ITMI992473A1 - Fluidi di perforazione non-danneggianti - Google Patents
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Description
"FLUIDI DI PERFORAZIONE NON-DANNEGGIANTI "
DESCRIZIONE
La presente invenzione riguarda fluidi di perforazione non-danneggianti, essenzialmente esenti da solidi, i cui costituenti principali sono (a) un biopolimero di tipo polisaccaride, (b) un riduttore di filtrato essenzialmente costituito da amido, e suoi derivati, additivato con microfibre di cellulosa .
Lo sfruttamento di zone produttive complesse, fratturate e/o depletate, e l'applicazione di nuove tecniche di perforazione quali la perforazione in open-hole, slim-hole etc., richiede lo sviluppo di nuovi fluidi di perforazione (Drill-In -Fluid) che non danneggino i reservoir per non ridurre la capacità produttiva dei pozzi. A questo scopo è necessario evitare che gli additivi polimerici e le eventuali particelle contenute nel fluido e quelle che si producono per effetto della perforazione penetrino nella formazione ed occludano in modo irreversibile i pori della roccia compromettendo la capacità erogativa del pozzo. I Drill-In-Fluid impediscono il danneggiamento del reservoir attraverso la formazione sulla sua superficie di un pannello protettivo (filter cake) sottile, impermeabile e facilmente rimovibile con la messa in produzione del pozzo o mediante l'azione di enzimi o di acidi.
Nel corso degli anni sono state studiate varie formulazioni capaci' di dar luogo ad un pannello protettivo ben aderente alle pareti del pozzo e sufficientemente sottile da evitare problemi operativi, come ad esempio la "presa di batteria". Inoltre il pannello protettivo deve avere una permeabilità talmente ridotta da minimizzare la perdita di fluido dovuta alla filtrazione del fluido di perforazione attraverso la formazione rocciosa.
La letteratura brevettuale descrive molte formulazioni capaci di risolvere i problemi soprariportati.'
Ad esempio EP-A-691.454 descrive fluidi di perforazione a base acqua, i cui principali componenti sono un biopolimero non-ionico di tipo polisaccaride, un amido polimerizzato e calcio carbonato avente una particolare distribuzione granulometrica .
La composizione riportata da EP-A-691,454 presenta tuttavia lo svantaggio che il carbonato di calcio ritorna in superficie assieme ai detriti, con ciò richiedendo una nuova aggiunta del carbonato stesso al fluido che viene ricircolato. Inoltre il pannello formato dal calcio carbonato è troppo spesso .
E'stata ora trovata una composizione di fluido di perforazione che supera gli inconvenienti soprariportati .
In accordo con ciò, la presente invenzione riguarda un fluido di perforazione a base acqua comprendente :
(a) acqua,
(b) almeno un biopolimero di tipo polisaccaride, (c) almeno un riduttore di filtrato scelto tra (cl) amidi a diverso grado di reticolazione additivati con (c2) microfibre di cellulosa,
(d) opzionalmente un tensioattivo polimerico idrosolubile avente un HLB tra 10 e 16, preferibilmente da 11 a 14.
Nella forma di attuazione preferita, il biopolimero (b) è presente nel fluido di perforazione in concentrazione da 2 a 10 grammi / litro preferibilmente da 4 a 7 grammi litro; l'amido reticolato (cl) in concentrazione da 10 a 30 grammi / litro, preferibilmente da 12 a 20 grammi /litro; le microfibre di cellulosa in quantità da 10 a 30 grammi / litro, preferibilmente da 12 a 20 grammi /litro.
I biopolimeri di tipo polisaccaride (b) sono polimeri idrosolubili prodotti da batteri o funghi. Essi hanno la funzione di aumentare la viscosità del fluido allo scopo di mantenere sospesi i riduttori di filtrato ed eventuali solidi sia durante il periodo di perforazione che durante eventuali fermate della circolazione del fluido . Essi possono essere di tipo sia ionico che non-ionico. Esempi di biopolimeri nonionici sono lo scleroglucano e il welano. Un prodotto commerciale appartenente a questa classe è 1' Actigum,R1 CS 6, prodotto dalla SKW Trostberg, descritto come un omopolisaccaride ramificato prodotto da un fungo tipo Sclerotium mediante un processo di fermentazione aerobica. La catena principale dello scleroglucano consiste in residui tipo β-D-glucopiranosile con legami (1-3) mentre le ramificazioni consistono di residui D-glucopiranosile con legami β (1-6) ogni tre gruppi glucosidici.
