ES2281814T3 - Metodo de perforacion. - Google Patents
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Abstract
Método de reducción de disgregación de la formación durante la perforación de un pozo, método que comprende:
Description
Método de perforación.
La presente invención se refiere a la
perforación de pozos a través de una formación subterránea, y más
particularmente a un método para aumentar la resistencia a la
fractura de la pared del pozo durante las operaciones de
perforación.
De manera convencional, la perforación de un
pozo en la tierra mediante técnicas de perforación por rotación,
implica la circulación de un fluido de perforación desde la
superficie de la tierra por una columna perforadora que tiene una
broca de perforación en el extremo más bajo de la misma y a través
de tomas provistas en la broca de perforación al fondo del pozo y
desde allí vuelve a la superficie a través de la corona circular
formada alrededor de la columna perforadora. Comúnmente, se emplean
fluidos de perforación que son o bien con base acuosa o bien de
petróleo. Estos fluidos se tratan para proporcionar propiedades
reológicas deseadas que hacen a los fluidos particularmente útiles
para la perforación de pozos.
Un problema que aparece frecuentemente en la
perforación de un pozo es la pérdida de cantidades inaceptablemente
grandes de fluido de perforación en las formaciones subterráneas
penetradas por el pozo. Este problema se denomina generalmente
"pérdida de circulación," y las formaciones en las que se
pierde el fluido de perforación se denominan frecuentemente
"zonas de pérdida de circulación" o "zonas absorbentes".
Diversas causas pueden ser responsables de la pérdida de
circulación que aparece en la perforación de un pozo. Por ejemplo,
una formación penetrada por el pozo puede presentar una
permeabilidad inusualmente alta o puede contener fracturas o grietas
en la misma. Además, una formación puede simplemente no ser
suficientemente competente para soportar la presión aplicada por el
fluido de perforación y puede disgregarse bajo esta presión y
permitir al fluido de perforación fluir hacia su interior.
Es esta última situación en la que la formación
se disgrega por la presión del fluido de perforación a la que va
dirigida la presente invención. Uno de los factores limitativos al
perforar una parte particular de un pozo es el peso del lodo
(densidad del fluido de perforación) que puede utilizarse. Si se
utiliza un lodo de peso muy elevado, se crean fracturas en la pared
del barreno dando como resultado la pérdida de fluido de
perforación y otros problemas de funcionamiento. Por otra parte, si
se utiliza un lodo de peso demasiado bajo, puede producirse la
invasión de fluidos de la formación, puede producirse el colapso del
barreno debido al apoyo insuficiente de la presión del fluido en el
pozo, y en casos extremos la seguridad puede estar comprometida
debido a la posibilidad de que el pozo reviente. En muchos casos,
los pozos se perforan a través de zonas débiles o susceptibles de
pérdida de circulación antes de alcanzar una zona de yacimiento
potencial, lo que requiere utilizar un lodo de peso bajo y la
instalación de columnas de perforación entubadas secuenciales para
proteger zonas más débiles por encima de una zona de yacimiento
potencial. Si pudiera utilizarse un lodo de peso mayor para
perforar a través de zonas más débiles o agotadas, entonces hay un
potencial para eliminar una o más columnas de perforación entubadas
en el pozo. La eliminación de incluso una columna de perforación
entubada de un pozo proporciona importantes ahorros de tiempo,
material y costes de perforación del pozo. De este modo, hay una
necesidad de un método de perforación de barrenos que utiliza un
peso mayor de lodo del que podría utilizarse normalmente sin
encontrar problemas de disgregación de formaciones.
De manera sorprendente, se ha descubierto ahora
que la disgregación de la formación durante la perforación puede
controlarse perforando el barreno utilizando un lodo de pérdida de
fluido ultrabaja con la presión del lodo de perforación mantenida
por encima de la presión de fractura inicial de la formación en la
que las fracturas que se inducen en la pared del pozo se rellenan
en o cerca de la boca de la misma con un material particulado
sólido que se añade al lodo de perforación y el relleno se sella
mediante la acumulación de aditivos de pérdida de fluido en los
vacíos entre las partículas de relleno y/o la precipitación de
aditivos de pérdida de fluido en las partículas de relleno. La
presencia del relleno fluido impermeable en o cerca de la boca de la
fractura refuerza la región cercana al pozo de la formación
generando una jaula resistente. Después, la perforación del pozo se
continúa con la presión del lodo de perforación mantenida por debajo
de la presión de disgregación de la formación reforzada.
De este modo, según un primer aspecto de la
presente invención se proporciona un método de reducción de
disgregación de formaciones durante la perforación de un pozo
comprendiendo el método:
(a) hacer circular un lodo de perforación en el
pozo que comprende (i) un fluido acuoso o con base de petróleo,
(ii) al menos un aditivo de pérdida de fluido a una concentración
eficaz para conseguir una pérdida de fluido de alta temperatura y
alta presión (high temperature high pressure, HTHP) del lodo de
perforación inferior a 2 ml/30 minutos y (iii) un material
particulado sólido de relleno que tiene un diámetro medio de
partícula de 25 a 2000 micras y una concentración de al menos 0,5
libras por barril (1,43 kg/m^{3});
(b) aumentar la presión en el pozo por encima de
la presión de fractura inicial de la formación de manera que se
inducen fracturas en la formación y se forma un relleno impermeable
básicamente fluido que comprende el material particulado sólido de
relleno y el/los aditivo(s) de pérdida de fluido en o cerca
de la boca de las fracturas reforzando de ese modo la
formación;
(c) después continuar con la perforación del
pozo con la presión en el pozo mantenida por encima de la presión
de fractura inicial de la formación y por debajo de la presión de
disgregación de la formación reforzada.
