ES2244211T3 - Fluidos de perforacion a base de salmuera para su almacenaje en tanques de lastre. - Google Patents
Fluidos de perforacion a base de salmuera para su almacenaje en tanques de lastre.Info
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Abstract
Procedimiento para perforar sin tubería ascendente un pozo submarino desde un barco de sondeo flotante que dispone de tanques de lastre, que comprende: (a) obtener información geológica acerca del sitio de perforación y determinar la densidad requerida o la densidad del fluido de perforación necesaria para mantener la presión hidrostática deseada dentro del pozo durante la perforación para controlar los flujos de agua a poca profundidad; (b) preparar un fluido de perforación tomando como base la información geológica obtenida acerca del sitio de perforación, de manera que al menos parte de la densidad del fluido es proporcionada por sólidos disueltos que comprenden sales seleccionadas para ajustar la densidad del fluido de perforación; (c) bombear al menos 10000 bbls (1590 m3) aproximadamente del fluido de perforación al interior de al menos un tanque de lastre de dicho barco de sondeo, manteniendo al mismo tiempo el equilibrio de flotación de dicho barco; (d) retirar una cantidad del fluido de perforación del tanque de lastre, al tiempo que se mantiene el equilibrio de flotación de dicho barco; (e) mezclar el fluido de perforación con un material en macropartículas; y (f) bombear la mezcla de fluido de perforación y material en macropartículas al interior del pozo a medida que éste está siendo perforado.
Description
Fluidos de perforación a base de salmuera para su
almacenaje en tanques de lastre.
La presente invención se refiere en general a un
fluido de perforación a base de salmuera y a métodos para almacenar
fluidos en barcos de sondeo y, más particularmente, se refiere al
almacenaje de fluidos de perforación a base de salmuera en tanques
de lastre de barcos de sondeo.
Durante muchos años, las compañías petrolíferas
se han centrado en el desarrollo de yacimientos terrestres de
petróleo y gas. Sin embargo, la búsqueda a escala mundial de
fuentes de energía, junto con la disminución de los ingresos
derivados de la perforación en tierra, han impulsado a las compañías
petrolíferas a explotar reservas submarinas.
Los sedimentos y estructuras geológicos
submarinos son con frecuencia similares y en algunos casos
superiores a las condiciones geológicas que han resultado ser
altamente productivas en tierra. De hecho, las reservas submarinas
han sido estimadas en un 21% de las reservas comprobadas a escala
mundial, estimándose que del 40 al 50% de todos los recursos
futuros procederán de reservas submarinas lejos de la costa.
Existe la necesidad de disponer de un método para
almacenar cantidades suficientes de fluidos de perforación en un
barco de sondeo para reducir la dependencia de la operación de
perforación de los suministros acarreados en los botes de servicio,
asegurando con ello una perforación ininterrumpida en el caso de
condiciones meteorológicas adversas.
También existe la necesidad de disponer de
composiciones de fluidos de perforación adecuadas para su
almacenaje en un barco de sondeo.
La perforación de pozos submarinos en aguas
profundas, a una profundidad mayor de 1000 pies (304,8 m)
establece su propio conjunto de problemas. Cuando se perfora en el
límite de la plataforma continental, con mucha frecuencia se
encuentran arenas a presión a poca profundidad, aparentemente de
flujo artesiano. La profundidad de dichas arenas y las presiones
que las mismas exhiben establecen una situación de diseño singular
del pozo.
El diseño singular del pozo es el resultado de la
imposibilidad de controlar hidrostáticamente los flujos de agua a
poca profundidad (SWF) a través del método convencional de retornar
el fluido de perforación al equipo de sondeo. La carga hidrostática
generada por el retorno del fluido al equipo de perforación supera
los gradientes de fractura de la roca por encima del SWF. Por
tanto, el pozo se diseña de tal manera que sólo se retorna al fondo
del mar el fluido que tiene la densidad adecuada, perforación sin
tubería ascendente.
