MX2009002464A

MX2009002464A - Agentes densificantes recubiertos de dispersante.

Info

Publication number: MX2009002464A
Application number: MX2009002464A
Authority: MX
Inventors: Jarrod Massam
Original assignee: Mi Llc
Priority date: 2006-09-11
Filing date: 2007-06-15
Publication date: 2009-03-20
Also published as: WO2008033838A2; AU2007294625A1; US20140162909A1; BRPI0716975A2; US20100009874A1; BRPI0716793A2; EA015666B1; US8598096B2; GB2447393A; CN103725264A; EA200970272A1; MY157936A; AR062747A1; US20080064613A1; CA2663192C; AU2007294625B2; AU2007296539A1; GB2447393B; ATE518933T1; EP1987112A4

Abstract

Se describe un método para formular un fluido de perforación que incluye proporcionar un fluido base y agregar un agente densificante dimensionado recubierto con un dispersante fabricado por el método de combinación en seco de un agente densificante y un dispersante para formar un agente densificante dimensionado recubierto con el dispersante.

Description

AGENTES DENSIFICANTES RECUBIERTOS DE DISPERSANTE CAMPO DE LA INVENCION La invención es concerniente en general con fluidos y materiales sólidos recubiertos superficialmente para uso en un fluido de barreno o fluido de perforación.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Cuando se perforan o consuman pozos en formaciones terrestres, varios fluidos son usados comúnmente en el pozo por una variedad de razones. Los usos comunes para los fluidos de pozo incluyen: lubricación y enfriamiento de las superficies cortantes del trépano de perforación en tanto que se perfora en general o perfora hacia dentro (esto es, perforación en una formación petrolífera objetivo), transportación de "cortes" (piezas de formación desalojadas por la acción cortante de los dientes sobre un trépano de perforación) a la superficie, control de presión de fluido de formación para impedir estallidos, mantener estabilidad de reposo, suspender sólidos en el pozo, minimizar la pérdida de fluido a y estabilizar la formación a través de la cual el pozo es perforado, fracturación de la formación en la vecindad del pozo, el tratamiento del fluido dentro del pozo con otros fluidos, limpieza del pozo, pruebas del pozo, transmisión de potencia hidráulica al barreno de perforación, fluido usado para emplazar un empacador, abandono del pozo o preparación del pozo para abandono y tratamiento de otra manera del pozo o la formación . En general, los fluidos de perforación deben ser bombeables bajo presión a través de sondas del tubo de perforación, luego a través y alrededor de la cabeza del trépano de perforación en la profundidad de la tierra y luego devueltos a la superficie de la tierra a través de un ánulo entre el exterior de la columna de perforación y la pared del agujero o andenes. Más allá de proporcionar lubricación de perforación y eficiencia y retardar el desgaste, los fluidos de perforación deben suspender y transportar partículas sólidas a la superficie para selección y desecho. Además, los fluidos deben ser capaces de suspender agentes densificantes aditivos (para incrementar la gravedad específica del lodo) , en general barita finamente molidas (mineral de sulfato de bario) y arcilla de transporte y otras sustancias capaces de adherencia y recubrir la superficie del barreno. Los fluidos de perforación son caracterizados en general como sistemas de fluidos tixotrópicos . Esto es, exhiben baja viscosidad cuando los lodos sometidos a esfuerzo cortante, tal como cuando están en circulación (como ocurre durante el bombeo o contacto con el trépano de perforación móvil) . Sin embargo, cuando la acción de esfuerzo cortante es detenida, el fluido debe ser capaz de suspender los sólidos que contiene para impedir la separación de la gravedad. Además, cuando el fluido de perforación está bajo condiciones de sólido cortante y un casi liquido que fluye libremente, debe retener una viscosidad suficientemente alta para transportar toda la materia de partículas indeseables del fondo del barreno a la superficie. La formulación del fluido de perforación debe también permitir que los cortes y otro material de partículas indeseables sea removido o se siente de otra manera de la fracción líquida. Hay una necesidad incrementada por fluidos de perforación que tengan los perfiles reológicos que permitan que estos pozos sean perforados más fácilmente. Los fluidos de perforación que tienen propiedades reológicas confeccionadas aseguran que los cortes sean removidos del barreno tan efectiva y eficientemente como sea posible para evitar la formación de lechos de cortes en el pozo, lo que puede provocar que la columna de perforación se pegue, entre otras cuestiones. Hay también la necesidad, desde una perspectiva de gráfica del fluido de perforación (densidad de circulación equivalente), por reducir las presiones requeridas para hacer circular el fluido, esto ayuda a evitar la exposición de la formación a fuerzas excesivas que pueden fracturar la formación provocando que el fluido y posiblemente pozo se pierdan. Además, un perfil mejorado es necesario para impedir el asentamiento o hundimiento del agente densificante en el fluido. Si esto ocurre, puede conducir a un perfil de densidad desigual dentro del sistema de fluido circulante que puede dar como resultado problemas de control de pozo (afluencia de gas/fluido) y estabilidad del barreno (cavitación/fracturas) . Para obtener las características del fluido requeridas para satisfacer estos desafíos, el fluido debe ser fácil de bombear, de tal manera que requiere la cantidad mínima de presión para forzarlo a través de restricciones en el sistema de fluido circulante, tales como boquillas de barreno o herramientas en el fondo del pozo. De otra manera, en otras palabras, el fluido debe tener la viscosidad más baja posible bajo condiciones de alto esfuerzo cortante. Inversamente, en zonas del pozo en donde el área de flujo del fluido es grande y la velocidad del fluido es lenta o en donde hay condiciones de bajo esfuerzo cortante, la viscosidad del fluido necesita ser tan alta como sea posible con el fin de suspender y transportar los cortes perforados. Esto también se aplica a los períodos cuando el fluido es dejado estático en el agujero, en donde tanto los cortes como materiales densificantes necesitan ser mantenidos suspendidos para impedir el asentamiento. Sin embargo, también se debe notar que la viscosidad del fluido no debe continuar incrementándose bajo condiciones estáticas a niveles inaceptables. De otra manera cuando se necesita hacer circular otra vez el fluido, esto puede conducir a presiones excesivas que pueden fracturar la formación o alternativamente puede conducir a tiempo perdido si la fuerza requerida para volver a ganar un sistema de fluido plenamente circulante está más allá de los limites de las bombas. Los fluidos de perforación deben también contribuir a la estabilidad del barreno y control del flujo de gas, aceite o agua de los poros de la formación con el fin de impedir, por ejemplo, el flujo o expedido de fluidos de corporación o el colapso de formaciones de tierra presurizada. La columna de fluido en el agujero ejerce una presión hidrostática proporcional a la profundidad del agujero y la densidad del fluido. Las formaciones de alta presión pueden requerir un fluido con una gravedad especifica tan alta como de 3.0. Una variedad de materiales son usados actualmente para incrementar la densidad de fluidos de barreno. Estos incluyen sales disueltas tales como cloruro de sodio, cloruro de calcio y bromuro de calcio. Alternativamente, minerales pulverizados tales como barita, calcita y hematina son agregados a un fluido para agregar una suspensión de densidad incrementada. El uso de metal finamente dividido tal como hierro o material densificante en un fluido de perforación en donde el material densificante incluye partículas en forma de bola de hierro/acero que tienen un diámetro menor de 250 mieras y preferiblemente entre 15 y 75 mieras también se ha descrito. El uso de carbonato de calcio o carbonato de hierro finamente pulverizado también se ha propuesto; sin embargo, la viscosidad plástica de tales fluidos incrementa rápidamente a medida que el tamaño de partícula disminuye, limitando la utilidad de estos materiales. Un requerimiento de estos aditivos de fluidos de barreno es que forman una suspensión estable y no se asientan fácilmente. Un segundo requerimiento es que la suspensión exhiba una baja viscosidad con el fin de facilitar el bombeo y minimizar la generación de altas presiones. Finalmente, la pasta aguada de fluido de barreno debe también exhibir baja pérdida de fluido. Los agentes densificantes convencionales tales como barita pulverizada exhiben un diámetro de partícula promedio (d<)()) en el intervalo de 10-30 mieras. Para suspender apropiadamente estos materiales se requiere la adición de un agente de gelificación tal como bentonita para fluidos a base de agua o bentonita modificada orgánicamente para fluidos a base de aceite. Un disco viscosif icador de polímero apropiado tal como goma xantana puede también ser agregado para frenar la velocidad de sedimentación del agente densificante agente densificante. Sin embargo, a medida que más agente gelificante es agregado al incrementar la estabilidad de la suspensión, la viscosidad del fluido (viscosidad plástica y/o punto de cedencia) se incrementa indeseablemente dando como resultado bombeabilidad reducida. Este es también el caso si se usa un viscosificador para mantener un nivel deseable de suspensión de sólidos.