Para evitar toda duda, la formación reforzada
puede ser una formación permeable o no permeable.
Sin querer restringirse a la teoría, el
mecanismo por el cual el método de la presente invención refuerza
la pared del pozo y por tanto reduce la disgregación de formaciones
consiste en según se induce una fractura deliberadamente en la
pared del pozo, el material particulado sólido entra y rellena la
fractura en o cerca de la boca de la fractura. Los aditivos que se
incluyen convencionalmente en el lodo de perforación para reducir
la pérdida de fluido del lodo de perforación en la formación
posteriormente o bien precipitan en el material particulado sólido
que rellena la fractura o bien llena los vacíos entre el material
particulado sólido estableciendo así una masa de fluido inmóvil
impermeable o relleno en o cerca de la boca de la fractura. En
consecuencia, el fluido del lodo de perforación ya no puede pasar a
la fractura y la presión en el interior de la fractura puede
comenzar a disiparse hasta ser básicamente la misma que la presión
de la formación que la rodea. La tasa de reducción de la presión
dentro de la fractura más allá del relleno dependerá de la
permeabilidad de la roca y otros factores tales como la acción de
soporte del relleno que mantiene el desplazamiento de la roca
provocado por la fractura y la acción de sellado del relleno que
evita la pérdida de fluido del lodo de perforación en la fractura.
El desplazamiento de la roca provocado por la fractura sitúa a la
roca en la región cercana al pozo de la formación (por ejemplo,
dentro de una distancia radial de hasta 5 pies (1,524 metros) desde
la pared del pozo) en un estado de compresión, incrementando de este
modo la "tensión circular" y generando una "jaula
resistente". Si hay una reducción de la presión en la fractura
más allá del relleno, la fractura intentará cerrarse y esto
transmitirá tensión a la masa de fluido inmóvil impermeable o
relleno que, a su vez, conduce a que se transmita tensión de
compresión adicional a la roca en la región cercana al pozo de la
formación. La tensión de compresión aumentada en la región cercana
al pozo de la formación da como resultado que la pared del pozo
tenga una resistencia mayor a una fracturación adicional. El método
de la presente invención permite por tanto que se emplee un lodo de
perforación de mayor densidad al perforar el pozo del que podría
utilizarse en ausencia de refuerzo de la formación. El método
también tiene un efecto beneficioso adicional de reducción de la
pérdida de fluido del lodo de perforación a la formación debido al
sellado de las fracturas con la masa de fluido inmóvil
impermeable.
impermeable.
El método del primer aspecto de la presente
invención difiere de un "taponamiento preventivo de la punta de
la fractura" convencional en que el "taponamiento preventivo de
la punta de la fractura" requiere el uso de un lodo de
perforación de alta pérdida de fluido de modo que el material
particulado se acumula rápidamente en la punta de la fractura
sellando así la fractura y evitando la propagación adicional de la
fractura. Al experto en la técnica le preocuparía que el uso de un
lodo de perforación de pérdida de fluido ultrabaja ralentizaría la
deposición de material particulado en la punta de la fractura.
Además, no se entendía que puede ser preferible rellenar en o cerca
de la boca de la fractura. Por tanto, los lodos de perforación
convencionales empleados en un "taponamiento preventivo de la
punta de la fractura" se designan de modo que el material
particulado penetre fácilmente en la fractura para depositarse en
la punta de la fractura. También, un "taponamiento preventivo de
la punta de la fractura" no crea una "jaula resistente"
eficaz cercana al pozo. Aunque la roca en la punta de la fractura
estaría bajo tensión de compresión aumentada (debida a la
acumulación de material particulado en la punta de la fractura),
ésta no se aplicaría a la roca entre la punta de la fractura y la
boca de la fractura. Finalmente, había un prejuicio contra la
utilización de un lodo de perforación con pérdida de fluido baja
debido a una creencia de que un lodo de perforación con pérdida de
fluido baja ralentizaría la "tasa de penetración" mientras se
perforaba. Era por tanto sorprendente que un lodo de perforación con
pérdida de fluido ultrabaja no redujera significativamente la
"tasa de penetración".
El valor de pérdida de fluido para el lodo de
perforación se determina utilizando una prueba de pérdida de fluido
convencional de alta temperatura y alta presión (HTHP), según las
especificaciones del American Petroleum Institute (API, Instituto
Americano del Petróleo), tal como se describe en "Recommended
Practice Standard Procedure for Field Testing
Oil-Based Drilling Fluids", API Recommended
Practice 13B-2 tercera edición, febrero de 1998,
sección 5.2.1 a 5.2.3 o en Recommended Practice
13B-1 segunda edición, septiembre de 1997, sección
5.3.1 a 5.3.2. La prueba emplea una celda presurizada equipada con
un papel de filtro endurecido convencional como medio de
filtración. El comportamiento de filtración del lodo de perforación
se determina con un diferencial de presión convencional a través
del papel de filtro de 500 psi (3,45 M Pa). Se permite que una torta
de filtración se acumule en el papel de filtro durante 30 minutos y
se registra el volumen de filtrado recogido después de este periodo
de 30 minutos. Debido a que el área de filtración (3,5 pulgadas
cuadradas (2,258 x 10^{-3} m^{2}) de la celda presurizada es la
mitad del área (7 pulgadas cuadradas (4,516 x 10^{-3} m^{2}) de
filtración de una prueba de pérdida de fluido convencional de baja
temperatura y baja presión (low temperature low pressure, LTLP) de
API, el volumen de filtrado después de 30 minutos se dobla para dar
un valor de API de pérdida de fluido corregido. De manera adecuada,
la temperatura a la que se lleva a cabo la prueba de pérdida de
fluido de alta temperatura y alta presión (HTHP) corresponde a la
temperatura en el barreno. Generalmente, la temperatura de prueba
está en el intervalo de 50º a 150ºC.
