e/ou sódio.
Os aditivos baseados em óleo/emulsão invertida podem incluir uma fase contínua oleaginosa ou uma fase descontínua e não oleaginosa para o fluido base. 0 fluido 15 oleaginoso pode ser um líquido, mais preferencialmente um óleo natural ou sintético, e mais preferencialmente o fluido oleaginoso é selecionado a partir do grupo incluindo óleo diesel, óleo mineral, um óleo sintético, tais como olefinas hidrogenadas e não hidrogenadas incluindo 20 polialfa-olefinas, olefinas ramificadas e lineares e similares, polidiorganossiloxanos, siloxanos, ou
organossiloxanos, ésteres de ácidos graxos, especialmente cadeia reta, ramificada e ésteres alquil cíclico de ácidos graxos; compostos similares conhecidos por uma pessoa 25 versada na técnica; e misturas destas. A concentração do fluido oleaginoso deveria ser suficiente de modo que uma emulsão invertida se formasse e pudesse ser menor que 99% por volume da emulsão invertida. Em uma configuração, a quantidade de fluido oleaginoso é de cerca de 3 0% a cerca 30 de 95% por volume e mais preferencialmente cerca de 40% a cerca de 90% por volume do fluido de emulsão invertida. 0 fluido oleaginoso, em uma configuração, pode incluir pelo menos 5% por volume de um material selecionado a partir do grupo incluindo ésteres, éteres, acetais,
5 dialguilcarbonatos, hidrocarbonetos e combinações destes.
O fluido não oleaginoso usado na formulação do fluido base de emulsão invertida descrita aqui é um líquido e pode ser um líquido aquoso. Em uma configuração, o líquido não oleaginoso pode ser selecionado a partir do grupo incluindo 10 água do mar, uma salmoura contendo sais dissolvidos orgânicos e/ou inorgânicos, líquidos contendo compostos orgânicos miscíveis em água, e combinações destes. A quantidade de fluido não oleaginoso é tipicamente menor que o limite teórico necessário para formar uma emulsão 15 invertida. Desse modo, em uma configuração, a quantidade de fluido não oleaginoso é menor que cerca de 70% por volume, e preferencialmente de cerca de 1% a cerca de 70% por volume. Em outra configuração, fluido não oleaginoso é preferencialmente de cerca de 5% a cerca de 60% por volume 20 do fluido emulsão invertida. Desse modo, em várias configurações, o fluido base pode incluir tanto um fluido aquoso quanto um fluido oleaginoso ou misturas destes.
Estrutura Gelatinosa
A estrutura gelatinosa do aditivo da presente 25 descrição pode ser formada como um resultado de interações de polímeros, tais como interações iônicas e/ou reticulação, entre dois polímeros. A estrutura gelatinosa resultante pode ser caracterizada por possuir a habilidade de isolar e transmitir de forma controlada a pressão 30 hidrostática entre dois fluidos. Em várias configurações, os dois polímeros usados para formar estrutura gelatinosa podem ser idênticos ou similares em estrutura ou podem ter estruturas químicas distintas.
Vários tipos de polímeros que podem ser usados para 5 formar a estrutura gelatinosa da presente descrição incluem vários polímeros naturais ou sintéticos. Exemplos de polímeros que podem ser usados no aditivo da presente descrição incluem polímeros naturais e derivados, tais como goma xantana, diutana, hidroxietil celulose (HEC), ou 10 outros polissacarídeos ou derivados de polissacarídeos ou polímeros sintéticos e oligômeros, tais como poli(etileno glicol) [PEG], poli(dialil amina), poli(acrilamida), poli(aminometilpropilssulfonato) [polímero AMPS],
poli(acrilonitrila), poli(vinil acetato), poli(vinil álcool), poli(vinil amina), poli(vinil sulfonato), poli(estiril sulfonato), poli(acrilato), poli(metil acrilato), poli(metacrilato), poli(metil metacrilato), poli(vinilpirrolidona) , poli(vinil lactama) e co-, ter-, e quarter-polímeros dos seguintes co-monômeros: etileno, butadieno, isopreno, estireno, divinilbenzeno, divinil amina, 1,4-pentadieno-3-ona (divinil cetona), 1,6- heptadieno-4-ona (dialil cetona), dialil amina, etileno glicol, acrilamida, AMPS, acrilonitrila, vinil acetato, vinil álcool, vinil amina, vinil sulfonato, estiril sulfonato, acrilato, metil acrilato, metacrilato, metil metacrilato, vinilpirrolidona, vinil lactama, e polímeros de amina alifática incluindo polieteraminas e polietileniminas.