La sedimentación (o "hundimiento") de agentes densificantes en partículas se vuelve más crítica en barrenos perforados a altos ángulos de la vertical, en que un encubrimiento de por ejemplo, 2.54 cm (una pulgada) puede dar como resultado una columna continua de fluido de densidad reducida a lo largo de la porción superior de la pared del barreno. Tales pozos de alto ángulo son perforados frecuentemente en largas distancias con el fin de acceder, por ejemplo, a porciones remotas de un yacimiento de petróleo. En tales instancias, es importante minimizar la viscosidad plástica del fluido de perforación con el fin de reducir las pérdidas de presión sobre la longitud del barreno. Al mismo tiempo, una alta densidad debe también ser mantenida para impedir un estallido. Además, como se indica anteriormente con los materiales densificantes de partículas, las cuestiones de hundimiento se vuelven incrementadamente importantes para evitar el pegado diferencial o asentamiento de los agentes densificantes de partículas sobre el lado bajo del barreno. Puede ser apto de formular un fluido de perforación que tiene una alta densidad y una baja viscosidad plástica es también importante en pozos de alta presión profundos en donde se requieren fluidos de barreno de alta densidad. Las altas viscosidades pueden dar como resultado un incremento en presión en el fondo del agujero bajo condiciones de bombeo. Este incremento en "densidad circulante equivalente" puede dar como resultado apertura de fracturas en la formación y pérdidas serias del fluido de barreno en la formación fracturada. Otra vez la estabilidad de la suspensión es importante con el fin de mantener la cabeza hidrostática para evitar un estallido. El objetivo de los fluidos de alta densidad con baja viscosidad más hundimiento mínimo del material densificante continua siendo un desafio. Así, hay necesidad de materiales que incrementen la densidad del fluido en tanto que simultáneamente proporcionen estabilidad de suspensión mejorada y minimicen la pérdida del fluido e incrementen la viscosidad.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN En un aspecto, las modalidades reveladas en la presente son concernientes con un método para formular un fluido de barreno que incluye proporcionar un fluido base y agregar un agente densificante dimensionado recubierto con un dispersante fabricado mediante el método de combinación en seco de un agente densificante y un dispersante para formar un agente densificante dimensionado recubierto con el dispersante. En otro aspecto, las modalidades reveladas en la presente son concernientes con un fluido de barreno que incluye un fluido base y un agente densificante dimensionado recubierto con un dispersante fabricado mediante el método de combinación en seco de un agente densificante y un dispersante para formar un agente densificante suministrado recubierto con el dispersante . Otros aspectos y ventajas de la invención serán evidentes a partir de la siguiente descripción y las reivindicaciones adjuntas.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS FIGURAS La Figura 1 muestra un diagrama de flujo de un proceso de combinación en seco de acuerdo con una modalidad revelada en la presente.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN En un aspecto, las modalidades reveladas en la presente son concernientes con recubrimientos de dispersantes con el agente densificante usado en fluidos de barreno o fluido de perforación. En otro aspecto, las modalidades reveladas en la presente son concernientes con la formulación de fluidos de barreno que incluyen agentes de perforación recubiertos de dispersante . En una modalidad, un agente densificante puede ser recubierto con un dispersante mediante un proceso de combinación en seco. El agente densificante recubierto resultante puede ser agregado en nuevas combinaciones de fluido de perforación o agregado a formulaciones existentes. El término "combinación en seco" se refiere a un proceso en el cual el agente densificante es mezclado y recubierto con un dispersante en ausencia de solventes. Un proceso análogo en presencia de solvente que genera partículas recubiertas coloidales ha sido revelado en la Solicitud de Patente Estadounidense Número 20040127366 cedida al cesionario de la presente solicitud, que es incorporada en la presente por referencia. Como se usa en la presente, el término "agente densificante dimens ionado" se refiere a agentes densificantes que tienen una distribución de tamaño de partículas reducida debajo de la distribución especificada de la API convencional. Finalmente, el experimentado en el arte reconocería que el agente densificante puede ser combinado en seco con el dispersante en un proceso de trituración (molienda) o mediante otros medios, tales como por ejemplo, deserción térmica.