Por "presión de fractura" se entiende la
presión mínima de fluido en el pozo a la que se crea una fractura
en la pared del pozo. Como sería evidente para el experto en la
técnica, la creación de una "jaula resistente" cerca de un
pozo aumentará la presión de fractura de la formación reforzada.
Consecuentemente, por "presión de fractura inicial" de una
formación se entiende la presión de fractura de la formación antes
de la creación de la "jaula resistente". La presión de
fractura inicial de una formación puede determinarse fácilmente, por
ejemplo, a través de datos históricos.
Por "presión de disgregación de la formación
reforzada" se entiende la presión máxima de fluido que puede
sostenerse dentro del pozo sin crear una fractura en la formación
reforzada y/o sin descomponer el/los relleno(s) que se han
formado en o cerca de la boca de la(s)
fractura(s).
De manera adecuada, la presión en el pozo en la
etapa (c) del método del primer aspecto de la presente invención es
al menos de 50 psi (0,34 M Pa) superior a la presión de fractura
inicial de la formación, preferiblemente, al menos de 300 psi (2,07
M Pa) superior a la presión de fractura inicial de la formación, por
ejemplo de 300 a 1000 psi (de 2,07 M Pa a 6,90 M Pa) superior a la
presión de fractura inicial de la formación, con la condición de
que la presión en el pozo en la etapa (c) esté por debajo de la
presión de disgregación de la formación reforzada.
Como es de sobra conocido para el experto en la
técnica, la presión de la formación normalmente aumenta con el
aumento de la profundidad del pozo. Por tanto es generalmente
necesario aumentar de manera continua la presión del lodo de
perforación durante la operación de perforación, por ejemplo,
aumentando la densidad del lodo de perforación. Surge un problema
cuando la presión aumentada del lodo de perforación excede la
presión de fractura inicial de una formación de perforación previa
o excede la presión de fractura inicial de una formación que
todavía no se ha perforado (denominada a continuación en el presente
documento como "formación débil"). El método del primer
aspecto de la presente invención puede por tanto utilizarse para
reforzar formaciones débiles de este tipo permitiendo así que
aumente la presión del lodo de perforación que se emplea para
completar la operación de perforación por encima de la presión de
fractura inicial de la formación débil. El método del primer
aspecto de la presente invención es particularmente ventajoso cuando
la formación débil es una formación agotada es decir una formación
que tiene una presión de poro disminuida debido a la producción de
hidrocarburos a partir de la misma. Esta disminución en la presión
de poro debilita la formación agotada mientras que las formaciones
de baja permeabilidad vecinas o intercaladas pueden mantener su
presión de poro.
Por tanto, en una realización específica del
primer aspecto de la presente invención se proporciona un método de
reducción de disgregación de formaciones durante la perforación de
un pozo a través de una formación débil con un lodo de perforación
circulante comprendiendo el método:
(a) hacer circular un lodo de perforación en un
pozo que comprende (i) un fluido acuoso o con base de petróleo, y
(ii) al menos un aditivo de pérdida de fluido a una concentración
eficaz para conseguir una pérdida de fluido de alta temperatura y
alta presión (HTHP) del lodo de perforación inferior a 2 ml/30
minutos y (iii) un material particulado sólido de relleno que tiene
un diámetro medio de partícula de 25 a 2000 micras y una
concentración de al menos 0,5 libras por barril (1,43
kg/m^{3});
(b) aumentar la presión del lodo de perforación
por encima de la presión de fractura inicial de la formación débil
de manera que se inducen fracturas en la formación débil y se forma
un puente impermeable básicamente fluido que comprende el material
particulado sólido y el/los aditivo(s) de pérdida de fluido
en o cerca de la boca de las fracturas reforzando de ese modo la
formación débil;
(c) después continuar con la perforación del
pozo con la presión en el pozo mantenida por encima de la presión
de fractura inicial de la formación débil y por debajo de la presión
de disgregación de la formación reforzada.
Se prevé que el pozo pueda perforarse utilizando
un lodo de perforación convencional hasta que la presión en el pozo
se acerque a la presión de fractura inicial de la formación débil.
El lodo de perforación convencional se sustituye entonces por (o se
convierte en) el lodo de perforación empleado en la etapa (a) antes
de aumentar la presión en el pozo por encima de la presión de
fractura inicial de la formación débil. El lodo de perforación
convencional puede convertirse en el lodo de perforación empleado en
la etapa (a) añadiéndole al menos un aditivo (ii) de pérdida de
fluido al lodo hasta que el valor de pérdida de fluido de HTHP del
lodo sea inferior a 2 ml/30 minutos y añadiéndole el material (iii)
particulado sólido de relleno al lodo en una cantidad de al menos
0,5 libras por barril (1,43 kg/m^{3}). De manera adecuada, el
material (iii) particulado sólido de relleno puede añadirse a un
lodo de perforación que comprende componentes (i) y (ii)
inmediatamente antes de aumentar la presión del lodo de perforación
por encima de la presión de fractura inicial de la formación débil.
Por tanto, el lodo de perforación que se utiliza para perforar el
pozo hasta que la presión en el pozo se acerca a la presión de
fractura inicial de la formación débil puede comprender componentes
(i) y (ii) en ausencia del componente (iii).