Em outra configuração, pelo menos um dos polímeros pode ser uma amina alifática, tal como, polieteramina. Exemplos de polieteramina incluem aquelas comercialmente disponíveis sob a marca Jeffamine® Huntsman Performance Products (Woodlands, TX) . Por exemplo, produtos de
Jeffamine® úteis podem incluir triaminas Jeffamine® T-5000
® , . ®
5 e Jeffamine T-3000 ou diammas, tais como Jeffamine D-400
(§)
e Jeffamine D-2000. Polieteraminas úteis podem possuir um esqueleto de repetição de poliéter e podem variar no peso molecular de cerca de 200 a cerca de 5000 g/mol. Em várias configurações, uma polieteramina pode ser usada como agente 10 de retificação para reticular um polímero sintético ou natural. Enquanto a referência a apenas polieteramina como um agente de reticulação é feita, uma pessoa ordinária na técnica compreenderia que vários outros agentes de reticulação podem também ser usados para reticular uma 15 variedade de polímeros naturais ou sintéticos para formar um aditivo da presente descrição.
Em uma configuração particular, um polímero natural tal como derivado de goma xantana pode ser usado em combinação com uma poleteramina para formar a estrutura 20 gelatinosa da presente descrição. Em tal configuração, o polímero natural pode ser usado em uma quantidade variando de 5,7 a 20 g/L, enquanto a polieteramina é usada em uma quantidade variando de cerca de 2 a 15 por cento por volume.
2 5 Operações no Poço de Petróleo
O aditivo da presente descrição pode ser usado em vários tipos de operações de poço de petróleo para isolar os dois fluidos do poço de petróleo (ou duas seções de um fluido do poço de petróleo) em um poço de petróleo
3 0 mutuamente, enquanto transmitir de modo controlado simultaneamente a pressão hidrostática entre estes.
Em um poço de petróleo possuindo um primeiro fluido de poço de petróleo posicionado neste, um tratamento com aditivo compreendendo um fluido base e polímeros podem ser injetados em uma região do poço de petróleo onde o aditivo gelatinoso é desejado. Em uma configuração particular, o fluido base pode possuir uma densidade substancialmente idêntica a aquela do primeiro fluido do poço de petróleo. Sob viscosificação dos componentes do aditivo, a estrutura gelatinosa irá isolar uma região ou seção superior do primeiro fluido a partir de uma região ou seção inferior do primeiro poço de petróleo. Se desejado, um segundo fluido de poço de petróleo pode ser posicionado no poço de petróleo, e deslocado na seção superior do primeiro fluido do poço de petróleo.
Em uma configuração particular, o segundo fluido do poço de petróleo pode possuir uma densidade maior que o primeiro fluido do poço de petróleo, desse modo, permitindo o deslocamento da seção superior do primeiro fluido do poço
2 0 de petróleo. Ao permitir a transmissão controlável da pressão hidrostática através do aditivo, a pressão do fundo do buraco do poço de petróleo pode ser controlada.
0 aditivo da presente descrição pode, por exemplo, ser injetado em um poço de petróleo durante operações de
2 5 complementação. Desse modo, em uma configuração, o fluido
do poço de petróleo presente no poço de petróleo pode ser uma salmoura, uma salmoura de potássio/césio em uma configuração particular, possuindo uma primeira gravidade específica fornecida. Um aditivo compreendendo um fluido
3 0 base de salmoura pode ser injetado dentro do poço de petróleo, dividindo o poço de petróleo em uma seção superior e inferior. Uma vez que o aditivo é deixado viscosificar ou ajustar, a seção superior do fluido do poço de petróleo pode ser deslocada por um segundo fluido 5 possuindo uma gravidade específica maior que a do primeiro fluido. Operações de complementação subsequentes, incluindo o posicionamento, reposicionamento ou remoção de linha(s), operações de registro e posicionamento de linhas de transferência, e posicionamento de retirada pode ser 10 realizada, cada uma envolvendo uma interrupção mecânica do aditivo, e o aditivo injetado pode permanecer substancialmente intacto, isto é, manter sua integridade.