En una situación de perforación sin tubería
ascendente, se requieren grandes volúmenes de fluido de perforación
debido al hecho de que el fluido no se retorna al equipo de sondeo
para su reutilización. Dependiendo de la profundidad del SWF,
podrían necesitarse volúmenes desde 10000 a más de 30000 bbls (1590
a 4770 m^{3}) de fluido de perforación. La instalación de mezcla
en superficie de los equipos de sondeo existentes es insuficiente
para almacenar o preparar los grandes volúmenes de fluidos
requeridos para la perforación sin tubería ascendente. Hasta la
fecha, las operaciones de perforación sin tubería ascendente han
dependido de botes y barcazas de servicio para almacenar y
transportar los fluidos requeridos que fueron preparados en
instalaciones en tierra. Con frecuencia, las malas condiciones
meteorológicas han interrumpido el suministro de los botes de
servicio y, por tanto, el suministro de fluido de perforación,
causando ello la terminación de las operaciones de perforación.
La invención contempla un sistema para almacenar,
mezclar y bombear fluidos de perforación en barcos de sondeo, tal
como equipos de sondeo en aguas profundas.
De acuerdo con un aspecto de la invención, se
proporciona un método para perforar sin tubería ascendente un pozo
submarino desde un barco de sondeo flotante que dispone de tanques
de lastre, que comprende: a) obtener información geológica acerca
del sitio de perforación y determinar la densidad requerida o la
densidad del fluido de perforación necesaria para mantener la
presión hidrostática deseada dentro del pozo durante la perforación
para controlar los flujos de agua a poca profundidad; b) preparar
un fluido de perforación tomando como base la información geológica
obtenida acerca del sitio de perforación, de manera que al menos
parte de la densidad del fluido es proporcionada por sólidos
disueltos que comprenden sales seleccionadas para ajustar la
densidad del fluido de perforación; c) bombear al menos 10000 bbls
(1590 m^{3}) aproximadamente del fluido de perforación al
interior de al menos un tanque de lastre de dicho barco de sondeo,
manteniendo al mismo tiempo el equilibrio de flotación de dicho
barco; d) retirar una cantidad del fluido de perforación del tanque
de lastre, al tiempo que se mantiene el equilibrio de flotación de
dicho barco; e) mezclar el fluido de perforación con un material en
macropartículas; y f) bombear la mezcla de fluido de perforación y
material en macropartículas al interior del pozo a medida que éste
está siendo perforado.
El fluido de perforación almacenado se diseñará
(1) para que no contenga sólidos sin disolver, (2) para que sea
reológicamente estable, (3) para que sea bioestático, (4) para que
sea capaz de suspender el material en macropartículas que se añade
en la operación de perforación y (5) para proporcionar densidad a
través de los sólidos disueltos.
Lo anterior ha expuesto en grandes rasgos, en
términos bastante amplios, los aspectos de la presente invención
con el fin de que la siguiente descripción detallada de la
invención pueda entenderse mejor. Más adelante se describirán otras
características y ventajas del sistema para almacenar, mezclar y
bombear fluidos de perforación en un barco de sondeo, cuyo sistema
constituye la materia objeto de las reivindicaciones de la
invención. Los expertos en la materia podrán apreciar que el
concepto y la modalidad específica descrita se pueden utilizar
fácilmente como base para modificar o diseñar otros procesos o
composiciones para llevar a cabo la misma finalidad de la presente
invención. Igualmente, los expertos en la materia podrán comprobar
que dichas construcciones equivalentes no se desvían del espíritu y
alcance de la invención tal y como queda recogida en las
reivindicaciones adjuntas.
La presente invención proporciona un
procedimiento para almacenar fluidos de perforación en tanques de
lastre de barcos de sondeo y formulaciones de fluidos de
perforación adecuadas para su almacenaje en tanques de lastre.