La formación débil puede descansar en una
sección perforada previamente del pozo y/o en la roca que va a
perforarse. Cuando la formación débil está en la roca que va a
perforarse, es necesario sustituir la totalidad del fluido del pozo
por el lodo de perforación empleado en la etapa (a). Por tanto, la
formación débil se refuerza a medida que se perfora el pozo. Cuando
la formación débil descansa en una sección del pozo perforada
previamente, sólo es necesario sustituir el fluido del pozo en la
proximidad de la formación débil. Así, un lodo de perforación que
tiene una alta concentración del material particulado sólido puede
introducirse en el pozo como una "píldora" y puede hacerse
circular a la formación débil en la que la composición de lodo de
perforación concentrada se inyecta en la formación débil a una
presión por encima de la presión de fractura inicial de la formación
débil de modo que el material particulado de relleno rellena las
fracturas que se inducen en la pared del pozo en o cerca de la boca
de la misma. Normalmente, la píldora se inyecta en la formación
débil sellando la corona circular entre una columna de perforación
y la pared del pozo, levantando la columna de perforación hasta que
descansa inmediatamente por debajo de la formación débil, y
bombeando la píldora al pozo a través de la columna de perforación
hasta que la presión en la proximidad de la formación débil es mayor
que la presión de fractura inicial. De manera general, el pozo se
confina entonces durante un periodo de hasta 0,5 horas. Después de
reforzar la formación débil, puede continuarse con la perforación
del pozo utilizando un lodo de perforación convencional con la
condición de que la presión en el pozo en la proximidad de la
formación reforzada se mantenga por debajo de la presión de
disgregación de la formación reforzada. De manera adecuada, la
concentración del material de relleno en la píldora debe ser de al
menos 50 libras por barril (143 kg/m^{3}) preferiblemente de al
menos 80 libras por barril (228,8 kg/m^{3}). Se prevé también que
la "píldora" pueda emplearse como un fluido de completación y
puede bombearse al pozo por adelantado de un cemento cuando se
entuba un pozo.
En otro aspecto de la presente invención se
proporciona una composición de lodo de perforación que comprende
(a) un fluido acuoso o con base de petróleo, (b) al menos un aditivo
de pérdida de fluido a una concentración eficaz para conseguir una
pérdida de fluido de alta temperatura y alta presión (HTHP) del lodo
de perforación inferior a 2 ml/30 minutos y (c) un material
particulado sólido de relleno que tiene un diámetro medio de
partícula de 25 a 2000 micras y una concentración de al menos 0,5
libras por barril (1,43 kg/m^{3});
De manera adecuada, el peso específico del lodo
de perforación está en el intervalo de 0,9 a 2,5, preferiblemente
en del intervalo de 1,0 a 2,0.
De manera adecuada, el material particulado
sólido de relleno que se incluye en el lodo de perforación para
rellenar las fracturas (a continuación en el presente documento
"material de relleno") comprende al menos un sólido
particulado básicamente resistente al aplastamiento de modo que los
apoyos del material de relleno abren las fracturas (grietas y
fisuras) que se inducen en la pared de un pozo. Por "resistente al
aplastamiento" se entiende que el material de relleno es
físicamente lo suficientemente resistente para aguantar las
tensiones de cierre ejercidas en el relleno de la fractura. Los
materiales de relleno preferidos para añadir al lodo de perforación
incluyen grafito, carbonato de calcio (preferiblemente mármol),
dolomita (MgCO_{3}. CaCO_{3}), celulosas, micas, materiales de
consolidación tales como arenas o partículas cerámicas y
combinaciones de las mismas. Estos materiales son muy inertes y
aceptables desde un punto de vista medioambiental. También se prevé
que una parte del material de relleno pueda comprender detritos de
perforación que tengan el diámetro medio de partícula deseado en el
intervalo de 25 a 2000 micras.
La concentración del material de relleno puede
variar con el lodo de perforación utilizado y las condiciones de
uso. La concentración debe ser al menos lo suficientemente grande
para que el material de relleno rellene rápidamente las fracturas
(es decir grietas y fisuras) que se inducen en la pared del pozo
pero que no debe ser tan alta como para hacer la circulación del
lodo de perforación poco práctica. De manera adecuada, el material
de relleno debe rellenar las fracturas que se inducen en la pared
del pozo en el plazo de menos de 10 segundos, preferiblemente menos
de 5 segundos desde que se abre la fractura para que la fractura
siga siendo corta. De este modo, el sellado rápido de la fractura
mitiga el riesgo de que la fractura se propague. De manera
adecuada, la concentración de material de relleno en el lodo de
perforación es de al menos 5 libras por barril (14,3 kg/m^{3}),
preferiblemente de al menos 10 libras (28,6 kg/m^{3}) por barril,
más preferiblemente de al menos 15 libras (42,9 kg/m^{3}) por
barril, por ejemplo, al menos 30 libras por barril (85,8
kg/m^{3}). Sin embargo, tal como se ha explicado anteriormente al
menos 50 libras por barril (143 kg/m^{3}), preferiblemente al
menos 80 libras por barril (228,8 kg/m^{3}).
De manera adecuada, el material de relleno se
dimensiona para no introducirse en los poros de cualquier roca
permeable a través de la cual se está perforando el pozo.
Preferiblemente, el material de relleno tiene un diámetro medio de
partícula en el intervalo de 50 a 1500 micras, más preferiblemente
de 250 a 1000 micras. El material de relleno puede comprender
partículas básicamente esféricas. Sin embargo, se prevé también que
el material de relleno pueda comprender básicamente partículas
esféricas. Sin embargo, se prevé también que el material de relleno
pueda comprender partículas alargadas, por ejemplo, bastoncillos o
fibras. Cuando el material de relleno comprende partículas
alargadas, la longitud media de las partículas alargadas debe ser
tal que las partículas alargadas puedan rellenar las fracturas
inducidas en o cerca de la boca de las mismas. Normalmente, las
partículas alargadas tendrán una longitud media en el intervalo de
25 a 2000 micras, preferiblemente de 50 a 1500 micras, más
preferiblemente de 250 a 1000 micras.
