BRPI0821064B1 - método para efetuar uma operação de perfuração de poço e uso de um sal - Google Patents

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Mark Shelton Aston
Kenneth Richard Seddon
David Francis Wassell
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The Queen's University Of Belfast
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Description

(54) Título: MÉTODO PARA EFETUAR UMA OPERAÇÃO DE PERFURAÇÃO DE POÇO E USO DE UM SAL (73) Titular: THE QUEEN'S UNIVERSITY OF BELFAST. Endereço: University Road, Antrim, BT7 1NN Belfast, REINO UNIDO(GB) (72) Inventor: MARK SHELTON ASTON; KENNETH RICHARD SEDDON; DAVID FRANCIS WASSELL.
Prazo de Validade: 20 (vinte) anos contados a partir de 27/11/2008, observadas as condições legais
Expedida em: 21/11/2018
Assinado digitalmente por:
Alexandre Gomes Ciancio
Diretor Substituto de Patentes, Programas de Computador e Topografias de Circuitos Integrados
1/15
MÉTODO PARA EFETUAR UMA OPERAÇÃO DE PERFURAÇÃO DE POÇO E USO DE UM SAL [0001] A presente invenção se refere aos fluidos de perfuração de poço de base aquosa úteis para construção, reparo ou tratamento de perfurações de poços localizadas em formações contendo argila, especialmente xisto.
[0002] Convencionalmente, a perfuração de um poço na terra por técnicas de perfuração giratórias envolve a circulação de um fluido de perfuração da superfície da terra para baixo de uma coluna de perfuração com uma broca de perfuração na sua extremidade inferior e através de portas fornecidas na broca de perfuração para o fundo do poço, e dali de volta para a superfície através do anel formado ao redor da coluna de perfuração. O fluido de perfuração serve para esfriar a broca de perfuração, para transportar cortes de perfuração para a superfície, e para estabilizar a perfuração de poço.
[0003] Composições de fluido de perfuração de poço são sistemas escoáveis que são geralmente espessados até uma extensão limitada. Fluidos de perfuração de poço conhecidos podem ser atribuídos a uma das três classes a seguir: fluidos de perfuração de poço de base oleosa, os quais via de regra são usados na forma dos chamados fluidos de emulsão invertidos, e representam preparações emulsões tipo água-em-óleo na qual a fase aquosa é distribuída como uma fina dispersão heterogênea na fase oleosa contínua; fluidos de perfuração de poço puramente de base aquosa; e fluidos de perfuração de poço de base aquosa do tipo emulsão óleo-em-água no qual a fase oleosa é distribuída
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2/15 como uma fina dispersão heterogênea em uma fase aquosa continua. Uma desvantagem dos fluidos de perfuração de poço de base oleosa é que o óleo tende a revestir os cortes de perfuração, o que cria um problema ambiental, especialmente em operações de perfuração na zona marítima, quando os cortes de perfuração são descartados. A presente invenção se refere aos sistemas de base aquosa melhorados, isto é, sistemas com fase aquosa contínua, incluindo tanto fluidos de base puramente aquosa quanto emulsões de óleo-em-água.
[0004] Muitos poços de petróleo estão localizados em formações contendo argila. Existem vários tipos diferentes de rochas ricas em argila, por exemplo, xisto, argila (mudstone) ou pedra argilosa, e outros tipos contendo quantidades menores de argila, por exemplo, arenito. Tais formações são comumente macias e, deste modo, relativamente fáceis de serem perfuradas. Entretanto, argila incha e se dispersa facilmente em fluidos de perfuração de poço de base aquosa, grandes massas informes podem quebrar e cair na perfuração de poço e, em casos extremos, o buraco da perfuração de poço pode entrar em colapso. Por esta razão, fluidos de perfuração de poço de base oleosa são geralmente usados ao trabalhar com xisto ou outras rochas contendo argila. Xisto e uma forma de argila compactada, e na indústria petrolífera os termos xisto e argila são comumente usados de modo intercambiável.