A medida que las compañías petrolíferas se han
dedicado a la explotación de reservas submarinas de petróleo y gas,
las mismas han tenido que hacer frente a diversos problemas. Por
ejemplo, se han perdido varios pozos submarinos como consecuencia
de los flujos de agua de poca profundidad.
El uso de fluidos de perforación ponderados
durante la perforación de pozos submarinos sería de gran ayuda a la
hora de controlar los flujos de agua de poca profundidad. Un fluido
de perforación es un líquido que circula a través del pozo durante
las operaciones de perforación rotativa. Además de su función de
llevar los detritos de sondeo a la superficie, el fluido de
perforación enfría y lubrica el trépano y la barra maestra, protege
contra erupciones por las presiones de contención por debajo de la
superficie y deposita una torta de lodo sobre la pared del pozo
para evitar pérdida de fluidos hacia la formación. Los fluidos de
perforación se formulan para mantener la presión hidrostática
dentro del pozo necesaria para prevenir los flujos de agua de poca
profundidad al interior del pozo.
Los fluidos de perforación se utilizan durante
todo el proceso de perforación. Una operación de perforación
requiere una cantidad grande de fluido de perforación (10000 a
30000 barriles (1590 a 4770 m^{3})) para completar la operación.
Tales cantidades grandes de fluido de perforación presentan un
problema en las operaciones de perforación submarina lejos de la
costa, dado que el fluido de perforación es suministrado
habitualmente por botes o barcazas de servicio que envían el fluido
de perforación desde tierra al barco de sondeo. Sin embargo, las
malas condiciones meteorológicas pueden interrumpir el suministro
de los botes de servicio y, por tanto, el suministro de fluido de
perforación al barco de sondeo.
Una vez terminado el suministro de fluido de
perforación, la perforación ha de cesar hasta que se disponga de
nuevo de más fluido de perforación. Las operaciones de perforación
interrumpidas requieren una cantidad global de fluido de
perforación más grande que las operaciones de perforación sin
interrumpir y tales interrupciones pueden hacer que el pozo se
exponga al riesgo de flujos de agua de poca profundidad. La
presente invención enfoca este problema por el hecho de almacenar
suficiente fluido de perforación en el barco de sondeo para reducir
la dependencia de la operación de perforación de los suministros
acarreados por los botes de servicio, asegurando con ello una
perforación sin interrumpir en el caso de condiciones meteorológicas
adversas.
Diversos barcos de sondeo (tales como plataformas
flotantes con patas de mini-tensión tal como la
SeaStar™, sistemas de producción flotantes con equipos de
perforación y producción semi-sumergibles,
plataformas con patas de tensión, plataformas SPAR™ y buques de
perforación) están diseñados con tanques de lastre que se llenan de
fluido para lograr la estabilidad de la plataforma. Los tanques de
lastre se llenan habitualmente con agua de mar y el nivel de agua se
sube o se baja según sea necesario para compensar la
plataforma.
Una modalidad de la presente invención utiliza
tanques de lastre de barcos de sondeo para almacenar grandes
cantidades de fluidos de perforación con el fin de reducir la
dependencia de los barcos de sondeo del suministro de botes de
servicio durante la operación de perforación. Las formulaciones de
fluidos de perforación están basadas en el análisis de la
información geológica obtenida acerca del sitio de perforación. De
este modo, se pueden preparar fluidos de perforación con las
características deseadas para su almacenaje en el compartimiento de
lastre de un barco de sondeo.
Una vez preparado el fluido de perforación, se
selecciona un período de buenas condiciones meteorológicas
pronosticadas, selecionándose preferentemente un período de al
menos dos días de buen tiempo pronosticado. Se carga el fluido de
perforación en botes de servicio y se transporta al barco de sondeo
en donde el fluido de perforación se bombea al interior de los
compartimientos de tanques de lastre del barco para su almacenaje.
Es importante mantener la plataforma equilibrada o compensada
durante esta operación, lo cual requiere un control cuidadoso de la
acción de bombeo y de la distribución del fluido de perforación.