El material de relleno se dimensiona para formar
fácilmente un relleno en o cerca de la boca de las fracturas
inducidas. Normalmente, las fracturas que se inducen en la pared del
pozo tienen una anchura de fractura en la boca en el intervalo de
0,1 a 5 mm. La anchura de fractura es dependiente, entre otros
factores, de la resistencia (rigidez) de la roca de formación y la
extensión a la que aumenta la presión en el pozo por encima de la
presión de fractura inicial de la formación durante la etapa (b) de
inducción de la fractura del método de la presente invención (en
otras palabras, la anchura de fractura depende de la diferencia de
presión entre el lodo de perforación y la presión de fractura
inicial de la formación durante la etapa de inducción de la
fractura). Se prefiere que al menos una parte del material de
relleno, preferiblemente una parte principal del material de
relleno, tenga un diámetro de partícula que se aproxime a la anchura
de la boca de la fractura. Preferiblemente, el material de relleno
tiene una distribución de tamaños de partícula amplia
(polidispersa).
Es necesario mantener el material de relleno en
suspensión en el lodo de perforación. Generalmente, un lodo de
perforación se recircula al pozo después de la eliminación de
básicamente todos los detritos de perforación. Los detritos de
perforación pueden eliminarse utilizando tamices tal como sería de
sobra conocido por el experto en la técnica. Normalmente el lodo de
perforación se filtra utilizando un tamiz de tamaño de 200 de malla
(serie de tamices estadounidense) que retiene partículas con un
tamaño superior a 74 micras. Sin embargo, en el método de la
presente invención, es necesario filtrar el lodo utilizando un tamiz
más grueso con el fin de evitar la separación de cantidades
sustanciales de material de relleno del lodo. De manera adecuada,
el lodo de perforación se filtra utilizando un tamiz de 35 de malla
(serie de tamices estadounidense) que retiene partículas con un
tamaño superior a 500 micras. Sin embargo, si la reología del lodo
se deteriora por la acumulación de detritos de perforación finos en
el lodo, puede ser necesario emplear tamices de malla más fina
durante un periodo corto de tiempo. También se prevé que puedan
emplearse métodos de separación que permiten retener los sólidos de
relleno pero separar una parte principal de los detritos,
preferiblemente de manera básica todos los detritos, del lodo de
perforación. En particular, los detritos pueden separarse del lodo
de perforación basándose en las diferencias en las densidades de los
detritos y de las partículas de relleno, por ejemplo, utilizando
centrífugas o hidrociclones. Con el fin de mantener la concentración
del material de relleno en el valor deseado en el lodo de
perforación y/o mantener el valor de pérdida de fluido del lodo de
perforación en menos de 2 ml/30 minutos, puede ser necesario
introducir material de relleno nuevo y/o aditivos de pérdida de
fluido nuevos respectivamente en el lodo de perforación circulante.
De manera alternativa, o además, el lodo de perforación nuevo puede
añadirse de manera continua o intermitente al lodo de perforación
que se está haciendo circular en el pozo.
El lodo de perforación tiene un valor de pérdida
de fluido de HTHP inferior a 2 ml/30 minutos, preferiblemente
inferior a 1 ml/30 minutos, más preferiblemente inferior a 0,5 ml/30
minutos, por ejemplo de 0,1 a 0,3 ml/30 minutos. Tal como sería de
sobra conocido por un experto en la técnica, tales valores de
pérdida de fluido ultra bajos pueden conseguirse incorporando al
menos un aditivo de pérdida de fluido al lodo de perforación. Sin
querer restringirse a la teoría, se cree que el/los
aditivo(s) de pérdida de fluido se acumularán en el material
particulado sólido que rellena las fracturas en o cerca de la boca
de la misma formando una masa de fluido inmóvil impermeable. Cuando
el material particulado sólido de relleno es poroso, los aditivos de
pérdida de fluido pueden también introducirse en los poros del
material de relleno para sellar los poros.
Los aditivos de pérdida de fluido que pueden
incorporarse al lodo de perforación de la presente invención
incluyen polímeros de origen orgánico o sintético. Polímeros
adecuados incluyen almidón o almidones modificados químicamente;
derivados de la celulosa tales como carboximetilcelulosa y celulosa
polianiónica (PAC); goma guar y goma xantana; homopolímeros y
copolímeros de monómeros seleccionados del grupo que consiste en
ácido acrílico, acrilamida, ácido
acrilamido-2-metilpropanosulfónico
(AMPS), ácido estirenosulfónico, N-vinilacetamida,
N-vinilpirrolidona, y
N,N-dimetilacrilamida en los que el copolímero tiene
un peso molecular promedio en número de desde 100.000 hasta
1.000.000, y preferiblemente de 200.000 a 500.000; asfaltos (por
ejemplo, asfaltos sulfonatados); gilsonita; lignita y su derivado,
ácido húmico; lignina y sus derivados tales como sulfonato de
lignina o sulfonatos de lignina poliméricos condensados; y
combinaciones de los mismos. Estos aditivos poliméricos son
particularmente adecuados para su uso en lodos de perforación con
base de petróleo. Como alternativa o, además, de emplear aditivos
poliméricos de este tipo, la pérdida de fluido del lodo de
perforación de la presente invención puede reducirse añadiendo
partículas finamente dispersas tales como arcillas (por ejemplo,
illita, caolinita, bentonita, o sepiolita) al lodo de perforación.
De manera adecuada, las partículas finamente dispersas tienen un
tamaño medio de partícula inferior a 10 micras, preferiblemente,
inferior a 5 micras, por ejemplo, aproximadamente 1 micra.