Aditivos conhecidos como inibidores de hidratação de quais reduzem a tendência do dispersar sob a influência do
inibidores de xisto ou
xisto, isto é, aditivos os
xisto/argila de inchar e se
fluido de perfuração de poço
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3/15 de base aquosa são frequentemente usados em fluidos de base aquosa. Entretanto, fluidos de base aquosa permanecem, de modo geral, menos favorecidos do que fluidos de base oleosa, e existe uma necessidade por inibidores de xisto adicionais os quais sejam capazes de fornecer um fluido de perfuração de poço de base aquosa menos agressivo para o ambiente, o qual seja eficaz para uso em formações contendo argila.
[0005] EP 545 677A descreve fluidos de perfuração de poços os quais reduzem os danos às formações sensíveis à água durante a perfuração, contendo um cátion de amônio quaternário orgânico. O cátion pode ser Ν,Ν,Νtrimetilfenilamônio, N-metilpiridínio, N,Ndimetilmorfolino, um cátion de alquilamônio quaternário de 2 mols de oligômeros de epialoidrina, ou uma serie de cátions quaternários de amônio definidos.
[0006] Foi agora descoberto que a presença de um fluido de perfuração de poço de base aquosa de certos sais orgânicos não descritos em EP 545 677A proporciona inibição melhorada.
[0007] Deste modo, a presente invenção fornece um fluido de perfuração de poço o qual compreende uma fase contínua aquosa e, dissolvido na referida fase contínua aquosa, pelo menos um sal contendo um cátion imidazólio com pelo menos 6 átomos de carbono.
[0008] A invenção também fornece um método para efetuar uma operação de perfuração de poço, o qual compreende a introdução em uma perfuração de poço em uma formação contendo argila, de um fluido de perfuração de
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4/15 poço de acordo com a presente invenção. 0 método pode ser caracterizado como sendo um método de redução do inchaço de uma formação contendo argila durante uma operação de perfuração de poço, ou um método de estabilização de uma formação contendo argila durante uma operação de perfuração de poço.
[0009] O cátion imidazólio contém um átomo de nitrogênio quaternizado. Ele pode carregar um ou mais substituintes adicionais, por exemplo, grupos alquil 0χ_6, ciano e carbóxi. O cátion pode conter pelo menos 8, por exemplo, pelo menos 12 átomos de carbono.
[00010] O substituinte quaternizador no átomo de nitrogênio pode, por exemplo, ser um átomo de hidrogênio ou um grupo alquil com até 16 átomos de carbono opcionalmente substituído por um ou mais substituintes iguais ou diferentes selecionados dentre grupos fenil, carboxil, amina, amida, sulfato, cianato e tiocianato e átomos de halogênio e opcionalmente interrompidos por um ou mais átomos de oxigênio, nitrogênio e/ou enxofre. Preferivelmente, o substituinte é um grupo alquil nãosubstituído com até 16 átomos de carbono, preferivelmente de 1 a 8 átomos de carbono.
[00011] Exemplos específicos de cátions adequados incluem, por exemplo, cátions l-alquil-3-alquilimidazólio, onde cada grupo alquil preferivelmente tem até 10, especialmente até 8, mais preferivelmente até 4 átomos de carbono, por exemplo, o cátion l-etil-3-metilimidazólio.
[00012] A natureza do ânion presente no sal usado na presente invenção não é crucial, contanto que o sal
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5/15 resultante seja solúvel na fase continua do fluido de perfuração do poço. Ânions adequados incluem, por exemplo, carboxilatos (por exemplo, metanoato, etanoato, trifluoracetato, benzoato e lactato), sulfato, hidrogenossulfato, alquil, haloalquil ou arilsulfatos ou sulfonatos (por exemplo, metilsulfato, etilsulfato, octilsulfato, metanossulfonato, trifluormetanossulfonato e tosilato), fosfatos, fosfinatos ou fosonatos (por exemplo, fosfato, dimetilfosfato, dietilfosfato e hexafluorfosfato), alquil ou haloalquilsulfonamidas (por exemplo, trifluormetanossulfonilamida ou bistrifluormetanossulfonilamida), nitrato, carbonato ou alquilcarbonatos (por exemplo, metilcarbonato), ânions de óxido (por exemplo, fenóxido), dicianamida ([C(CN)2] “] , azolatos (por exemplo, 1,2,4-triazolato), haletos, peraletos, pseudoaletos (por exemplo, cianato e tiocianeto), ânions metálicos como [MClm]“, onde M é gálio ou indio, e vários ânions fluorados (por exemplo, tetrafluorborato, perfluoralquilfluorfosfatos e boratos fluorados).