Além disso, enquanto o acima se refere a uma operação de complementação, uma pessoa versada na técnica 15 compreenderia que o aditivo da presente descrição pode ser apropriado para outras operações do poço de petróleo onde um aditivo que pode isolar e transmitir pressão hidrostática entre duas seções de fluido pode ser desejado. Por exemplo, será desejado usar um aditivo da presente
2 0 descrição como um aditivo perdido na circulação, como um cimento tampão pelo qual o aditivo pode servir como uma base no topo do qual o cimento pode ser colocado, ou como um tampão de iniciação para desvio da rota principal.
Uma pessoa versada na técnica compreenderia que o
2 5 primeiro e o segundo fluidos do poço de petróleo podem ser
qualquer tipo de fluido, e que o tipo particular pode depender da operação de poço de petróleo particular sendo realizada. Desse modo, em várias configurações, o primeiro e segundo fluidos de poço de petróleo podem incluir tanto
3 0 um fluido aquoso quanto um fluido oleaginoso, ou misturas destes, tais como aqueles descritos acima.
Adicionalmente, também dependendo das operações de poço de petróleo particular, aditivos que podem ser incluídos nos fluidos do poço de petróleo descritos aqui 5 incluem, por exemplo, agentes de umidificação, argilas organofílicas, viscosificadores, agentes de controle de perda de fluido, tensoativos, dispersantes, redutores de tensão interfacial, tampões de pH, solventes mútuos, espessadores, agentes espessantes e agentes de limpeza. A 10 adição de tais agentes deveria ser bem conhecida por uma pessoa versada na técnica de formulação de fluidos de perfuração e lamas.
Exemplos
Os seguintes exemplos são usados para testar a eficácia do aditivo descrito aqui.
Exemplo 1 - Ajuste de Tempos
Um formato de césio/potássio de uma amostra de campo de lama possuindo um peso de lama de 2,04 sg foi usado para formar vários exemplos de aditivos separando um fluido de 20 1,87 sg a partir de um fluido de 2,08 sg mutuamente. Um fluido de formato de potássio saturado (1,57 sg) foi usado para reduzir o peso de lama, e 2,19 sg de um fluido de formato de césio foi usado para aumentar o peso da lama. Adicionalmente, uma salmoura de formato de césio foi também 25 testada como um fluido base.
Vários aditivos de 1,87 sg foram testados com várias concentrações de DUO-TEC™ NS, um polímero de goma xantana, e EMI-771, uma polieteramina, ambos disponíveis a partir de M-I LLC (Houston, Texas), e com vários ajustes de tempo. O
3 0 fluido base e o polímero xantana foram misturados por 5 minutos por usar um misturador Silverson ou Hamilton Beach. A polieteramina foi adicionada e a mistura misturada para uma adição de 2 minutos. Para evitar o ajuste antecipado do aditivo, a mistura foi misturada usando um misturador de pá 5 até que o aditivo foi prontamente ser injetado. Um pequeno tubo de aço foi usado para estimular um revestimento. Os resultados estão mostrados abaixo na Tabela 1.