Un altro biopolimero non-ionico è il welano prodotto dalla specie Alcaligenes. Trattasi di un eteropolisaccaride simile allo scleroglucano ma con residui tipo a - L - ramnopiranosile o a -L -mannopiranosile .
Altro esempio di biopolimero (b) è lo xanthan gum. Trattasi di un eteropolisaccaride ramificato anionico prodotto dal batterio Xanthomonas campestris, caratterizzato da una catena principale costituita da residui D-glucopiranosidici con catene laterali costituite da gruppi piruvato ed acetato.
Un altro componente principale della composizione di questa invenzione è il riduttore di filtrato (c), scelto tra gli amidi e i suoi derivati (cl). I suddetti amidi sono reticolati mediante reagenti difunzionali tipo fosfati o epicloridrina, e pertanto sono insolubili in acqua. Tuttavia gli amidi sono compatibili con i biopolimeri (b) ed hanno lo scopo di formare un pannello omogeneo ed impermeabile sulla superficie della roccia. Un esempio nonlimitante di amido reticolato commercialmente disponibile è quello prodotto da Chemstar®.
Un altro componente del riduttore di filtrato è costituito dalle fibre di cellulosa colloidale reticolate (c2), prodotte da microrganismi, tipo Acetobacter, in condizioni aerobiche. Trattasi di prodotti insolubili in acqua ad elevata area superficiale con un comportamento in fase acquosa del tutto insensibile alle alte temperature, pH, salinità e shear. La preparazione di queste microfibre di cellulosa è nota e descritta in vari documenti brevettuali, ad esempio US-A-5,079,162 e US-A-5,144,021. In combinazione con amido e biopolimero, le fibre cellulosiche consentono la formazione di un pannello a bassissima permeabilità e facilmente rimovibile per semplice messa in produzione del pozzo .
Un componente opzionale della composizione della presente invenzione (d) è un tensioattivo polimerico idrosolubile avente un HLB tra 10 e 16, preferibilmente da 11 a 14. Un esempio non limitante di tensioattivo non-ionico commercialmente disponibile è costituito dagli alchilpoliglucosidi.
Come noto ai tecnici del ramo, la composizione della presente invenzione può contenere altri additivi, quali biocidi, lubrificanti, inibitori di argille, regolatori di pH.
Inoltre la densità del fluido di perforazione può essere aumentata mediante l'aggiunta di soluzioni sature di cloruro di sodio, di potassio, di calcio, o formiati di sodio, di potassio o cesio.
Il fluido di perforazione a base acqua della presente invenzione è sostanzialmente "solid-free" e presenta vari vantaggi rispetto ai fluidi contenenti solido. Infatti:
1) la viscosità del fluido di perforazione della presente invenzione ad alti shear è sufficientemente bassa da garantire basse perdite di carico durante la perforazione, soprattutto nel caso di perforazione "slim-hole" (ossia piccolo diametro di perforazione spesso utilizzato per ridurre i costi);
2) i valori di gel e viscosità a bassi shear sono sufficientemente alti da mantenere in sospensione i detriti di perforazione quando la circolazione del fluido viene fermata, in tal modo evitando la formazione di depositi;
3) l’assenza di' carbonato di calcio permette un più agevole riciclo del fluido di perforazione dopo essere passato attraverso le apparecchiature di superficie (vibrovaglio) per il recupero dei detriti; infatti non è necessario il reintegro del carbonato di calcio;
4) la formulazione della presente invenzione è particolarmente adatta per formazioni di bassa / media permeabilità (fino a 500 mD) e non necessita di una conoscenza accurata della permeabilità della formazione, come succede invece per i fluidi che impiegano solidi, la cui distribuzione granulomerica è fortemente dipendente dalla permeabilità del reservoir.
La perforazione della zona non-produttiva del pozzo può avvenire anche utilizzando inizialmente i convenzionali fluidi di perforazione contenenti bentonite e/o barite. In prossimità della zona produttiva, questi fluidi saranno sostituiti con quelli della presente invenzione, che saranno ricircolati in modo da rimuovere il fluido convenzionale, in particolare bentonite o barite o altri additivi potenzialmente danneggianti. A questo punto la perforazione della zona produttiva potrà essere ripresa con circolazione del fluido sopradescritto, in tal modo evitando danneggiamenti del reservoir.