[00013] Em uma modalidade da invenção, o ânion é tal que o sal existe em um estado liquido em uma temperatura abaixo de 150 °C, especialmente em um estado liquido a 30 °C. Tais sais são geralmente referidos como líquidos iônicos, com aqueles os quais são líquidos a 30 °C sendo referidos como líquidos iônicos em temperatura ambiente. Sendo líquidos, eles apresentam certas vantagens de manuseio, por exemplo, eles podem ser bombeados ao invés de
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6/15 dosados como sólidos, e eles são bem capazes de suportar as altas temperaturas encontradas no fundo do poço.
[00014]
Os sais usados na invenção podem ser preparados por métodos conhecidos. Eles podem, por exemplo, ser preparados pela quaternização de um imidazol apropriado e, caso desejado ou necessário, subsequentemente substituindo ânion no sal resultante com um ânion diferente.
Por exemplo, um imidazol apropriadamente substituído pode reagir com um agente alquilante, como um brometo de alquila, seguido, caso desejado, por metátese do ânion, para fornecer o sal necessário. Como um exemplo adicional, sais de metil e etil substituídos podem ser preparados pela alquilação com dimetilsulfato dietilsulfato, respectivamente, tipicamente em tolueno por volta de 100 °C.
[00015] A fase contínua do fluido da invenção tem o sal inibidor de xisto nela dissolvido. Ela também pode conter outros sais dissolvidos. Tipicamente, a fase contínua de um fluido de perfuração de poço de base aquosa será à base de água do mar ou de uma salmoura sintética. Tais salmouras tipicamente contêm sais selecionados dentre haletos de metais alcalinos; os haletos de metais alcalinoterrosos; e acetatos ou formatos de sódio, potássio ou césio. Sais preferidos incluem, por exemplo, cloreto de sódio, cloreto de potássio, formato de potássio ou cloreto de cálcio. Sais de carbonato, sulfato, fosfato, silicato e citrato (dentre outros ânions polivalentes), por exemplo, de metais alcalinos, podem também ser usados, assim como podem misturas de sais, ou nenhum sal. O conteúdo de sal
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7/15 total irá contribuir para a densidade do fluido de perfuração de poço, o que é importante para os propósitos de controle de poço. Adequadamente, o peso especifico do fluido de perfuração do poço está na faixa de 0,9 a 2,5, tipicamente na faixa de 1,0 a 2,0. É uma vantagem da presente invenção que os sais inibidores de xisto não tenham, em geral, efeito adverso na viscosidade do fluido de perfuração do poço, o que significa que a viscosidade pode ser controlada por meios convencionais.
[00016] Glicóis são inibidores de xisto comuns para uso em fluido de perfuração de poço de base aquosa. Uma desvantagem do uso de glicóis é que a inibição em água pura ou salmouras com base em cloreto de sódio, como na água do mar, é geralmente fraca, e é comumente essencial usar uma salmoura sintética contendo um sal como cloreto de potássio. Os sais usados na presente invenção geralmente proporcionam um bom efeito inibidor de xisto mesmo quando água pura (útil para perfuração em terra) ou salmoura de cloreto de sódio (por exemplo, água do mar) é usada, embora naturalmente a natureza da água/salmoura deva ser otimizada dependendo da natureza exata do sal inibidor de xisto.