Preferiblemente, el lodo de perforación contiene un intervalo de
tamaños de partícula uniforme/continuo que oscila de desde
aproximadamente 1 micra para los aditivos de pérdida de fluido
particulados finamente dispersos hasta un diámetro medio de
partícula del material de relleno de hasta 2000 micras es decir
tiene una distribución de tamaños de partícula amplia
(polidispersa).
(polidispersa).
Se prevé que un lodo de perforación con base de
petróleo pueda contener una cantidad significativa de una fase de
agua discontinua dispersa en una fase de petróleo por medio de al
menos un emulsionante (una emulsión de agua en petróleo). El valor
de pérdida de fluido de lodos de perforación de este tipo puede
variar dependiendo en la razón de petróleo con respecto a agua y la
naturaleza del/de los emulsionante(s) empleados para formar
la emulsión de agua en petróleo (y por tanto en el tamaño de las
gotitas de agua dispersas). Preferiblemente, el contenido de agua
del lodo de perforación está en el intervalo de 80:20 a 50:50, más
preferiblemente de 70:30 a 55:45. Emulsionantes preferidos incluyen
imidazolinas, ácidos grasos y combinaciones de los mismos.
Lodos de perforación con base de petróleo con
pérdida de fluido ultrabaja particularmente preferidos se describen
en el documento SPE 77446, "Towards Zero Fluid Loss Oil Base
Muds", M. Aston, P. Mihalik, J Tunbridge y S Clarke, publicado
en 2002.
La eficacia del método de la presente invención
se ha demostrado tanto en laboratorio como en condiciones de campo
tal como se muestra en los siguientes ejemplos.
\vskip1.000000\baselineskip
Se evaluaron formulaciones de lodos con base de
petróleo en el laboratorio inyectando diferentes lodos de
perforación en una fractura modelo (tal como se describe en el
documento SPE/IADC 87130, "Drilling Fluids for Wellbore
Strengthening", 2-4 March 2004, M S Aston et
al). Se formó la fractura modelo a partir de dos trozos de roca
con forma rectangular (arenisca "Ohio" con permeabilidad de 0,3
miliDarcy). Cada trozo de roca tenía aproximadamente dimensiones de
5 cm de anchura x 20 cm de longitud x 1 cm de profundidad. Se
intercalaron entre sí los dos trozos de roca para crear una
fractura con una apertura de boca de 1 mm con la apertura de la
fractura ahusándose hasta 0,5 mm en el extremo lejano de la misma
(punta de la fractura). Se proporcionó una válvula a la salida de
la punta de la fractura de manera que la punta de la fractura
pudiera abrirse y cerrarse. Se colocó la intercalación de roca en
un soporte fabricado para este fin que se soportaba en un bastidor
de carga dentro de una celda de prueba. Se mantuvo la anchura de la
fractura constante utilizando espaciadores fijos. Se midió la
presión del fluido dentro de la fractura justo dentro de la boca de
la fractura utilizando un transductor de presión. Inicialmente, se
llenaron la fractura y los espacios porosos de la roca con un
fluido claro (agua) y se calentó el sistema hasta una temperatura de
60ºC. Se aplicó una presión de aproximadamente 100 psi (0,69 M Pa)
para comprimir todo el aire del sistema. Se inyectó el lodo de
perforación a una presión de 400 psi (2,76 M Pa) en la boca de la
fractura con la punta de la fractura abierta (para aportar una
presión diferencial a través de la fractura de 300 psi (2,07 M Pa)).
Tras 3 minutos, se cerró la salida de la punta de la fractura
utilizando la válvula para que la presión pudiera aumentar dentro de
la fractura (n.b. la fuerza de accionamiento inicial para la
formación de relleno en la boca de la fractura era la fuga de
fluido a través de la punta de la fractura). Se aumentó entonces la
presión de inyección gradualmente hasta 2000 psi (13,79 M Pa). Una
presión baja medida en el transductor de presión indicó un sellado
eficaz en la boca de la fractura.
Los resultados mostrados en la tabla 1 a
continuación comparan las presiones medidas justo dentro de la boca
de la fractura para lodos de perforación diferentes empleados en el
procedimiento de prueba anterior. La presión justo dentro de la
boca de la fractura se midió después de alcanzar un valor estable en
cada inyección de presión.
\vskip1.000000\baselineskip
\newpage
El lodo 2 forma un sellado más eficaz que el
lodo 1 (comparativo). Esto se consiguió reduciendo la pérdida de
fluido de HTHP de API del sistema de lodo desde 3 ml/30 minutos
hasta 0,3 ml/30 minutos. El lodo 3 consiguió un sellado total en la
boca de la fractura utilizando una mezcla mejorada de material
particulado de relleno en un lodo que tiene una pérdida de fluido
de HTHP de API de 0,1 ml/30 minutos.