Agentes densificantes Los agentes densificantes usados en modalidades revelados en la presente pueden incluir una variedad de compuestos bien conocidos para aquel de habilidad en el arte. En una modalidad particular, el agente densificante puede ser seleccionado de materiales que incluyen, por ejemplo, sulfato de bario (barita), carbonato de calcio, dolomita, ilmenita, hematina, olivita, siderita, óxido de manganeso y sulfato de estroncio. Aquel de habilidad ordinaria en el arte reconocería que la selección de un material particular puede depender extensamente de la densidad del material, ya que comúnmente, la viscosidad de fluido del barreno más baja a cualquier densidad particular es sostenida al utilizar las partículas de densidad más alta. Sin embargo, otras consideraciones pueden influenciar la elección del producto, tales como costo, disponibilidad local, la energía requerida para la molienda y si los sólidos residuales o retorta de filtro pueden ser retirados fácilmente del pozo. En una modalidad, el agente densificante puede ser un agente densificante dimensionado que tiene un dgo que fluctúa de 1 a 25 mieras y un d¾o que fluctúa de 0.5 a 10 mieras. En otra modalidad, el agente densificante dimensionado incluye partículas que tienen un dgo que fluctúa de 2 a 8 mieras y un d¾o que fluctúa de 0.5 a 4 mieras. Aquel de habilidad ordinaria en el arte reconocería que, dependiendo de la técnica de dimensionamiento , el agente densificante puede tener una distribución de tamaño de partícula diferente a una distribución monomodal. Esto es, el agente densificante puede tener una definición de tamaño de partícula que, en varias modalidades, puede ser monomodal, que puede o puede no ser gausiana, bimodal o polimodal. El uso de agentes densificantes dimensionados ha sido revelado en la Solicitud de Patente Estadounidense No. 20050277553 cedida al cesionario de la presente solicitud, que es incorporada en la presente por referencia. Partículas que tienen estas distribuciones de tamaño pueden ser obtenidas mediante varios medios. Por ejemplo, partículas dimensionadas , tales como un producto de barita apropiado que tiene distribuciones de tamaño de partícula similares como se revela en la presente, pueden ser compradas comercialmente . Un material apropiado molido más burdo puede ser obtenido y el material puede ser molido adiciona lmente mediante cualquier técnica conocida al tamaño de partícula deseado. Tales técnicas incluyen molienda a chorro, técnicas de molienda en seco de alto desempeño o cualquier otra técnica que es conocida en el arte en general para molienda de productos pulverizados. En una modalidad, partículas dimensionadas apropiadamente de barita pueden ser retiradas efectivamente de una corriente de producto de una planta de molienda de barita convencional, que puede incluir retirar selectivamente los finos de una operación de molienda de barita de API convencional. Los finos son frecuentemente considerados como productos secundarios del proceso de molienda y convencionalmente estos materiales son combinados con materiales más burdos APRA obtener barita grado API. Sin embargo, de acuerdo con la presente revelación, estos finos de productos secundarios pueden ser procesados adicionalmente vía un clasificador de aire para obtener distribuciones de tamaño de partículas reveladas en la presente. En todavía otra modalidad, los agentes densificantes dimensionados pueden estar formados mediante precipitación química. Tales productos precipitados pueden ser usados solos o en combinación con productos molidos mecánicamente.