Los tanques de lastre de los barcos de sondeo
tienen generalmente múltiples compartimientos en cada lado del
barco de sondeo. Los compartimientos individuales se vacían de
fluido y se vuelven a llenar con fluido de perforación con una
secuencia y programa tales que el barco de sondeo se mantenga
equilibrado o compensado.
Cuando la perforación se encuentra lista para ser
iniciada, el fluido de perforación se bombea desde los tanques de
lastre y se mezcla con ingredientes opcionales, tal como material
en macropartículas sólidas clasificadas por tamaño, por ejemplo,
carbonato cálcico o sulfato de bario, en los tanques de mezcla del
barco de sondeo. De nuevo es importante planificar todas las
operaciones de bombeo de tal manera que la plataforma se mantenga
compensada durante toda la operación. La formulación de fluido de
perforación final se encuentra entonces lista para su circulación a
través del pozo durante la operación de perforación.
Los fluidos de perforación se formulan con el fin
de satisfacer las necesidades del sitio o emplazamiento del pozo.
Por ejemplo, la densidad del fluido de perforación se diseña para
mantener la presión hidrostática dentro del pozo y evitar así
flujos de agua de poca profundidad. La densidad del fluido se
consigue mediante sólidos disueltos, incluyendo, sin limitación
alguna, las sales sólidas de sodio, potasio, calcio y zinc y las
sales orgánicas de acetato y formato de sodio, potasio y cesio. La
sal en particular se elige para ajustar la densidad del fluido de
perforación en base a factores medioambientales, densidad
requerida, costes y punto de congelación de la solución requerida
(las soluciones altamente concentradas de ciertas sales tienen un
punto de congelación lo suficientemente alto para que puedan
someterse a una posible congelación en aguas más frías).
Por otro lado, el fluido de perforación deberá
presentar la suficiente capacidad portadora para eliminar los
detritos de sondeo del pozo. Los materiales usados para ajustar la
capacidad portadora del fluido de perforación incluyen, sin
limitación, hidroxietilcelulosa, goma de welan, goma guar, goma de
xantano, poliacrilamida/poliacrilato o carboximetilcelulosa.
Los jefes de perforación suelen encontrar zonas
que aceptan volúmenes grandes de fluido de perforación debido a
fracturas, arenas bastas, graba u otras formaciones. Se pueden
controlar pérdidas severas de fluido de perforación mediante la
circulación de altas concentraciones de sólidos de tamaño
clasificado suspendidos en fluidos o geles viscosos. Dichas mezclas
son denominadas como materiales de circulación perdida. Los
materiales de circulación perdida están diseñados para puentear y
obturar formulaciones muy permeables y para evitar el crecimiento de
las fracturas. Agentes aportadores de viscosidad o agentes de
suspensión, solubles en agua, adecuados para fluidos de
perforación, son goma de xantano y N-VIS™ HB
(suministrado por Baroid Drilling Fluids, Houston, Texas).
Macropartículas sólidas de tamaño clasificado adecuadas incluyen
sulfato de bario, carbonato cálcico, carbonato de hierro y hematita.
Se puede conseguir otro control de la pérdida de fluido mediante
derivados de almidón, poliacrilatos, polímeros amps y materiales a
base de lignina.
Una de las principales preocupaciones respecto a
un fluido de perforación que ha de ser almacenado en tanques de
lastre y utilizado en un barco de sondeo, es que cualesquiera
componentes adicionales que deban añadirse al fluido de
perforación, durante la operación de perforación, deben mantenerse
en un mínimo. Puesto que los barcos de sondeo tienen en general una
capacidad de mezcla limitada, es importante reducir al mínimo la
necesidad de mezclar otros materiales. Sin embargo, también es
importante que los fluidos de perforación que han de ser
almacenados en tanques de lastre no contengan material en
macropartículas que pudiera separarse del fluido de perforación por
sedimentación, y cualquier material en macropartículas sólidas de
tamaño clasificado, tal como sulfato de bario, carbonato cálcico,
carbonato de hierro o hematita, ha de mezclarse con el fluido en el
barco de sondeo antes de utilizarlo durante la operación de
perforación.