La formulación para el lodo base empleado en los
ensayos anteriores fue la siguiente:
| Aceite mineral: | 0,517 barriles (0,0822 m^{3}) | |
| Versamul™ (emulsionante, de MI) | 4,7 libras/barril (13,4 kg/m^{3}) | |
| Versawet ™ (agente humectante, de MI) | 7 libras/barril (20,0 kg/m^{3}) | |
| Geltone™ (organoarcilla, de Halliburton) | 6 libras/barril (17,2 kg/m^{3}) | |
| Cal viva | 5,25 libras/barril (15,0 kg/m^{3}) | |
| Cloruro de calcio | 17,6 libras/barril (50,4 kg/m^{3}) | |
| Agua | 0,346 libras/barril (1,0 kg/m^{3}) | |
| Barita (sulfato de bario) | 50 libras/barril (143 kg/m^{3}) | |
| Arcilla Hymod Prima (sólidos de perforación simulados) | 4,5 libras/barril (12,9 kg/m^{3}) |
\vskip1.000000\baselineskip
El lodo 1 es el lodo base que contiene los
siguientes materiales particulados de relleno (mezcla A):
| Baracarb™ 150: | 46 libras/barril (131,6 kg/m^{3}) | |
| Baracarb™ 600: | 9,3 libras/barril (26,6 kg/m^{3}) |
\vskip1.000000\baselineskip
El lodo 2 es como el lodo 1 con la adición de 5
libras/barril de Pliolite® DF-01 (aditivo de control
de pérdida de fluido suministrado por Goodyear)
El lodo 3 es el lodo base que contiene 5
libras/barril (143 kg/m^{3}) de Pliolite® DF-01 y
los siguientes materiales particulados de relleno (mezcla B):
| Baracarb™ 150: | 18 libras/barril (51,5 kg/m^{3}) | |
| Baracarb™ 600: | 18 libras/barril (51,5 kg/m^{3}) | |
| Steelseal™: | 15 libras/barril (42,9 kg/m^{3}) |
\vskip1.000000\baselineskip
Baracarb™ 150, Baracarb™ 600 y Steelseal™ se
obtuvieron de Halliburton. Baracarb™ 150, Baracarb™ 600 son
carbonatos de calcio con un diámetro medio de partícula de 150
micras y 600 micras, respectivamente. Steelseal™ es un carbono
grafítico disponible de Halliburton, con un intervalo medio de
tamaño de aproximadamente 400 micras.
Se realizó un ensayo de campo en tierra firme en
la cuenca de Arkoma, Estados Unidos, para determinar si el método
de la presente invención podía aumentar la resistencia a la fractura
en una formación de esquisto. El pozo era un pozo vertical que
tenía una entubación de 9 5/8" (24,5 cm). Se llevó a cabo un
ensayo de fuga extendida (tratamiento de inyección de píldora) en
10 pies (3,048 metros) de formación de esquisto expuesta (orificio
abierto) justo por debajo de la zapata de la entubación de 9 5/8"
(24,5 cm). En este ensayo, se utilizaron procedimientos de
"fuga" convencionales mediante los cuales la corona circular se
cerró mientras se bombeaba lodo en el pozo. Inicialmente, estaba
presente en el pozo un lodo convencional con base de diésel y este
lodo se bombeó en el pozo a una velocidad de 0,25 barriles/minuto
(0,04 m^{3}/minuto) hasta que tuvo lugar la disgregación de la
formación de esquisto expuesta.
La figura 1 ilustra la curva de presión de fuga
extendida para el lodo convencional con base de diésel (curva 1).
La formación de esquisto se fracturó a aproximadamente 1200 psi
(8,27 MPa), momento en el que se detuvo el bombeo del lodo de
perforación convencional con base de diésel para minimizar el
crecimiento de fracturas. La presión se estabilizó en 800 psi (5,52
MPa), que es la presión de propagación de las fracturas determinada
por el estado de tensión de campo lejano. La presión en exceso en el
pozo se purgó (de nuevo hasta la presión hidrostática) de modo que
las fracturas se cerraran y se repitió a continuación el
procedimiento de fuga bombeando una píldora de un lodo según la
presente invención (a continuación en el presente documento "lodo
de diseño") al pozo también a una velocidad de 0,25
barriles/minuto (0,04 m^{3}/minuto). La figura 1 ilustra
adicionalmente la curva de fuga extendida para el lodo de diseño
(curva 2). Las fracturas inducidas en la pared del orificio abierto
del pozo se rellenan y sellan mediante las partículas de relleno y
los aditivos de pérdida de fluido del lodo de diseño y la presión
de disgregación de la formación reforzada asciende hasta más de 2000
psi (13,79 MPa) antes de que el sellado se disgregue. Esto
constituye un aumento de la presión de disgregación de
aproximadamente 850 psi (5,86 MPa) comparado con el estado original
de la formación de esquisto, equivalente a 5,4 libras por galón
(lpg) (647 kg/m^{3}) de peso de lodo.
El valor de pérdida de fluido de HTHP de API
para el lodo de diseño empleado en el ensayo de campo fue de 0,45
ml a una temperatura de 115ºF (46ºC) (temperatura en el fondo del
orificio), mientras que el lodo convencional con base de diésel
tenía una pérdida de fluido de HTHP de API de 10 ml a una
temperatura de 250ºF (121ºC). El lodo de diseño se fabricó
añadiendo sólidos de relleno de carbonato de calcio, sólidos de
relleno de material grafítico y aditivos de pérdida de fluido al
lodo convencional con base de diésel según la presente invención.
Los sólidos de relleno oscilaban en tamaño de 10 a 800 micras y se
añadieron en una cantidad de 80 libras por barril (228,8
kg/m^{3}). El lodo original con base de diésel tenía un peso de
lodo de 9,0 lpg (1078 kg/m^{3}) y carecía de sólidos de relleno
añadidos.