Dispersante En una modalidad, el dispersante puede ser seleccionado de ácidos carboxilicos de peso molecular de por lo menos 150 Daltons tales como ácido oleico y ácidos grasos polibásicos, ácidos a Iqu i lbencensul fónicos , ácidos alcanosulfónicos , ácido sulfónico lineal alfa-olefina , fosfolipidos tales como lecitina, en los que se incluyen sales de los mismos y mezclas de los mismos. Polímeros sintéticos pueden también ser utilizados tales como HYPERMER OM-1 (Imperial Chemical Industries, PLC, Londres, Reino Unido) o ésteres de poliacrilato, por ejemplo. Tales ésteres de poliacrilato pueden incluir polímeros de metacrilato de estearilo y/o butilacrilato de estearilo. En otra modalidad, los correspondientes ácidos metacrílico y/o ácido acrílico pueden ser usados. El experimentado en el arte reconocería que otros monómeros de acrilato u otros monómeros de ácido carboxílico insaturados (o ésteres de los mismos) pueden ser usados para obtener sustancialmente los mismos resultados como se revelan en la presente. Cuando el aditivo va a ser usado en fluidos a base de agua, un polímero soluble en agua de peso molecular de por lo menos 2,000 Daltons puede ser usado en una modalidad particular. Ejemplos de tales polímeros solubles en agua pueden incluir un homopol imero o copolimero de cualquier monómero seleccionado de ácido acrilico, ácido itacónico, ácido o anhídrido maleico, hidroxipropilacrilato ácido vinilsulfónico, acrilamido ácido 2-propansulfónico, acr i lamida , ácido est i rensul fónico , esteres de fosfato acrilico, metilviniléter y acetato de vinilo o sales de los mismos. El dispersante polimérico puede tener un peso molecular promedio de aproximadamente 10,000 Daltons a aproximadamente 300,000 Daltons en una modalidad, de aproximadamente 17,000 Daltons a aproximadamente 40,000 Daltons en otra modalidad y de aproximadamente 200,000-300,000 Daltons en todavía otra modalidad. Aquel de habilidad ordinaria en el arte reconocería que cuando el dispersante es agregado al agente densificante durante un proceso de molienda, polímeros de peso molecular intermedio (10,000-300,000 Daltons) pueden ser usados. Además, está específicamente dentro del alcance de las modalidades reveladas en la presente que el dispersante polimérico sea polimerizado antes de o necesariamente con el proceso de combinación en seco revelado en la presente. Tales polimerizaciones pueden involucrar por ejemplo, polimerización térmica, polimerización catalizada o combinaciones de las mismas .

Proceso de recubrimiento El recubrimiento del agente densificante con el dispersante puede ser efectuado en un proceso de combinación en seco de tal manera que el proceso está sustancialmente libre de solvente. Con referencia a la Figura 1, se ilustra una modalidad para producir un agente densificante recubierto. El proceso incluye combinar el agente densificante 10 y un dispersante 12 a una proporción deseada para formar un material combinado. En una modalidad, el agente densificante 10 puede estar inicialmente sin dimensionar y depender del proceso de combinación para moler las partículas al intervalo de tamaño deseado como se revela anteriormente. Alternativamente, el proceso puede comenzar con agentes densificantes dimensionados . El material terminado 14 puede luego ser alimentado a un sistema de intercambio de calor 16, tal como un sistema de desorción térmica. La mezcla puede ser enviada a través del intercambiador de calor utilizando un mezclador 18, tal como un transportador de tornillos. En el enfriamiento, el polímero debe permanecer asociado con el agente densificante. Luego, la mezcla de polímeros/agente densificante 20 puede ser separada en agentes densificantes recubiertos de polímero 22, polímero sin asociar 24 y cualesquier aglomerados 26 que se pueden haber formado. El polímero sin asociar 24 puede opcionalmente ser reciclado al comienzo del proceso, si se desea. En otra modalidad, el proceso de combinación en seco solo puede servir para recubrir el agente densificante sin calentamiento. Alternativamente, un agente densificante dimensionado puede ser recubierto mediante adsorción térmica como se describe anteriormente, en ausencia de un proceso de combinación en seco. En esta modalidad, un proceso para fabricar un sustrato recubierto puede incluir calentamiento de un agente densificante dimensionado a una temperatura suficiente para hacer reaccionar un dispersante monomérico como se describe anteriormente sobre el agente densificante para formar un agente densificante dimensionado recubierto de polímero y recuperar el agente densificante recubierto de polímero. En otra modalidad, se puede usar un proceso catalizado para formar el polímero en presencia del agente densificante dimensionado. En todavía otra modalidad, el polímero puede ser preformado y puede ser adsorbido térmicamente sobre el agente densificante dimensionado. Incluso en todavía otra modalidad, el dispersante es recubierto sobre el agente densificante durante el proceso de molienda. Es decir, el agente densificante burdo es molido en presencia de una concentración relativamente alta del dispersante, de tal manera que las superficies recién formadas de las partículas finas son expuestas a y así recubiertas por el dispersante. Se especula que esto permite que el dispersante encuentre una conformación aceptable sobre la superficie de partícula, recubriendo así la superficie. Alternativamente, se especula que debido a una concentración relativamente más alta de dispersante en el fluido de molienda, en contraposición a aquella en un fluido de perforación, es más probable que el dispersante sea adsorbido (ya sea física o químicamente) a la superficie de partícula. Como aquel término es usado en la presente, "recubrimiento de la superficie" pretende dar a entender que un número suficiente de moléculas dispersantes son adsorbidas (física o químicamente) o de otra manera asociadas estrechamente con la superficie de las partículas, de tal manera que las partículas finas de material no provocan elevación rápida y viscosidad observada en el arte previo. Al usar tal definición, el experimentado en el arte debe entender y apreciar que las moléculas dispersantes pueden no cubrir realmente la superficie de partícula y que la cuantificación del número de moléculas es muy difícil. Aquel de habilidad ordinaria en el arte apreciaría que las partículas recubiertas secas pueden ser obtenidas de una pasta aguada a base de aceite por medio de métodos tales como secado por atomización y deserción térmica, por ejemplo. En una modalidad, el dispersante puede comprender de aproximadamente 1% a aproximadamente 10% de la masa total de dispersante más agente densificante.