La composizione del fluido di perforazione della presente invenzione è preparata mediante semplice miscelazione dei componenti. E’ tuttavia preferibile che la miscelazione venga effettuata mediante successive aggiunte dei singoli componenti, avendo cura che ogni singolo componente sia miscelato completamente prima dell'aggiunta del successivo.
Costituisce un ulteriore oggetto della presente invenzione un procedimento per la perforazione di pozzi petroliferi mediante fluidi di perforazione a base acqua, caratterizzato dal fatto che il fluido di perforazione comprende:
(a) acqua,
(b) almeno un biopolimero di tipo polisaccaride, (c) almeno un riduttore di filtrato scelto tra (cl) amidi a diverso grado di reticolazione additivati con (c2) microfibre di cellulosa,
(d) opzionalmente un tensioattivo polimerico idrosolubile avente un HLB tra 10 e 16, preferibilmente da 11 a 14.
I seguenti esempi sono riportati per una migliore comprensione della presente invenzione.
ESEMPI
Preparazione formulazioni
Esempio 1 - Preparazione di un fluido a base di scleroglucano, amido e fibre di cellulosa.
La formulazione è stata preparata secondo la procedura di seguito riportata:
6 g di Biovis® (scleroglucano) sono stati sciolti in 1 litro di acqua deionizzata mediante agitatore Silverson per 30 min. Alla soluzione sono stati quindi addizionati sotto agitazione 16 g di amido EXSTAR® e 16 g di microfibre di cellulosa. Al termine della preparazione il fluido è stato portato a pH 10 con una soluzione di NaOH 1 N, caratterizzato dal punto di vista reologico mediante FANN 35 secondo le procedure API B-13 del settembre 1997 e successivamente sottoposto a prove di filtrazione in condizioni statiche secondo la procedura di seguito descritta .
200 mi di fluido sono stati introdotti in una cella di filtrazione API modificata, in cui il filtro di carta è stato sostituito da un disco di aloxite dello spessore di 0.5 erti, diametro di 5.08 cm, permeabilità di 750 mD e porosità di 5 |om. Alla cella è stata poi applicata una pressione di 7 bar e misurato il filtrato recuperato dopo 10 min.
La valutazione della stabilità termica della formulazione è stata valutata confrontando i dati reologici prima (BHR) e dopo (AHR) riscaldamento a 90 °C per 16 h e 17 rpm (hot rolling test). I dati sono riportati in tabella 1.
Esempio comparativo 2 - Preparazione di un fluido a base di scleroglucano, amido e CaCO3.
118 grammi di Avafulco<® >una miscela contenente scleroglucano, amido e carbonato di calcio, vengono sciolti in 900 mi di acqua deionizzata mediante agitatore Silverson per 15 minuti. Alla dispersione sono stati quindi aggiunti sotto agitazione 90 grammi di calcio carbonato AVACARB<® >con distribuzione granulometrica nota. Al termine della preparazione il fluido viene portato a pH 10 con una soluzione di NaOH IN. I dati di caratterizzazione sono riportati in tabella 1.
Test per valutare il danneggiamento della formazione produttiva .
La valutazione di quanto un fluido danneggi una formazione produttiva durante la fase di perforazione è stata effettuata mediante un apparato sperimentale che consente il flussaggio di fluidi in un mezzo poroso (carote di roccia). Il sistema è costituito da una cella Hassler pressurizzata con acqua in cui viene inserita una carota di roccia del diametro di 5.08 cm e della lunghezza di 7.3 cm contenuta in un manicotto di gomma. All'estremità di ingresso della carota viene inserito un anello metallico dello spessore di un centimetro per consentire la crescita di un pannello (filter cake) sulla faccia della carota durante l'iniezione del fango di perforazione.
L'iniezione del fluido avviene tramite l'utilizzo di un cilindro dotato di un pistone flottante mentre la quantità di fluidi filtrati attraverso la carota viene monitorata mediante una bilancia elettronica collegata al sistema di acquisizione dati. Dopo una fase di spurgo con una soluzione acquosa di KC1 3% viene misurata la permeabilità finale e valutato il danneggiamento come rapporto tra la permeabilità finale e quella iniziale. Il test di filtrazione ha una durata di 4 h, il differenziale di pressione massimo applicato durante l'iniezione del fluido è di 100 bar e la temperatura massima è di 200°C. L'apparato consente una caratterizzazione accurata della permeabilità iniziale e finale della carota, il monitoraggio della formazione del pannello e la valutazione del danneggiamento residuo della carota dopo rimozione del pannello.
Esempio 1 bis - Flussaggio del fluido preparato nell'esempio 1#.