Claims (18)
1. Método de reducción de disgregación de la
formación durante la perforación de un pozo, método que
comprende:
(a) hacer circular un lodo de perforación en el
pozo que comprende (i) un fluido acuoso o con base de petróleo,
(ii) al menos un aditivo de pérdida de fluido a una concentración
eficaz para conseguir una pérdida de fluido de alta temperatura y
alta presión (HTHP) del lodo de perforación inferior a 2 ml/30
minutos, en el que la pérdida de fluido de HTHP se determina
utilizando un ensayo de HTHP según las especificaciones del American
Petroleum Institute (API), tal como se describe en API Recommended
Practice 13B-2 tercera edición, febrero de 1998,
sección 5.2.1 a 5.2.3 o en Recommended Practice
13B-1 segunda edición, septiembre de 1997, sección
5.3.1 a 5.3.2, y (iii) un material particulado sólido de relleno que
tiene un diámetro medio de partícula de 25 a 2000 micras y una
concentración de al menos 0,5 libras por barril (1,43
kg/m^{3});
(b) aumentar la presión en el pozo por encima de
la presión de fractura inicial de la formación de manera que se
inducen fracturas en la formación y se forma un relleno impermeable
básicamente fluido que comprende el material particulado sólido de
relleno y el/los aditivo(s) de pérdida de fluido en o cerca
de la boca de las fracturas reforzando de ese modo la
formación;
(c) después continuar con la perforación del
pozo con la presión en el pozo mantenida por encima de la presión
de fractura inicial de la formación y por debajo de la presión de
disgregación de la formación reforzada.
2. Método según la reivindicación 1, en el que
la presión en el pozo en la etapa (c) se mantiene al menos en 300
psi (2,07 MPa) por encima de la presión de fractura inicial de la
formación y por debajo de la presión de disgregación de la
formación reforzada.
3. Método según las reivindicaciones 1 o 2, en
el que el material particulado sólido de relleno se añade a un lodo
de perforación circulante que tiene un valor de pérdida de fluido de
HTHP inferior a 2 ml/30 minutos antes de aumentar la presión en el
pozo por encima de la presión de fractura inicial de la
formación.
4. Método según una cualquiera de las
reivindicaciones anteriores, en el que la formación reforzada es una
formación agotada.
5. Método según una cualquiera de las
reivindicaciones 1 a 3, en el que la formación reforzada es una
formación débil en una sección del pozo perforada previamente.
6. Método según una cualquiera de las
reivindicaciones anteriores, en el que el lodo de perforación tiene
un valor de pérdida de fluido de HTHP inferior a 1 ml/30 minutos,
preferiblemente inferior a 0,5 ml/30 minutos.
7. Método según una cualquiera de las
reivindicaciones anteriores, en el que la concentración del material
particulado sólido de relleno en el lodo de perforación circulante
es de al menos 10 libras por barril (26,6 kg/m^{3}),
preferiblemente al menos 15 libras por barril (42,9
kg/m^{3}).
8. Método según una cualquiera de las
reivindicaciones anteriores, en el que el lodo de perforación se
recircula al pozo después de separar del mismo el material que
tiene un tamaño superior 500 micras utilizando un tamiz de 35 de
malla (serie de tamices estadounidense).
9. Método según la reivindicación 8, en el que
se añade nuevo material particulado sólido de relleno al lodo de
perforación antes de recircular el lodo de perforación al pozo.
10. Método según una cualquiera de las
reivindicaciones 1 a 7, en el que se recircula el lodo de
perforación al pozo después de separar los detritos de perforación
de los lodos de perforación utilizando una centrífuga o un
hidrociclón.
11. Método según las reivindicaciones 5 o 6, en
el que una píldora del lodo de perforación que tiene una
concentración de material particulado sólido de relleno de al menos
50 libras por barril (143 kg/m^{3}) se hace circular hasta la
formación débil y se inyecta en la formación débil con la presión en
el pozo en las proximidades de la formación débil mantenida por
encima de la presión de fractura inicial de la formación débil.
12. Composición de lodo de perforación que
comprende (a) un fluido acuoso o con base de petróleo; (b) al menos
un aditivo de pérdida de fluido a una concentración eficaz para
conseguir una pérdida de fluido de alta temperatura y alta presión
(HTHP) del lodo de perforación inferior a 2 ml/30 minutos, en la que
la pérdida de fluido de HTHP se determina utilizando un ensayo de
HTHP según las especificaciones del American Petroleum Institute
(API), tal como se describe en API Recommended Practice
13B-2 tercera edición, febrero de 1998, sección
5.2.1 a 5.2.3 o en Recommended Practice 13B-1
segunda edición, septiembre de 1997, sección 5.3.1 a 5.3.2, y (c)
un material particulado sólido de relleno que tiene un diámetro
medio de partícula en el intervalo de 50 a 1500 micras y una
concentración de al menos 0,5 libras por barril (1,43
kg/m^{3});
\newpage
13. Composición de lodo de perforación según la
reivindicación 12, que tiene un peso específico en el intervalo de
0,9 a 2,5.
14. Composición de lodo de perforación según las
reivindicaciones 12 o 13, en la que el material particulado sólido
de relleno comprende al menos un sólido particulado básicamente
resistente al aplastamiento seleccionado del grupo que consiste en
grafito, carbonato de calcio (preferiblemente mármol), dolomita,
celulosas, micas, arena y partículas cerámicas.
15. Composición de lodo de perforación según una
cualquiera de las reivindicaciones 12 a 14, en la que la
concentración del material particulado sólido de relleno es de al
menos 10 libras por barril (28,6 kg/m^{3}), preferiblemente de al
menos 15 libras por barril (42,9 kg/m^{3}).
16. Composición de lodo de perforación según una
cualquiera de las reivindicaciones 12 a 15, en la que el material
particulado sólido de relleno tiene un diámetro medio de partícula
en el intervalo de 250 a 1000 micras.
17. Composición de lodo de perforación según una
cualquiera de las reivindicaciones 12 a 16, que tiene un valor de
pérdida de fluido de HTHP inferior a 1 ml/30 minutos,
preferiblemente inferior a 0,5/30 minutos.
18. Composición de lodo de perforación según una
cualquiera de las reivindicaciones 12 a 17, en la que el/los
aditivo(s) de pérdida de fluido se selecciona de polímeros
orgánicos de origen sintético o natural y arcillas finamente
dispersas.
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