[00017] O conteúdo do sal inibidor de xisto no fluido de perfuração de poço pode variar em uma ampla faixa. Ele pode, por exemplo, estar na faixa de 0,1 a 15%, por exemplo, de 0,1 a 10%, preferivelmente de 1 a 5% em peso/volume (isto é, g/100 mL de volume total) . Pelo menos alguns dos sais inibidores de xisto devem ser dissolvidos na fase aquosa continua; sal adicional pode estar presente na forma solida, caso seja desejado.
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8/15 [00018] O fluido da invenção tem uma fase aquosa continua. Deste modo, ele pode ser ou um fluido de base puramente aquosa, ou uma emulsão óleo-em-água, isto é, uma emulsão na qual gotas de óleo são dispersas em uma fase continua aquosa. No caso de uma emulsão óleo-em-água, pelo menos um emulsificante pode estar presente, embora o sal usado na presente invenção possa, em alguns casos, atuar como um emulsificante. Emulsificantes convencionais adequados poderiam ser bem conhecidos pelas pessoas versadas na técnica. Em uma emulsão, a fase oleosa é, por exemplo, dispersa na fase aquosa continua em uma quantidade de 1 a 65% em volume, preferivelmente de 2,5 a 40% em volume, mais preferivelmente de 10 a 35% em volume com base no volume total das fases aquosa e oleosa. Geralmente, a fase oleosa é distribuída na fase aquosa na forma de gotas finamente divididas. Adequadamente, as gotas de fase oleosa têm um diâmetro médio de menos de 40 mícrons, preferivelmente entre 0,5 e 20 mícrons, e mais preferivelmente entre 0,5 e 10 mícrons.
[00019] A fase oleosa descontínua de uma emulsão óleo-em-água pode, por exemplo, ser petróleo bruto, uma fração de petróleo refinada, um óleo mineral, um hidrocarboneto sintético ou qualquer óleo que não seja hidrocarboneto capaz de formar uma emulsão estável com a fase aquosa contínua. Preferivelmente, tal óleo que não é hidrocarboneto é biodegradável e, deste modo, não associado com problemas ecotóxicos. É particularmente preferido que o óleo que não é hidrocarboneto tenha uma solubilidade em água em temperatura ambiente de menos de 2% em peso,
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9/15 preferivelmente de menos de 1,0% em peso, mais preferivelmente de menos de 0,5% em peso.
[00020] Entretanto, preferivelmente, o fluido de acordo com a invenção é um sistema totalmente de base aquosa, em cujo caso o fluido de base aquosa compreende uma solução do sal inibidor de xisto em água ou uma salmoura, quantidades não-substanciais ou ausência de petróleo presente.
[00021] Tipicamente, o fluido de perfuração do poço é um fluido de perfuração, fluido de completamento, fluido de controle de circulação perdida, fluido de recondicionamento, fluido empacotador ou fluido de fratura hidráulica. Preferivelmente, o fluido de perfuração de poço é um fluido de perfuração ou de completamento. Obviamente, o fluido de perfuração de poço pode conter aditivos convencionais do tipo geralmente usado em tais fluidos. Tais aditivos incluem, por exemplo, aditivos para aumentar a densidade do fluido, aumentadores de viscosidade poliméricos, diluentes, redutores de perda de fluido, inibidores de xisto convencionais, por exemplo, glicóis, lubrificantes, tensoativos e sólidos particulados como sólidos de fechamento ou agentes de peso como barita (sulfato de bário). A quantidade de substâncias adjuvantes e aditivos usados em cada caso se baseia nos limites usuais para um fluido de perfuração de poço. É uma vantagem dos sais usados na presente invenção que eles sejam geralmente compatíveis com aditivos convencionais usados nos fluidos de perfuração de poço, por exemplo, aditivos de perda de fluido, e eles geralmente não têm efeito extremo no pH,
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10/15 permitindo que meios de ajuste de pH convencionais sejam usados.
[00022] Os Exemplos a seguir ilustram a invenção. Em todos os casos, os resultados estão expressos em termos de peso recuperado de argila seca, calculado levando-se em consideração o conteúdo de água anteriormente encontrado da amostra de argila original.