Tabela 1
1,87 sg aditivo de lama Cs/K - Ajuste de tempo a 40°C 0,01 kg/ L DUO-TEC™ NS EMI-771 3% 5% 7% 9% 11% 2 horas Sem Sem Tamponamento Leve Leve tampão. tampão. iniciado tampão. tampão. Teste Teste Teste Teste paralisado paralisado paralisado paralisado horas Leve tampão. Teste paralisado 0,015 kg/L DUO-TEC™ NS EMI- 7 71 7% 9% 11% 15% 20% 2 horas Tampão Tampão Tampão médio Tampão Tampão médio médio pesado pesado dias - Tampão Tampão médio Tampão Tampão médio pesado pesado 0,017 kg/L DUO-TEC™ NS EMI-771 15% 20% dias Tampão Tampão muito muito pesado pesado 1,87 aditivo de salmoura de CsF 0 Ajuste de tempo a 40°C 0,010 kg/L DUO-TEC™ NS 0,008 kg/L DUO-TEC™ NS EMI-7 71 10% 8% 10% 8% 1 hora Gel leve Gel muito Gel muito leve Gel muito leve leve 2 horas Gel médio Gel médio Gel médio Gel médio 3 horas Gel pesado Gel pesado Gel pesado Gel pesado Quando o tubo de aço foi usado para simular
posicionamento de um revestimento através do aditivo, um aditivo compreendendo 15 kg/m3 DUO-TECTM NS e 15% EMI-771, o qual pode ser abreviado como "a concentração 15/15" 5 ajustou muito rápido, e ocorreram dificuldades em levar o tubo ao através do aditivo. As concentrações 12/12 também ajustaram muito rápidas e mantiveram um tampão semipesado. Desse modo, foi decidido continuar testando com a concentração 10/10.
Exemplo 2a - Habilidade de Separação a 40 0C e em
Inclinação de 3 0 graus
A habilidade para isolar duas seções de fluido foi investigada testando o aditivo em cilindros de medição. DUOVIS™ Plus NS, uma goma xantana disponível de M-I LLC 15 (Houston, Texas) foi adicionada aos fluidos para fornecer um perfil reológico mais perto das amostras de campo. As especificações de cada teste e resultados são mostradas abaixo na Tabela 2.
Tabela 2
1.87 sg Cs/K aditivo de lama- Cilindro de Medição - Vertical Teste Cilindro de Medição Procedimento Comentários Teste Topo: 1,8 7 sg de Colocado 1,87 sg de Uma pequena I lama lama no cilindro de interfase em ambos Aditivo de Lama - medição, acomodou o os lados do 15/15 aditivo no topo de lama aditivo. Fundo: 1,87 sg de com uma seringa. Deixou Dificuldade de lama por 3 horas para visualizar o ajustar o aditivo. aditivo devido à Colocado 1,87 de lama lama negra e do campo no topo do aditivo negro. aditivo. Teste Topo: 2,08 sg de Colocado 1,8 7 sg de Após 2 horas de 2 lama lama em um cilindro de ajuste de tempo, a Aditivo de Lama- medição, acomodou o lama mais densa 15/15 aditivo no topo da lama foi direto ao Fundo: 1,8 7 sg de com uma seringa. Deixou fundo. lama por 2 horas para o aditivo ajustar. Colocado 2,08 sg de lama do campo no topo do aditivo. Teste Topo: 2,08 sg de Colocado 1,87 sg de CsF CsF muito viscoso 3 CsF1 10 g/L de em um cilindro de com 10 g/L de polímeros medição, acomodou o polímeros Aditivo de Lama aditivo no topo da lama 15/15 com uma seringa. Deixou Fundo: 1,87 sg de por 2 horas para o CsF, 10 g/L de aditivo ajustar. polímeros Colocado 2,08 sg de CsF no topo do aditivo. Teste Topo: 2,08 sg de Aditivo colocado em CsF muito viscoso 4 CsF, 5 g/L de 1,87 sg de CsF com uma com 5 g/L de polímeros seringa. 