Uso en formulaciones de barreno o perforación De acuerdo con una modalidad, el agente densificante recubierto en seco puede ser usado en una formulación de fluido de barreno. El fluido de barreno puede ser un fluido a base de agua, una emulsión de inversión o un fluido a base de aceite . Los fluidos de barreno o fluidos de perforación a base de agua pueden tener un fluido acuoso como el solvente base y un aceite densificante recubierto con dispersante. El fluido acuoso puede incluir por lo menos uno de agua dulce, agua de mar, salmuera, mezclas de agua y compuestos orgánicos solubles en agua y mezclas de los mismos. Por ejemplo, el fluido acuoso puede ser formulado con mezclas de sales deseadas en agua dulce. Tales sales pueden incluir, por ejemplo, pero no están limitadas a cloruro de metal alcalino, hidróxidos o carboxilatos de metal alcalino. En varias modalidades del fluido de perforación reveladas en la presente, la salmuera puede incluir agua de mar, soluciones acuosas en donde la concentración de sal es menor de aquella del agua de mar o soluciones acuosas en donde la concentración de sal es mayor de aquella del agua de mar. Las sales que pueden ser encontradas en agua de mar incluyen pero no están limitadas a sales de sodio, calcio, azufre, aluminio, magnesio, potasio, estroncio, silicio, litio y sales de fósforo de cloruros, bromuros, carbonatos, yoduros, cloratos, bromatos, formiatos, nitratos, óxidos y fluoruros. Las sales que pueden ser incorporadas en una salmuera dada incluyen cualquiera de una o más de aquellas 1 presentes en el agua de mar natural y cualesquier otras sales disueltas orgánicas o inorgánicas. Adicionalmente, las salmueras que pueden ser usadas en los fluidos de perforación revelados en la presente pueden ser naturales o sintéticas, las salmueras sintéticas tienden a ser mucho más simples en constitución. En una modalidad, la densidad del fluido de perforación puede ser controlada al incrementar la concentración de sal en la salmuera (hasta la saturación) . En una modalidad particular, una salmuera puede incluir sales de haluro o carboxilato de cationes mono- o divalentes de metales, tales como cesio, potasio, calcio, cinc y/o sodio. Los fluidos de perforación de emulsión a base de aceite/inversión pueden incluir una fase continua oleaginosa, una fase discontinua no oleaginosa y un agente densificante recubierto con dispersante. Aquel de habilidad ordinaria en el arte apreciaría que los agentes densificantes recubiertos de dispersante descritos anteriormente pueden ser modificados de acuerdo con la aplicación deseada. Por ejemplo, las modificaciones pueden incluir la naturaleza hidrofílica/hidrofóbica del dispersante. El fluido oleaginoso puede ser un líquido y más preferiblemente es un aceite natural o sintético y más preferiblemente el fluido oleaginoso es seleccionado del grupo que incluye aceite diesel, aceite mineral, un aceite sintético, tales como olefinas hidrogenadas y sin hidrogenar en las que se incluyen poli (alfa-olef inas) , definas lineales y ramificadas y los semejantes, polidiorganosiloxanos, silos anos u organosiloxanos, esteres de ácidos grasos, específicamente alquilésteres de cadena recta, ramificada y cíclica de ácidos grasos, mezclas de los mismos y compuestos similares conocidos para aquel de habilidad en 1 arte y mezclas de los mismos. La concentración del fluido oleaginoso debe ser suficiente de tal manera que se forma una emulsión de inversión y puede ser menor de aproximadamente 99% en peso por volumen de la emulsión de inversión. En una modalidad, la cantidad de fluido oleaginoso es de aproximadamente 30% a aproximadamente 95% en volumen y más preferiblemente alrededor de 40% a aproximadamente 90% en volumen del fluido de emulsión de inversión. El fluido oleaginoso, en una modalidad, puede incluir por lo menos 5% en volumen de un material seleccionado del grupo que incluye ásteres, éteres, acétales, dialquilcarbonatos , hidrocarburos y combinaciones de los mismos. El fluido no oleaginoso usado en la formulación del fluido de emulsión de inversión revelado en la presente es un líquido y puede ser un líquido acuoso. En una modalidad, el líquido no oleaginoso puede ser seleccionado del grupo que incluye agua de mar, una salmuera que contiene sales disueltas orgánicas y/o inorgánicas, líquidos que contienen compuestos orgánicos miscibles con agua y combinaciones de los mismos. La cantidad del fluido no oleaginoso es comúnmente menor que el límite teórico necesario para formar una emulsión de inversión. Así, en una modalidad, la cantidad de fluido no oleaginoso es menor de aproximadamente 70% en volumen y preferiblemente de alrededor de l'-ñ a aproximadamente 70% en volumen. En otra modalidad, el fluido no oleaginoso es preferiblemente de alrededor de 5' a aproximadamente 60% en volumen del fluido de emulsión de inversión. La fase de fluido puede incluir ya sea un fluido acuoso o un fluido oleaginoso o mezclas de los mismos. En una modalidad particular, barita recubierta u otros agentes densificantes pueden ser incluidos en un fluido de perforación que comprende un fluido acuoso que tiene por lo menos uno de agua dulce, agua de mar, salmuera y combinaciones de los mismos. Los fluidos revelados en la presente son especialmente útiles en la perforación, consumación y trabajos sobre los pozos de petróleo y gas subterráneos. En particular, los fluidos revelados en la presente pueden encontrar uso en formulación de lodos de perforación y fluidos de consumación que permiten la promoción rápida y fácil de la retorta de filtro. Tales lodos incluidos son especialmente útiles en la perforación de pozos horizontales a formaciones que llevan hidrocarburos . Métodos convencionales pueden ser usados para preparar los fluidos de perforación revelados en la presente de una manera análoga a aquellos usados normalmente para preparar fluidos de perforación a base de agua o a base de aceite convencionales. En una modalidad, una cantidad deseada de fluido a base de agua y una cantidad apropiada de un agente densificante recubierto de dispersante son mezcladas con untamente y los componentes restantes del fluido de perforación agregados secuencialmente con mezcla continúan. En otra modalidad, una cantidad deseada de fluido oleaginoso tal como un aceite base o un fluido no oleaginoso y una cantidad apropiada del agente densificante recubierto de dispersante son mezclados con untamente y los componentes restantes son agregados secuencialmente con mezcla continua. Una emulsión de inversión puede ser formada al agitar vigorosamente mezcla o esfuerzo cortante del fluido oleaginoso y el fluido no oleaginoso . Otros aditivos que pueden ser incluidos en el fluido de perforación revelados en la presente incluyen por ejemplo agentes humectantes, arcillas organof ilicas, viscosificadores , agentes de control de pérdida de fluido, surfactantes , dispersantes, reductores de tensión interfacial, soluciones reguladoras del pH, solventes mutuos, adelgazantes, agentes de adelgazamiento y agentes de limpieza. La adición de tales agentes debe ser conocida para aquel de habilidad ordinaria en el arte de formulación de fluidos y lodos de perforación. En todavía otra modalidad, una formulación de fluido de formulación existente puede ser modificada con un agente densificante recubierto con dispersante. Por ejemplo, se pueden agregar agentes densificantes recubiertos con dispersante de la presente revelación a los fluidos de perforación revelados en la Solicitud de Patente Estadounidense No. 20040127366 (la solicitud ?366) cedida al cesionario de la presente solicitud. Los fluidos de perforación de la solicitud ?366 contienen partículas de agente densificante recubiertas coloidales derivadas de un proceso de combinación en presencia de solventes. Además, el experimentado en el arte apreciaría que el término "coloidal" se refiere a una suspensión de las partículas y no imparte ninguna limitación de tamaño específica. Más bien, el tamaño de los agentes densificantes micronizados de la presente revelación puede variar en intervalo y no solamente están limitados por las reivindicaciones de la presente solicitud. Sin embargo, aquel de habilidad ordinaria en el arte reconocería que el agente densificante recubierto por el dispersante de la presente revelación puede ser agregado a cualquier tipo de formulación de fluido de perforación existente.