Exemplo 1
[00023] 16 ,5 gramas de cloreto de l-etil-3-
metilimidazólio foram dissolvidos em 2 85 mL de água
destilada para produzir a solução inibidora
(aproximadamente 5% em peso de cloreto de l-etil-3-
metilimidazólio). 10,0 gramas de lascas de argila de
Londres, com faixa de tamanho de partícula entre 4,0 mm e 2,0 mm, foram colocados em uma garrafa de amostra de vidro de 110 mL, e 100 gramas da solução anteriormente preparada (5% em peso de cloreto de l-etil-3-metilimidazólio) foram adicionados. A garrafa de amostra foi então fechada, e colocada em uma mesa rolante por 24 horas em temperatura ambiente. Depois de 24 horas, a amostra foi filtrada através de uma peneira de 500 micrômetros e lavada com uma solução de KCl/água (42,75 gramas de KCl/litro). A peneira contendo as partículas de argila recuperadas foi então colocada em um forno de secagem de um dia para o outro (a 110 °C) e as partículas recuperadas foram a seguir cuidadosamente pesadas. O procedimento foi repetido três vezes, e os resultados ponderados. 79% da argila foi recuperada, representando um alto nível de inibição.
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Exemplo 2 [00024] 0 método do Exemplo 1 foi repetido, exceto que os 285 mL de água destilada foram substituídos por 285 mL de solução de NaCl/água (71,3 gramas de NaCl em água destilada). Uma recuperação de 75,0% foi obtida.
Exemplo 3 [00025] O método do Exemplo 1 foi repetido, exceto que os 285 mL de água destilada foram substituídos por 285 mL de solução de KCl/água (71,3 gramas de KCI em água destilada). Uma recuperação de 70,0% foi obtida.
Exemplos 4 a 9 [00026] O método geral do Exemplo 1 foi repetido usando diferentes sais para fins de comparação, e usando ou água destilada, solução de NaCl (71,43 g/L) ou solução de KCI (71,43 g/L) . Os resultados (% de argilas recuperadas) estão resumidos na Tabela I.
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Tabela I
No. do Exemplo Sal Água destilada Solução de NaCl Solução de KCI
4 (comparativo) Cloreto de colina 36 37 33
5 (comparativo) Brometo de tetrabutilamônio 66 - 58
6 Metilcarbonato de l-etil-3- metilimidazólio 84 74 66
No. do Exemplo Sal Água destilada Solução de NaCl Solução de KCI
7 (comparativo) Nenhum 1,8 - -
8 (comparativo) Metilsulfato de sódio 1 - -
[00027] Pode ser observado que as composições de
acordo com a invenção exibiram um grau muito maior de
inibição do que uma composição sem conter inibidor, ou uma
composição contendo um sal que não seja de acordo com a
invenção.
Exemplos 9 a 11 [00028] O método geral do Exemplo 1 foi repetido em uma segunda série de experimentos. Os resultados recuperação de argila - estão mostrados na Tabela II.
Glicol DCP208 é um inibidor de xisto comercialmente disponível usado em fluidos de perfuração de poço de base aquosa.
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Tabela II
No. do Exemplo Sal ou outro inibidor Água destilada So lução de NaCl So lução de KC1
9 Etilsulfat o de l-etil-3metilimidazólio 70 76 75
10 (comparativo) Nenhum 1 0, 2 0, 6
No. do Exemplo Sal ou outro inibidor Água destilada So lução de NaCl So lução de KC1
11 (comparativo) Nenhum 1 6 59
[00029] Pode ser observado que as composições de
acordo com a invenção exibiram um grau muito maior de
inibição do que uma composição sem conter inibidor, ou uma
composição contendo um inibidor comercialmente usado . 0
inibidor comercialmente usado, glicol DCP208, requereu a presença de KC1 para exibir quaisquer propriedades inibitórias; os inibidores de acordo com a invenção exibiram altos níveis de inibição em todos dentre água, salmoura de KC1 e salmoura de NaCl.