Otra característica deseable más del fluido de
perforación, adecuado para su almacenaje en tanques de lastre y
utilización en un barco de sondeo, es que el fluido ha de ser
reológicamente estable y permanecer en estado homogéneo mientras
está almacenado. Por ejemplo, el fluido de perforación debe
proporcionar un entorno bioestático que inhiba el crecimiento
bacteriano y la descomposición bacteriana de ciertos componentes
del fluido de perforación. A continuación se ofrecen ejemplos de
fluidos de perforación a base de salmuera adecuados para su
almacenaje en tanques de lastre. Los ejemplos ofrecidos a
continuación son meramente ilustrativos y de ningún modo
limitativos.
| Ingredientes | Por barril |
| 9,7 lb/gal de salmuera saturada de KCl | 1 bbl. |
| N-VIS™* | 1 lb. |
| N-DRIL HT PLUS™** | 4 lb. |
| LIQUI-VIS EP™*** | 0,5 lb. |
| *N-VIS™ es una goma de xantano que proporciona mayores propiedades en suspensión. | |
| **N-DRIL HT PLUS™ es un preparado de amilopectina utilizado como preventivo de la pérdida de fluido. | |
| ***LIQUI-VIS EP™ es una hidroxietilcelulosa líquida. | |
| N-VIS, N-DRIL HT PLUS y LIQUI-VIS EP son marcas registradas de Baroid Drilling Fluids. |
| Características medidas | Medición | |
| Ensayo 1 | Ensayo 2 | |
| Agitación, min | 30 | 30 |
| Temperatura, ºF | 72 | 120 |
| Viscosidad en estado plástico, cP | 14 | 11 |
| Limite elástico, lb/100 ft. | 28 | 20 |
| Gelificación 10 segundos, lb/100ft. | 9 | 7 |
| Gelificación 10 minutos, lb/100 ft. | 12 | 11 |
| PH | 7,6 | |
| Filtrado API, ml | 6,8 | |
| Lecturas del cuadrante Fann 35 | ||
| 600 rpm | 56 | 42 |
| 300 rpm | 42 | 31 |
| 200 rpm | 35 | 26 |
| 100 rpm | 26 | 20 |
| 6 rpm | 10 | 8 |
| 3 rpm | 9 | 7 |
\vskip1.000000\baselineskip
| Ingredientes | Por barril |
| 10,0 lb/gal de salmuera saturada de NaCl | 1 bbl. |
| N-VIS™* | 1 lb. |
| N-DRIL HT PLUS™** | 4 lb. |
| LIQUI-VIS EP™*** | 0,5 lb. |
| *N-VIS™ proporciona mayores propiedades en suspensión. | |
| **N-DRIL HT PLUS™ es un preventivo de la pérdida de fluido. | |
| ***LIQUI-VIS EP™ es una hidroxietilcelulosa líquida. | |
| N-VIS, N-DRIL HT PLUS y LIQUI-VIS EP son marcas registradas de Baroid Drilling Fluids. |
| Características medidas | Medición | |
| Ensayo 1 | Ensayo 2 | |
| Agitación, min | 30 | 30 |
| Temperatura, ºF | 72 | 120 |
| Viscosidad en estado plástico, cP | 18 | 14 |
| Limite elástico, lb/100 ft. | 28 | 22 |
| Gelificación 10 segundos, lb/100 ft. | 9 | 7 |
| Gelificación 10 minutos, lb/100 ft. | 11 | 11 |
| PH | 7,3 | |
| Filtrado API, ml | 6,4 | |
| Lecturas del cuadrante Fann 35 | ||
| 600 rpm | 64 | 50 |
| 300 rpm | 46 | 36 |
| 200 rpm | 38 | 29 |
| 100 rpm | 28 | 23 |
| 6 rpm | 10 | 9 |
| 3 rpm | 9 | 7 |
\vskip1.000000\baselineskip
| Ingredientes | Por barril |