Ejemplos Los siguientes ejemplos incluyen agentes densificantes recubiertos y sin recubrir ejemplares y datos experimentales que muestran sus propiedades de pérdida de fluido y propiedades reológicas. Los fluidos de perforación a base de aceites fueron probados en un intervalo de peso de lodo de 12.5-22.0 ppg y temperaturas de 121-137°C (250-350°F) utilizando una barita recubierta con polímero de poliacrilato como el material densificante.

Ejemplo 1 Un fluido de 1.67 Kg/litro (14 libras por galón (ppg)) fue formulado con EDC 99DW, un aceite mineral altamente hidrogenado M-I LLC, Houston, Texas) como la fase oleaginosa. Por propósitos de comparación, soluciones de 1.67 Kg/litro (14 ppg) fueron formuladas con barita recubierta con dispersante también como barita sin recubrir. Las cantidades de cada componente son expresadas en libras por barril (ppb) como se muestra en la Tabla 1 a continuación (EMUL HT™ y TRUVIS™ están cada uno disponibles de M-I LLC, Houston, Texas) .

Tabla 1. Formulación de fluido de 1.67 Kg/litro (14 ppg) Producto Propósito pb l-.D \>'JD\Y Aceite base Barita Densidad : ·? 1 .? G ? I I I , Emulsificador 7 •| R l V I S I Viscosificador 4 Cal Alcalinidad i-. Salmuera de ( nd Salmuera ( La barita recubierta con polímero de poliacrilato y barita sin recubrir en fluidos de perforación de 1.67 Kg/litro {14 ppg) fueron formulados a una proporción de aceite/agua (OWR) de 80/20 y envejecido a 121°C (250°F) durante 16 horas. Las propiedades reológicas fueron determinadas utilizando un viscosímetro Fann Modelo 35 disponible de Fann Instrument Company. La pérdida de fluido fue medida con una celda de alta temperatura y alta presión API saturada (HTHP) . La fuerza o intensidad de gel (esto es, medida de las características de suspensión o propiedades tixotrópicas de un fluido) fue evaluada por la resistencia de gel de 10 minutos en libras por 100 pies cuadrados, de acuerdo con los procedimientos en el Boletín RP 1313-2, 1990 de la API. La estabilidad eléctrica (ES) de la emulsión fue medida por la prueba descrita en "Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids," 5a edición. H. C. H. Darley, George R. Gray, 1988, p. 116. Los resultados son mostrados en la Tabla 2 a continuación. Tabla 2. Propiedades del fluido de 1.67 Kg/litro (14 ppg) Los resultados muestran un perfil reológico mejorado con la barita recubierta que da un punto de solvencia más bajo (YP) , viscosidades de baja velocidad de esfuerzo cortante y fuerza de gel. La pérdida de fluido también muestra mejoras cuando se usa la barita recubierta.