2,0 8 sg de CsF polímeros Aditivo de Lama - colocado no topo do 15/15 aditivo Fundo: 1,87 sg de CsF, 5 g/L de polímeros Teste Topo: 2,08 sg de Aditivo colocado em OK com 2 g/L de CsF, 2 g/L de 1,87 sg de CsF com uma polímeros polímeros seringa. Deixou por 3 Aditivo de Lama - horas antes de deslocar 15/15 2,08 sg de CsF no topo Fundo: 1,87 sg de do aditivo CsF, 2 g/L de polímeros Teste Topo: 2,08 sg de Deixar o aditivo Pareceu que a 6 CsF ajustar em 1,87 sg de salmoura Aditivo de Lama CsF. Deslocou 2,08 sg dissolveu/dilui o 15/15 de salmoura pura no aditivo. Fundo: 1,87 sg de topo. CsF, 2 g/L de polímeros 1,87 sg de aditivo de Formato de Cs - Cilindro de Medição - Inclinação de 30 graus Teste Topo: 2,0 8 sg de Colocado aditivo de CsF Interfase em ambos 7 CsF, 2 g/L de em 1,87 sg de CsF. os lados do polímeros Deixou por 3 horas para adi t ivo. Adi t ivo Aditivo de CsF ajustar. Deslocou 1,87 muito viscoso, 15/15 sg no topo com 2,0 8 sg problemas para Fundo: 1,87 sg de de CsF. levar as CsF, 2 g/L de "ferramentas" polímeros através. Teste Topo: 2,08 sg de Colocado aditivo de CsF Interfase em ambos 8 CsF, 2 g/L de em 1,87 sg de CsF. os lados do polímeros Deixou por 3 horas para aditivo. Aditivo Aditivo de Lama - ajustar. Deslocou 1,87 muito viscoso, 12/12 sg no topo com 2,08 sg problemas para Fundo: 1,87 sg de de CsF. levar as CsF, 2 g/L de "ferramentas" polímeros através. Teste Topo: 2,08 sg de Colocado aditivo de CsF Checado OK, sem 9 CsF, 2 g/L de em 1,8 7 sg de CsF. problemas levando polímeros Deixou por 3 horas para "ferramentas de Aditivo de Lama - ajustar. Deslocou 1,87 registro" através. 10/10 sg no topo com 2,08 sg Aditivo mantido a Fundo: 1,8 7 sg de de CsF. 2,08 de CsF no CsF, 2 g/L de topo. polímeros Exemplo 2b - Habilidade de Separação a 400C e Inclinação em 30 graus
Uma longa tubulação de 2 metros possuindo um ID de 5 cm e um Manômetro no fundo foi usado para operar o mesmo 5 teste em uma escala maior. A tubulação foi preenchida com 1,87 sg de CsF (adicionado 2 kg/m3 de polímeros), então um aditivo 10/10 foi bombeado e colocado no CsF trago. A tubulação foi deixada em um ângulo de 3 0 graus a 4 0 0C durante toda a noite. 1,87 sg de salmoura no topo foi 10 deslocada com 2,08 sg de CsF trago (adicionado 2 kg/m3 de polímeros). Após o deslocamento, o aditivo ainda permaneceu intacto, e não houve nenhuma canalização dos dois fluidos.
Exemplo 3 - Habilidade para Transmitir Pressão Hidrostática
Um manômetro foi colocado no fundo da tubulação descrita no Exemplo 2b para checar se o aditivo transmitiria pressão hidrostática quando deslocado a partir 5 de 1,87 sg de CsF para 2,08 sg de CsF. Como mostrado abaixo na Tabela 3, o aditivo transmitiu a pressão hidrostática da parte superior, fluido mais denso, para o fundo da tubulação.
Tabela 3
Pressão Medida Quando Equação Medida Real 1,87 sg CsF + aditivo + (p + g + h) = pressão Anterior ao l,87sg CsF + aditivo + 20,3 kPa Deslocamento (1,8 7sg CsF x 0,0981 X 0,44) Após o l,87sg CsF + aditivo + 21,1 kPa Deslocamento (2,08sg CsF x 0,0981 x 0,44) Diferença de Medida 0,8 kPa Controle (2,08 -1,87) X 0,0981 X 0,44 0,9 kPa Exemplo 4 - Teste de Escala Completa
Um poço de petróleo teste foi deslocado para conter um fluido de Formato de Cs/K possuindo uma densidade de 1,895 sg a 5 0°C. O fluido foi circulado até que uma densidade uniforme foi medida, e um sensor tipo gauge no fundo do 15 poço foi operado na transmissão de linha anterior a injeção do aditivo. Um volume de 7,9 m3 em uma densidade de 1,976 sg a 500C foi preparado usando 5,5 m3 de salmoura de CsF em 2,127 sg, 0,8 m3 de água doce, 0,8 m3 de EMI-771, e 75 kg DUOTEC™ NS.