| 10,0 lb/gal de salmuera saturada de CaCl_{2} | 1 bbl. |
| N-VIS™*HB* | 1 lb. |
| N-DRIL HT PLUS™** | 4 lb. |
| LIQUI-VIS EP™*** | 0,5 lb. |
| *N-VIS™ proporciona mayores propiedades en suspensión. | |
| **N-DRIL HT PLUS™ es un preventivo de la pérdida de fluido. | |
| ***LIQUI-VIS EP™ es una hidroxietilcelulosa líquida. | |
| N-VIS, N-DRIL HT PLUS y LIQUI-VIS EP son marcas registradas de Baroid Drilling Fluids. |
| Características medidas | Medición | |
| Ensayo 1 | Ensayo 2 | |
| Agitación, min | 30 | 30 |
| Temperatura, ºF | 72 | 120 |
| Viscosidad en estado plástico, cP | 38 | 27 |
| Limite elástico, lb/100 ft. | 22 | 18 |
| Gelificación 10 segundos, lb/100 ft. | 6 | 6 |
| Gelificación 10 minutos, lb/100 ft. | 9 | 8 |
| PH | 5,8 | |
| Filtrado API, ml | 3,8 | |
| Lecturas del cuadrante Fann 35 | ||
| 600 rpm | 98 | 72 |
| 300 rpm | 60 | 45 |
| 200 rpm | 45 | 34 |
| 100 rpm | 28 | 22 |
| 6 rpm | 7 | 7 |
| 3 rpm | 6 | 6 |
\vskip1.000000\baselineskip
| Ingredientes | Por barril |
| 14,2 lb/gal de salmuera de CaBr_{2} | 1 bbl. |
| N-VIS™*HB* | 1 lb. |
| N-DRIL HT PLUS™** | 4 lb. |
| LIQUI-VIS EP™*** | 0,5 lb. |
| *N-VIS™ HB proporciona mayores propiedades en suspensión. | |
| **N-DRIL HT PLUS™ es un preparado de amilopectina utilizado como preventivo de la pérdida de fluido. | |
| ***LIQUI-VIS EP™ es una hidroxietilcelulosa líquida. | |
| N-VIS, N-DRIL HT PLUS y LIQUI-VIS EP son marcas registradas de Baroid Drilling Fluids. |
| Características medidas | Medición | |
| Ensayo 1 | Ensayo 2 | |
| Agitación, min | 30 | 30 |
| Temperatura, ºF | 72 | 120 |
| Viscosidad en estado plástico, cP | 29 | 23 |
| Limite elástico, lb/100 ft. | 14 | 12 |
| Gelificación 10 segundos, lb/100 ft. | 2 | 2 |
| Gelificación 10 minutos, lb/100 ft. | 4 | 3 |
| PH | 5,2 | |
| Filtrado API, ml | 6,2 | |
| Lecturas del cuadrante Fann 35 | ||
| 600 rpm | 72 | 58 |
| 300 rpm | 43 | 35 |
| 200 rpm | 32 | 25 |
| 100 rpm | 19 | 15 |
| 6 rpm | 4 | 3 |
| 3 rpm | 3 | 2 |
\vskip1.000000\baselineskip
| Ingredientes | Por barril |
| 11,1 lb/gal de salmuera saturada de formato sódico | 1 bbl. |
| N-VIS™* | 1 lb. |
| N-DRIL HT PLUS™** | 4 lb. |
| Hidróxido sódico | 0,1 lb. |
| LIQUI-VIS EP™*** | 0,5 lb. |
| *N-VIS™ proporciona mayores propiedades en suspensión. | |
| **N-DRIL HT PLUS™ es un preventivo de la pérdida de fluido. | |
| ***LIQUI-VIS EP™ es una hidroxietilcelulosa líquida. | |
| N-VIS, N-DRIL HT PLUS y LIQUI-VIS EP son marcas registradas de Baroid Drilling Fluids. |
| Características medidas | Medición | |
| Ensayo 1 | Ensayo 2 | |
| Agitación, min | 30 | 30 |
| Temperatura, ºF | 72 | 120 |
| Viscosidad en estado plástico, cP | 26 | 17 |
| Limite elástico, lb/100 ft. | 28 | 20 |
| Gelificación 10 segundos, lb/100 ft. | 6 | 5 |