Ejemplo 2 De acuerdo con una modalidad, una formulación de fluido existente puede ser ponderada con agentes densificantes recubiertos con dispersantes. Los siguientes experimentos son llevados a cabo a base de aceite de 1.9 Kg/litro (16 ppg) envejecido a 167°C (350°F) . Las cantidades de cada componente son expresadas en libras por barril (ppb) como se muestran en la Tabla 3 a continuación (EMUL HT™, VERSAGEL" y VERSATROL¾ son cada uno disponibles de M-I LLC, Houston, Texas) .

Tabla 3. Formulación de fluido de 1.9 Kg/litro (16 ppg) Las pruebas de reologia y de pérdida de fluido se llevaron a cabo como se describe anteriormente. Mediciones de hundimiento estático fueron obtenidas del envejecimiento del fluido de perforación formulado en una condición estática a 167°C (350°F) durante 16 horas. El experimentado en el arte reconocerá que este procedimiento de prueba es concerniente con el comportamiento del fluido de perforación en tanto que está estático en el pozo. La medición registra el volumen del aceite libre resultante encima de la columna del fluido de perforación, también como la densidad de la capa superior de la columna del fluido y la capa inferior de la columna del fluido. Estas densidades son usadas para calcular el factor de hundimiento estático, en donde el factor de hundimiento estático = (SG superior + SG inferior) /SG del fondo. Los resultados son mostrados a continuación en la Tabla 4.

Tabla 4. Fluido densificado Aunque los resultados demuestran reologia comparable, la barita recubierta seca tendrá un mejor hundimiento estático y desempeño de pérdida de fluido.

Ejemplo 3 Un fluido de 2.4 Kg/litro (20 ppg) fue formulado a una OWR de 90/10 y envejecido a 167°C (350°F) . Las cantidades de cada componente son expresadas en libras por barril (ppb) como se muestra en la tabla 5 a continuación (SUREMUL™ y VERSATROL™ son cada uno disponibles de M-I LLC, Houston, Texas; BENTONE está disponible de N L Industries, Nueva York, Nueva York) .

Tabla 5. Formulación de fluido de 2.4 Kg/litro (20 ppg) Las pruebas de reologia y pérdida de fluido fueron efectuadas como se describen anteriormente. Las mediciones de pérdida de fluido y reologia son mostradas en la Tabla 6 a continuación .

Tabla 6. Propiedades de fluido de alta densidad Los resultados muestran que la barita recubierta seca puede ser usada para formular un fluido de perforación de muy alta densidad sin la alta reologia asociada comúnmente con ella. Aquel de habilidad ordinaria en el arte apreciaría la dificultad no solamente de obtener una baja PV con un fluido de 2.4 Kg/litro (20 ppg), si no también los problemas asociados en la mezcla y dispersar/humectar un agente densificante fino sin recubrir a un fluido a base de aceite.

Ejemplo 4 La mezcla, ubicación y dispersabilidad de la barita en el fluido a ase de aceite de 1.9 Kg/litro (16 ppg) descrito anteriormente en el Ejemplo 2 fueron probadas como se resume en la tabla 7 a continuación.

Tabla 7. Evaluaciones de dispersión/ humectación Los resultados en la tabla 7 muestran que cuando se agrega el material densificante al fluido de perforación formulado, la barita recubierta se dispersa fácilmente y obtiene su reologia final en los primeros 5 minutos, mientras que cuando se agrega la barita sin recubrir, toma un tiempo mucho más largo obtener su reologia final.

Ejemplo 5 Un fluido de 1.67 Kg/litro (14 libras por galón (ppg)) fue formulado con DF1 como la fase oleaginosa. Tres fluidos de 1.67 Kg/litro (14 libras por galón (ppg)) fueron formulados con óxido de manganeso micronizado: un lodo contiene óxido de manganeso micronizado sin recubrir, lodo de perforación que incluye óxido de manganeso micronizado sin recubrir y un dispersante (EMI759, disponible de M-I LLC, Houston, Texas) y un óxido de manganeso recubierto de dispersante (EMI759) . El óxido de manganeso tenia una distribución de tamaño de partícula como sigue: dio = 0.22 mieras, dso = 0.99 mieras; dgo = 2.62 mieras. Las cantidades de cada componente usadas en las formulaciones de lodo son dadas en la Tabla 8 a continuación, expresadas en ppb (EMUL HT , TRUVIS™ y ECOTROI son cada una disponibles de M-I LLC , Houston , Texas ) .

Tabla 8. Formulación de fluido de 1.67 Kg/litro (14 ppg) Los fluidos densificantes descritos anteriormente fueron formulados a una proporción de aceite/agua (OWR) de 80/20 y envejecidos a 121°C (250°F) durante 16 horas. Las propiedades reológicas fueron determinadas utilizando un viscosimetro Fann Modelo 35, disponible de Fann Instrument Company. La pérdida de fluido fue medida utilizando una celda de alta temperatura, alta presión de API saturada (HTHP) . La fuerza del gel (esto es, medida de las características de dispersión o propiedades pixotrópicas de un fluido) fue evaluada por la resistencia del gel en 10 minutos en libras por 100 pies cuadrados, de acuerdo con los procedimientos del Boletín RP 1313-2, 1990 de la API. Los resultados son mostrados en la Tabla 9 a continuación.