2 0 A colocação do aditivo envolveu uma operação de bombeamento e extração, bombeando a uma taxa de 2 00 Lpm o primeiro terço do volume a 68 0 metros medidos de profundidade (mMD) antes de iniciar a extração enquanto bombeando o volume remanescente para finalizar a 530 mMD 5 quando o volume final ê bombeado. A tubulação foi girada a
3 0 rpm para assegurar distribuição uniforme do aditivo no anular.
Um volume de 4 m3 de salmoura com elevada densidade de 2,075 sg foi misturada com 10 kg/m3 DUOTEC™ NS e também 10 bombeando de acordo com a operação de bombeamento e extração. A reologia do fluido foi registrada para ser 150- 120-101-71-30-29 cP (a 600-300-200-100-6-3 rpm). A reologia foi determinada usando um Viscosimetro Fann 35.
A tubulação foi extraída a 526 m para evitar lavagem 15 no topo do aditivo viscosificado enquanto colocando a salmoura de alta viscosidade. A tubulação foi então extraída para o topo para a salmoura de 2,075 sg antes de deslocar o anular remanescente para a mesma densidade de salmoura viscosificada com 4,5 kg/m3 DUOTEC™ NS. Retornos
2 0 de salmoura pesada foram recebidos na superfície em
derramamentos esperados da bomba indicando que o aditivo isolou com sucesso o fluido mais leve abaixo. A pressão monitorada por sensor tipo gauge no fundo do poço foi 29,72 MPa após o deslocamento, o qual correspondeu com os 25 registros de transmissão de linha. A pressão calculada com as densidades corretas foi de 30,01 MPa, a qual indica que o poço não foi completamente preenchido até o topo após extração do fio.
O dia seguinte, um primeiro registro de transmissão de
3 0 linha foi realizado, seguido por um segundo registro seis dias depois. 0 peso da ferramenta de registro foi reduzida de 170 a 110 kg em 30 m RKB. Este foi provavelmente devido aos fragmentos do aditivo que foi escorrido para longe quando o fluido de 2,075 sg foi deslocado dentro do buraco.
5 Um aumento notável do peso na transmissão da linha foi experimentado em 679 mMD quando a ferramenta passou através do aditivo. Os efeitos de sobrecarga e sucção podem ser vistos no panorama do gráfico mostrado na FIG. I. Como mostrado na FIG. 1, a segunda operação de registro mostrou 10 pressões idênticas às operações anteriores de registro.
0 aditivo foi deslocado para fora do poço três semanas posteriores. A primeira etapa no deslocamento do aditivo foi operada dentro do buraco a uma profundidade de 53 0 m e rotação a 3 0 rpm por 5 minutos para paralisar os géis antes 15 do bombeamento. As bombas foram iniciadas lentamente para monitor a pressão requerida para paralisar os géis. Nenhum aumento de pressão foi observado. A pressão máxima no fundo do buraco gravada durante bombeamento foi de 31 MPa, com um SPP de 3,7 MPa durante o bombeamento 94 6 Lpm. A pressão 20 máxima enquanto desencadeando através do aditivo altaviscosidade foi de 30,7 MPa a uma velocidade de desencadeamento de 13 0 seg/padrão. A pressão máxima aumenta enquanto desencadeando através do aditivo a 680 m foi de 0,4 MPa na mesma velocidade de viagem.
0 aditivo retornou através dos agitadores para tentar
retirar tantos polímeros reticulados quantos possíveis. A taxa de fluxo aumentou para 2000 Lpm, porém reduziu para 100 0 Lpm para permitir retirar tantos polímeros quantos possíveis nos agitadores. Não houve nenhum aumento visível na viscosidade quando o aditivo retornou à superfície. A reologia do fluido foi: 55-35-27-19-6-5 cP (em 600-300-200- 100-6-3 rpm) . Isto indica que a maioria dos polímeros de goma xantana foram eficientemente reticulados e retirados ao invés de contribuir com a viscosidade aumentada da 5 salmoura. Desse modo, concluiu-se que o aditivo poderia ser incorporado dentro da lama de 1,892 sg sem tratamento adicional. Alguma interferência da interface entre o aditivo e a salmoura de elevada viscosidade 2,075 sg foi reportada.