Il test di danneggiamento del fluido #1 è stato effettuato secondo la procedura sopra descritta con una carota limestone tipo Portland con permeabilità iniziale all'acqua di 18.4 mD. Il test è stato effettuato con un differenziale di pressione di 10 bar e alla temperatura di 80°C. Il ritorno di permeabilità, cioè il rapporto tra permeabilità finale e quella iniziale al brine, è stato del 100%, (danneggiamento nullo della carota).
Esempio 2 bis - Flussaggio comparativo del fluido preparato nell'esempio 2#.
Il test di danneggiamento del fluido #2 è stato effettuato secondo la procedura sopra descritta con una carota limestone tipo Portland con permeabilità iniziale all'acqua di 38 mD. Il test è stato effettuato con un differenziale di pressione di 10 bar e alla temperatura di 80°C. Il ritorno di permeabilità, cioè il rapporto tra permeabilità finale e quella iniziale al brine, è stato del 66 %, (la carota risulta danneggiata).
Tabella 1
Dal confronto tra la formulazione descritta nella presente invenzione ed il fluido comparativo descritto nell'esempio #2 risulta che la prima aumenta la propria viscosità a bassi shear (letture a 6 e 3 rpm) ed i valori di gel dopo hot rolling a 90°C per 16 ore. Ciò sta a significare un miglioramento delle proprietà sospendenti e di rimozione dei detriti di perforazione con la temperatura dovuto ad una completa idratazione dei polimeri presenti, mentre il fluido dell'esempio comparativo peggiora tali proprietà, fatto questo indicativo di un deterioramento del fluido stesso.
Per quanto riguarda le caratteristiche di filtrazione, un volume minore di filtrato è stato determinato per il fluido dell'esempio #1 rispetto a quello misurato per il fluido #2 comparativo, contenente CaC03 come solidi per la formazione del pannello. Da questo risultato si può dedurre che il fluido #1, pur non contenendo solidi, ha una maggiore tendenza a formare un pannello più impermeabile evitando gravi perdite di filtrato nella formazione. Inoltre la formazione del suddetto pannello risulta più veloce rispetto alla formulazione di confronto.
Tabella 2
Risultati test di danneggiamento
I dati di filtrazione in carota permettono di osservare che il fluido senza solidi dispersi dell'esempio #1 della presente invenzione non provoca alcun danneggiamento della carota ed il ritorno di permeabilità Kf/Ki è totale (104%) entro i limiti della misura. Al contrario l’impiego del fluido descritto nell'esempio comparativo #2 (contenente CaC03 come solidi dispersi).danneggia, anche se in modo parziale, la carota con un ritorno di permeabilità del 66%.
Claims (4)
- RIVENDICAZIONI 1. Fluido di perforazione a base acqua comprendente : (a) acqua, (b) almeno un biopolimero di tipo polisaccaride, (c) almeno un riduttore di filtrato scelto tra (cl) amidi a diverso grado di reticolazione additivati con (c2) microfibre di cellulosa, (d) opzionalmente un tensioattivo polimerico idrosolubile avente un HLB tra idrosolubile avente un HLB tra 10 e 16, preferibilmente da 11 a 14.
- 2. Fluido di perforazione secondo la rivendicazione 1, caratterizzato dal fatto che il biopolimero (b) è presente nel fluido di perforazione in concentrazione da 2 a 10 grammi / litro; l'amido reticolato (cl) in concentrazione da 10 a 30 grammi / litro; le microfibre di cellulosa (c2) in quantità da 10 a 30 grammi / litro.
- 3. Fluido di perforazione secondo la rivendicazione 2, caratterizzato dal fatto che il biopolimero (b) è presente nel fluido di perforazione in concentrazione da 4 a 7 grammi litro; l'amido reticolato (cl) in concentrazione da 12 a 20 grammi /litro; le microfibre di cellulosa (c2) in concentrazione da 12 a 20 grammi /litro.
- 4. Procedimento per la perforazione di pozzi petroliferi mediante fluidi di perforazione a base acqua, caratterizzato dal fatto che il fluido di perforazione comprende: (a) acqua, (b) almeno un biopolimero di tipo polisaccaride, (c) almeno un riduttore di filtrato scelto tra (cl) amidi a diverso grado di reticolazione additivati con (c2) microfibre di cellulosa, (d) opzionalmente un tensioattivo polimerico idrosolubile avente un HLB tra 10 e 16, preferibilmente da 11 a 14.
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