| Gelificación 10 minutos, lb/100 ft. | 8 | 7 |
| PH | 10,7 | |
| Filtrado API, ml | 4,6 | |
| Lecturas del cuadrante Fann 35 | ||
| 600 rpm | 80 | 54 |
| 300 rpm | 54 | 37 |
| 200 rpm | 40 | 28 |
| 100 rpm | 25 | 20 |
| 6 rpm | 7 | 6 |
| 3 rpm | 6 | 5 |
\vskip1.000000\baselineskip
| Ingredientes | Por barril |
| 13,1 lb/gal de salmuera saturada de formato potásico | 1 bbl. |
| N-VIS™ HB* | 1 lb. |
| N-DRIL HT PLUS™** | 4 lb. |
| Hidróxido potásico | 0,1 lb. |
| LIQUI-VIS EP™*** | 0,5 lb. |
| *N-VIS™ HB proporciona mayores propiedades en suspensión. | |
| **N-DRIL HT PLUS™ es un preventivo de la pérdida de fluido. | |
| ***LIQUI-VIS EP™ es una hidroxietilcelulosa líquida. | |
| N-VIS, N-DRIL HT PLUS y LIQUI-VIS EP son marcas registradas de Baroid Drilling Fluids. |
| Características medidas | Medición | |
| Ensayo 1 | Ensayo 2 | |
| Agitación, min | 30 | 30 |
| Temperatura, ºF | 72 | 120 |
| Viscosidad en estado plástico, cP | 23 | 17 |
| Limite elástico, lb/100 ft. | 12 | 12 |
| Gelificación 10 segundos, lb/100 ft. | 5 | 3 |
| Gelificación 10 minutos, lb/100 ft. | 7 | 5 |
| PH | 10,6 | |
| Filtrado API, ml | 4,2 | |
| Lecturas del cuadrante Fann 35 | ||
| 600 rpm | 58 | 46 |
| 300 rpm | 35 | 29 |
| 200 rpm | 27 | 21 |
| 100 rpm | 17 | 14 |
| 6 rpm | 6 | 4 |
| 3 rpm | 5 | 3 |
\vskip1.000000\baselineskip
| Ingredientes | Por barril |
| 12,7 lb/gal de salmuera saturada de NaBr | 1 bbl. |
| N-VIS™* | 1 lb. |
| N-DRIL HT PLUS™** | 4 lb. |
| LIQUI-VIS EP™*** | 0,5 lb. |
| *N-VIS™ proporciona mayores propiedades en suspensión. | |
| **N-DRIL HT PLUS™ es un preventivo de la pérdida de fluido. | |
| ***LIQUI-VIS EP™ es una hidroxietilcelulosa líquida. | |
| N-VIS, N-DRIL HT PLUS y LIQUI-VIS EP son marcas registradas de Baroid Drilling Fluids. |
| Características medidas | Medición | |
| Ensayo 1 | Ensayo 2 | |
| Agitación, min | 30 | 30 |
| Temperatura, ºF | 72 | 120 |
| Viscosidad en estado plástico, cP | 18 | 13 |
| Limite elástico, lb/100 ft. | 27 | 21 |
| Gelificación 10 segundos, lb/100 ft. | 6 | 5 |
| Gelificación 10 minutos, lb/100 ft. | 8 | 7 |
| PH | 6,2 | |
| Filtrado API, ml | 3,6 | |
| Lecturas del cuadrante Fann 35 | ||
| 600 rpm | 63 | 47 |
| 300 rpm | 45 | 34 |
| 200 rpm | 36 | 26 |
| 100 rpm | 25 | 19 |
| 6 rpm | 7 | 6 |
| 3 rpm | 6 | 5 |
A la luz de lo descrito anteriormente son
posibles numerosas modificaciones y variaciones en el procedimiento
de almacenamiento, mezcla y uso de fluidos de perforación en un
barco de sondeo y en la composición de la formulación del fluido de
perforación. Por tanto, ha de entenderse que, dentro del alcance de
las reivindicaciones adjuntas, la invención se puede poner en
práctica de manera distinta a la descrita específicamente en los
Ejemplos 1-7.