Um novo aditivo foi ajustado de 690 m para 540 m
usando o mesmo procedimento que o primeiro aditivo. Entretanto, o segundo aditivo foi misturado até usar um procedimento diferente para assegurar melhor mistura da EMI-771 viscosa. No segundo aditivo, 5 kg/m3 DUOTEC™ NS foi 15 adicionado antes de EMI-771 ser adicionado, e 5 kg/m3 DUOTEC™ NS final foi adicionado após a adição de EMI-771. A viscosidade foi menor que a do primeiro aditivo: 127-105- 92-71-27-23 cP (em 600-300-200-100-6-3 rpm). 0 aditivo foi continuamente circulado para evitar reticulação excessiva. 20 3 m3 de lama de alta viscosidade de 2,075 sg foi
deslocado a uma taxa de bomba 2 00 Lpm. A salmoura de alta viscosidade foi bombeada após extrair de 530 a 452 mMD antes de começar a deslocar em um fluido de 2,075 sg em uma taxa de 500 Lpm. Após extração do buraco, o poço foi preenchido usando uma linha de amortecimento.
Uma "Ferramenta de Sobrecarga e Sucção" disponível da Seadrill foi usada para exportar o poço para sobrecarregar as pressões como aquelas esperadas quando operando uma complementação na montagem do suporte de retirada através
3 0 de um alojamento. A ferramenta foi operada dentro do buraco a 480 m e circulada com o fluido de 2,075 sg. As SPPs foram
0,42 MPa a 300 Lpm; 0,81 MPa a 600 Lpm, e 1,4 MPa a 880 Lpm. As pressões gravadas no fundo do buraco variaram de
0,4 a 0,6 MPa. A ferramenta foi então operada dentro do 5 buraco a 590 m e circulada com o fluido de 2,075 sg. Os SPPs foram 0,52 MPa a 300 Lpm e 0,68 MPa a 600 Lpm. As pressões gravadas no fundo do buraco variaram de 0,4 a 0,7 MPa. A ferramenta foi então operada dentro do buraco a 74 0 m e circulada com o fluido de 1,8 9 sg. As SPPs foram 0,5 10 MPa a 300 Lpm e 0,59 MPa a 600 Lpm. As pressões gravadas no fundo do buraco variaram de 0,4 a 0,5 MPa. O aumento de pressão durante a operação através do aditivo foi de 0,4 a
0,6 MPa. O aditivo reticulado foi deslocado do buraco com uma taxa de bomba variável para evitar transbordamento por agitadores e quando permite tanto dos polímeros a serem retirados quanto possíveis.
Vantajosamente, configurações da presente descrição proporcionam para pelo menos um das seguintes. Um aditivo de polímero da presente descrição pode possuir integridade 20 suficiente para isolar dois fluidos em um poço de petróleo mutuamente enquanto também balanceando a pressão do reservatório. Um aditivo possuindo integridade suficiente pode permitir que o aditivo permaneça intacto durante operações de complementação e registros. Além do mais, o 25 aditivo pode permitir ao operador realizar tais operações sem mudar o volume total do fluido, desse modo reduzindo desafios logísticos e custos. 0 aditivo pode também proporcionar estabilidade no buraco com nenhuma ou pouca tendência de ceder sobre um comprimento de tempo de pelo
3 0 menos duas semanas. Adicionalmente, pressão aumenta devido ao fluido mais pesado poder ser completamente transmitida através do aditivo ao fundo do buraco.
Enquanto a invenção tem sido descrita com respeito a um número limitado de configurações, aqueles versados na 5 técnica, possuindo benefícios desta descrição, entenderiam que outras configurações podem ser elaboradas, as quais não se afastam do escopo da invenção como descrito aqui. De acordo, o escopo da invenção deveria ser limitado apenas pelas reivindicações anexas.
Claims (21)
1. Aditivo para operações de poço de petróleo, caracterizado por compreender: um fluido base; e pelo menos dois polímeros que interagem para formar uma estrutura gelatinosa por isolar e transmitir de forma controlada pressão hidrostática entre um primeiro fluido do poço de petróleo acima do aditivo em um poço de petróleo e um segundo fluido do poço de petróleo abaixo do aditivo no poço de petróleo.