Tabla 9. Propiedades de fluido de 1.67 Kg/cm (14 ppg) Los resultados muestran un perfil reológico mejorado con el óxido de manganeso recubierto que da un punto de cadencia (YP) más bajo, viscosidades de baja velocidad de esfuerzo cortante y resistencia de gel. La pérdida de fluido también muestra mejora cuando se usa el óxido de manganeso recubierto con dispersante. Los resultados en la Tabla 9 también muestran el beneficio de recubrir el agente densificante con un dispersante en contraposición a solamente incluir el dispersante en la formulación de lodo. Ventajosamente, los beneficios del material densificante recubierto pueden ser óptimos cuando se usa un agente densificante dimensionado . Aquel de habilidad en el arte reconocerla que pueden haber beneficios realizados de un intervalo de partículas dimensionado, pero un intervalo dimensionado puede permitir tanto facilidad de dispersión de material y un requerimiento de menos aditivos de fluidos de perforación, tales como un emulsificador y organoarcilla , para tener las propiedades de fluido deseadas. Al peso de lodos más altos (> 16 ppg) puede haber un beneficio considerable en la habilidad de una barita recubierta en seco para ser mezclada y dispersada al fluido en comparación con la dificultad de mezclar y dispersar la barita sin recubrir. Adicionalmente , en tanto que los fluidos convencionales no permiten desempeño óptimo en cada uno de los aspectos de hundimiento, reología y pérdida de fluido, los fluidos tales como aquellos revelados en la presente pueden permitir la optimización en cada uno de aquellos aspectos. Además, debido a que el agente densificante recubierto es formado en un proceso seco, pueden ser usados sin requerir con adición adicional. En tanto que la invención ha sido descrita con respecto a un número limitado de modalidades, aquellos experimentados en el arte, teniendo el beneficio de esta revelación, apreciarán que otras modalidades pueden ser ideadas que no se desvian del alcance de la invención como se revela en la presente. Asi, el alcance de la invención debe estar limitado solamente por las reivindicaciones adjuntas.

Claims

REIVINDICACIONES 1. Un método para formular un fluido de perforación, caracterizado porque comprende: proporcionar un fluido base y agregar un agente densificante dimensionado recubierto con un dispersante elaborado mediante el método que comprende : combinar en seco un agente densificante y un dispersante para formar un agente densificante dimensionado recubierto con el dispersante.
2. El método de conformidad con la rei indicación 1, caracterizado porque el agente densificante es por lo menos uno seleccionado de barita, carbonato de calcio, dolomita, ilmenita, hematina, olivita, siderita, óxido de manganeso y sulfato de estroncio.
3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el agente densificante es dimensionado mediante el proceso de combinación en seco.
4. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la combinación en seco comprende combinación en seco de un agente densificante dimensionado y un dispersante .
5. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el agente densificante dimensionado tiene una distribución de partículas dada por dgo que fluctúa de 2 a 8 mieras .
6. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el agente densificante dimensionado tiene una distribución de partículas dada por d¾o que fluctúa de 0.5 a 4 mieras.
7. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el dispersante comprende por lo menos uno seleccionado de ácido oleico, ácidos grasos polibásicos, ácidos alquilbencensulfónicos , ácidos alcansulfónicos, ácido de alfa olefina lineales sulfónicos, sales de metal alcalinotérreo de las mismas y fosfolípidos .
8. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el dispersante comprende ésteres de poliacrilato .
9. El método de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque el éster de poliacrilato es por lo menos uno seleccionado de polímeros de metacrilato de estearilo, butilacrilato y ácido acrílico.
10. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido base es uno seleccionado a base de agua, un fluido seleccionado a base de aceite y una emulsión de inversión.
11. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque fluido de perforación comprende además un agente densificante recubierto coloidal.
12. Un fluido de perforación caracterizado porque comprende : un fluido base y un agente densificante dimensionado recubierto con un dispersante elaborado mediante un método que comprende: combinar en seco un agente densificante y un dispersante para formar un agente densificante dimensionado recubierto con el dispersante.
13. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque el fluido base es uno seleccionado a base de agua, un fluido a base de aceite y una emulsión de inversión.
14. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque el fluido de perforación comprende además: un agente de perforación recubierto coloidal.
15. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque el agente densificante es por lo menos uno seleccionado de barita, carbonato de calcio, dolomita, ilmenita, hematina, olivita, siderita, óxido de manganeso y sulfato de estroncio.
16. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque el agente densificante dimensionado tiene una distribución de partículas dada por dgo que fluctúa de 2 a 8 mieras.
17. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque el agente densificante dimensionado tiene una distribución de partícula dada por d¾0 que fluctúa de 0.5 a 4 mieras.
18. El fluido de perforación de conformidad con la rei indicación 12, caracterizado porque el dispersante comprende por lo menos uno seleccionado de ácido oleico, ácidos grasos polibásicos, ácidos alquilbencensulfónicos, ácidos alcansul fónicos , ácidos alfa oleinsul fónico lineales, sales de metal alcalinotérreo de los mismos y fos fol ípidos .
19. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque el dispersante comprende esteres de pol iacrilato .
20. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 19, caracterizado porque el éster de poliacrilato es por lo menos uno seleccionado de polímeros de metacrilato de estearilo, butilacrilato y ácido acrílico.
21. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 12, caracterizado porque el agente densificante tiene una distribución de tamaño de partícula seleccionado de por lo menos una de distribución monomodal, bimodal o polimodal .