Claims (10)
1. Procedimiento para perforar sin tubería
ascendente un pozo submarino desde un barco de sondeo flotante que
dispone de tanques de lastre, que comprende:
(a) obtener información geológica acerca del
sitio de perforación y determinar la densidad requerida o la
densidad del fluido de perforación necesaria para mantener la
presión hidrostática deseada dentro del pozo durante la perforación
para controlar los flujos de agua a poca profundidad;
(b) preparar un fluido de perforación tomando
como base la información geológica obtenida acerca del sitio de
perforación, de manera que al menos parte de la densidad del fluido
es proporcionada por sólidos disueltos que comprenden sales
seleccionadas para ajustar la densidad del fluido de
perforación;
(c) bombear al menos 10000 bbls (1590 m^{3})
aproximadamente del fluido de perforación al interior de al menos
un tanque de lastre de dicho barco de sondeo, manteniendo al mismo
tiempo el equilibrio de flotación de dicho barco;
(d) retirar una cantidad del fluido de
perforación del tanque de lastre, al tiempo que se mantiene el
equilibrio de flotación de dicho barco;
(e) mezclar el fluido de perforación con un
material en macropartículas; y
(f) bombear la mezcla de fluido de perforación y
material en macropartículas al interior del pozo a medida que éste
está siendo perforado.
2. Procedimiento según la reivindicación 1, que
comprende además retornar dicho fluido de perforación al fondo del
mar.
3. Procedimiento según la reivindicación 1 o 2,
en donde dichos sólidos disueltos se eligen del grupo consistente en
sales sólidas de sodio, potasio, calcio y zinc y las sales
orgánicas de acetato y formato de sodio, potasio y cesio.
4. Procedimiento según la reivindicación 1, 2 o
3, en donde dicho fluido de perforación comprende además un
material para proporcionar o ajustar la capacidad portadora del
fluido para eliminar detritos del sondeo del pozo presentes en el
trépano.
5. Procedimiento según cualquiera de las
reivindicaciones anteriores, en donde dicho fluido de perforación
comprende además aditivos para el control de la pérdida de
fluido.
6. Procedimiento según cualquiera de las
reivindicaciones anteriores, en donde dicho fluido de perforación
comprende además un compuesto o material para aumentar las
propiedades de suspensión del fluido.
7. Procedimiento según cualquiera de las
reivindicaciones anteriores, en donde dicho fluido de perforación
comprende hidroxietilcelulosa líquida, amilopectina, xantano y
salmuera que comprende dichas sales disueltas.
8. Procedimiento según cualquiera de las
reivindicaciones anteriores, en donde el fluido de perforación
proporciona un entorno bioestático en el tanque de lastre.
9. Procedimiento según cualquiera de las
reivindicaciones anteriores, en donde dicho fluido es
reológicamente estable y permanece en estado homogéneo durante el
almacenamiento en el compartimiento o en cada uno de los
compartimientos de los tanques de lastre.
10. Procedimiento según cualquiera de las
reivindicaciones anteriores, en donde perforación se efectúa en
aguas profundas.
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