2. Aditivo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido base compreende um fluido aquoso selecionado a partir de pelo menos uma água doce, água do mar, uma salmoura contendo sais orgânicos ou inorgânicos dissolvidos, um líquido contendo compostos orgânicos miscíveis em água e combinações destes.
3. Aditivo, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que a salmoura compreende um sal de haleto ou de carboxilato de pelo menos um de césio, potássio, cálcio, zinco e sódio.
4. Aditivo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que um fluido base compreende um fluido oleaginoso selecionado a partir de óleo diesel, óleo mineral, óleo sintético, ésteres, éteres, acetais, dialquilcarbonatos, olefinas, e combinações destes.
5. Aditivo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que um primeiro de pelo menos um dos dois polímeros compreende um polissacarídeo aniônico.
6. Aditivo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que um primeiro de pelo menos um dos dois polímeros compreende uma goma xantana.
7. Aditivo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que um segundo de pelo menos um dos dois polímeros compreende pelo menos um polieteramina e sais destes.
8. Aditivo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por manter integridade seguinte a interrupção mecânica.
9. Aditivo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o aditivo é substancialmente livre de sólidos.
10. Aditivo, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado de que o aditivo é elastomérico.
11. Método de uma operação de poço de petróleo, caracterizado por compreender: posicionar um primeiro fluido do poço de petróleo em um poço de petróleo; injetar um aditivo a uma região dentro do primeiro fluido posicionado do poço de petróleo; e permitir o aditivo posicionado viscosificar e separar o primeiro fluido do poço de petróleo dentro de uma seção superior e uma seção inferior, em que o aditivo viscosificado é uma estrutura gelatinosa por isolar e transmitir de forma controlada a pressão hidrostática entre as duas seções de fluido.
12. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado por ainda compreender: posicionar um segundo fluido no poço de petróleo.
13. Método, de acordo com a reivindicação 12, caracterizado pelo fato de que o posicionamento do segundo fluido desloca pelo menos uma porção da seção superior do primeiro fluido do poço de petróleo.
14. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que o segundo fluido do poço de petróleo possui uma densidade maior que o primeiro fluido do poço de petróleo.
15. Método, de acordo com a reivindicação 11, caracterizado pelo fato de que o aditivo compreende: um fluido base; e pelo menos dois polímeros que interagem para formar a estrutura gelatinosa.
16. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o fluido base possui uma densidade substancialmente idêntica ao primeiro fluido do poço de petróleo.
17. Processo para complementar um poço, caracterizado por compreender: posicionar um primeiro fluido do poço de petróleo possuindo uma primeira densidade em um poço de petróleo; injetar um aditivo a uma região dentro do primeiro fluido posicionado do poço de petróleo; permitir o aditivo injetado viscosificar e separar o primeiro fluido do poço de petróleo dentro de uma seção superior e uma seção inferior, em que o aditivo viscosificado é uma estrutura gelatinosa por isolar e transmitir de forma controlada a pressão hidrostática entre as duas seções do fluido; e posicionar um segundo fluido do poço de petróleo possuindo uma segunda densidade maior que a primeira densidade no poço de petróleo, em que o posicionamento do segundo fluido do poço de petróleo desloca pelo menos uma porção da seção superior do primeiro fluido do poço de petróleo.
18. Processo, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado por ainda compreender: posicionar um revestimento no poço de petróleo, em que o aditivo viscosificado permanece substancialmente intacto durante o posicionamento.
19. Processo, de acordo com a reivindicação 17, caracterizado por ainda compreender: remover o revestimento a partir do poço de petróleo, em que o aditivo viscosificado permanece intacto durante a remoção.
20. Processo, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o aditivo compreende: um fluido base; e pelo menos dois polímeros que interagem para formar a estrutura gelatinosa.
21. Processo, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o aditivo compreende: uma salmoura compreendendo um sal de haleto ou carboxilato de pelo menos um de césio, potássio, cálcio, zinco, e sódio; uma goma xantana ou derivados desta; e um polieteramina ou sais destes.
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