Exemplos 12 e 13 [00030] Testes de rolagem em gaiola foram efetuados da seguinte forma. Cerca de 100 g de lascas de argila de
Londres de 4 a 8 mm foram precisamente pesadas em gaiolas de rolagem. As gaiolas rolaram a 20 rpm por 4 horas em
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14/15 temperatura ambiente em 1500 mL dos vários fluidos de teste, depois do que as gaiolas foram bem rinsadas com água para remover todos os traços de fluidos de teste das lascas de argila remanescentes. As lascas foram secas a 130 °C por 16 horas, pesadas, e a recuperação porcentual foi calculada levando-se em consideração o conteúdo de umidade original. O conteúdo de umidade foi de 22,01%. As composições dos fluidos de teste, as quais modelaram os fluidos de perfuração do poço, estão mostradas na Tabela III, e os resultados - recuperação de argila - dos testes de rolagem da gaiola estão mostrados na Tabela IV.
Tabela III
KC1 0 ou 129 g
Amido (Flotrol) 129 g
PAC L 4,3 g
Polímero XC Duovis 5, 1 g
Dietilfosfato de tributil(etil)fosfônio ou etilsulfato de l-etil-3metilimidazólio 7 5 mL
pH (ajustado com KOH) 10
Água até 1500 mL
Tabela IV
No. do Exemplo KC1 Sal Recuperação de argila (% em peso)
12 0 Etilsulfato de 1- etil-3metilimidazólio 64
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15/15
13 129 g Etilsulfato de 1- etil-3metilimidazólio 72
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Claims (5)

  1. REIVINDICAÇÕES
    1. Método para efetuar uma operação de perfuração de poço caracterizado por compreender introduzir em um poço de perfuração em uma formação contendo argila, um fluido de perfuração compreendendo uma emulsão óleo-em-água compreendendo uma fase aquosa continua e uma fase oleosa descontínua e, dissolvido na fase aquosa contínua, pelo menos um sal contendo um cátion imidazólio com pelo menos 6 átomos de carbono, em que a introdução do fluido de perfuração reduz o inchaço na formação contendo argila.
    2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o referido cátion contém pelo menos 8 átomos de carbono. 3. Método, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fato de que o referido cátion contém pelo menos 12 átomos de carbono. 4. Método, de acordo com qualquer uma das
    reivindicações de 1 a 3, caracterizado pelo fato de que o substituinte quaternizador no átomo de nitrogênio do anel de imidazol é um átomo de hidrogênio ou um grupo alquil com até 16 átomos de carbono opcionalmente substituídos por um ou mais dos mesmos ou diferentes substituintes selecionados dos grupos de fenil, carboxil, amina, amida, sulfato, cianato e tiocianato e átomos de halogênio e opcionalmente interrompidos por um ou mais átomos de oxigênio, nitrogênio e/ou enxofre.
    5. Método, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que o referido substituinte é um grupo alquil não-substituído com 1 a 8 átomos de carbono.
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  2. 2/2
  3. 6. Método, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que o referido cátion é 1-etil3-metilimidazólio.
  4. 7. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizado pelo fato de que o referido sal existe em um estado líquido em uma temperatura abaixo de 150°C.
    8. Método, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizado pelo fato de que a fase contínua é água ou salmoura de cloreto de sódio. 9. Método, de acordo com qualquer uma das
    reivindicações 1 a 8, caracterizado pelo fato de que o fluido de perfuração compreende pelo menos um sal contendo um cátion imidazólio em uma quantidade de 1 a 5% em peso/volume, e em que a fase oleosa está presente em uma quantidade de 1% a 65% por volume de emulsão, em que a introdução do fluido de perfuração reduz o inchaço da formação contendo argila.
  5. 10. Uso de um sal, como definido na reivindicação 1, caracterizado pelo fato de ser como um inibidor de xisto.
    Petição 870180059277, de 09/07/2018, pág. 43/46
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