MX2010006418A - Fluidos de silicato invertidos para refuerzo de perforacion del pozo. - Google Patents

Abstract

Se describe un fluido para perforación de pozos que incluye una fase continua oleaginosa; una fase discontinua no oleaginosa que comprende un silicato hidrosoluble en esa parte; y un emulsionante para estabilizar la fase no oleaginosa dispersada en la fase oleaginosa. Un agente de fraguado, incluyendo el agente de fraguado orgánico o inorgánico puede incluirse opcionalmente para activar la gelificación o la precipitación del fondo del pozo de silicato.

Description

FLUIDOS DE SILICATO INVERTIDOS PARA REFUERZO DE PERFORACIÓN DEL POZO ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Campo de la Invención Las modalidades descritas aquí generalmente se relacionan con líquidos y métodos para mejorar la resistencia de perforación del pozo, y más particularmente, con líquidos y métodos para consolidar y estabilizar la perforación del pozo.

Antecedentes de la Técnica La pérdida de circulación es un problema recurrente de perforación, caracterizado por la pérdida del lodo de perforación en formaciones en el fondo del pozo que son fracturadas, muy permeables, porosas, cavernosas o vugulares . Esta pedogenesis puede incluir pizarra, arenas, grava, lechos de concha, depósitos de coral, piedra caliza, dolomita y creta, entre otros. Otros problemas encontrados al perforar y al producir aceite y gas incluyen tubería adherida, colapso del orificio, pérdida de control del pozo y pérdida o producción disminuida. Las pérdidas de lodo inducidas también pueden ocurrir cuando el peso del lodo, requerido para el control del pozo y donde se mantiene una perforación estable del pozo, excede la resistencia de fractura de las formaciones. Una situación particularmente desafiante surge en depósitos mermados, en los cuales la disminución en la presión de poros debilita rocas que contienen hidrocarburos, pero rocas circundantes o interfijadas de baja permeabilidad, como pizarras, mantienen su presión de poro. Esto puede imposibilitar la perforación de ciertas zonas mermadas porque el peso del lodo requerido para brindar soporte a la pizarra excede la resistencia de fractura de arenas y légamos. Otras situaciones surgen donde el aislamiento de ciertas zonas dentro de una formación puede ser beneficioso. Por ejemplo, un método para aumentar la producción de un pozo es el de perforar el pozo en varias ubicaciones diferentes, ya sea en la misma zona conteniendo hidrocarburos o en diferentes zonas conteniendo hidrocarburos, y asi aumentar el flujo de hidrocarburos en el pozo. El problema asociado con la producción a partir de un pozo en esta manera se relaciona con el control del flujo de líquidos del pozo y con el manejo del depósito. Por ejemplo, en un pozo productor de varias zonas separadas (o de tuberías secundarias en un pozo multilateral) en donde una zona tiene una presión más elevada que otra zona, la zona de presión más elevada puede desembocar en la zona de menor presión en vez de a la superficie. De forma similar, en un pozo horizontal que se extiende a través de una zona individual, las perforaciones cerca "del talón" del pozo, es decir, más cerca la superficie, puede comenzar a producir agua antes de aquellas perforaciones cerca "del dedo del pie" del pozo. La producción de agua cerca del talón reduce la producción total del pozo. Durante el proceso de perforación, los lodos se ponen en circulación en el fondo del pozo para retirar la roca asi ,como suministrar agentes para combatir la variedad de cuestiones descritas anteriormente. Las composiciones de lodo pueden ser basadas en agua o basadas en aceite (incluyendo aceite mineral, diesel, o aceites sintéticos) y pueden comprender agentes de ponderación, surfactantes , agentes de sostén y geles. En el intento de curar estos y otros problemas, se han empleado los polímeros reticulables o absorbentes, soluciones viscosas gelificadas de material de control de pérdida (LCM, por sus siglas en inglés) y escurrimientos de cemento. Los geles, en particular, han encontrado utilidad en la prevención de la pérdida de lodos, estabilización y refuerzo de la perforación del pozo, y aislamiento zonal y tratamientos de cierre hídrico. En muchos pozos, los lodos basados en agua y basados en aceite son ambos usados. Los lodos basados en agua son generalmente usados al inicio del proceso de perforación. Posteriormente, los lodos basados en aceite son sustituidos cuando el pozo se hace más profundo y alcanza el límite de lodos basados en agua debido a limitaciones, como lubricidad y estabilización del barreno del pozo. La mayoría de geles emplea agentes hídricos de reticulación y gelificantes compatibles, que son útiles al usar lodos basados en agua. Hay, sin embargo, una gran cantidad de métodos usando la agentes fortificantes de perforación del pozo que son compatibles con lodos basados en aceite. Así, se necesita el desarrollo de líquidos y métodos depara reforzar una perforación del pozo que sean relativamente ambientalmente seguros y compatibles con lodos basados en aceite.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN En un aspecto, las modalidades descritas aquí se relacionan con un fluido para perforación de pozos que incluye una fase continua oleaginosa; una fase discontinua no oleaginosa que comprende un silicato hidrosoluble en esa parte; y un emulsionante para estabilizar la fase no oleaginosa dispersada en la fase oleaginosa. En otro aspecto, las modalidades descritas aquí se relacionan con un fluido para perforación de pozos que incluye una fase continua oleaginosa que comprende al menos un éster hidrolizable; una fase discontinua no oleaginosa que comprende un silicato hidrosoluble en esa parte; y un emulsionante para estabilizar la fase no oleaginosa dispersada en la fase oleaginosa. En otro aspecto, las modalidades descritas aquí se relacionan con un método para tratar una pedogenesis que incluye emplazar un liquido de emulsión inversa para perforación del pozo que comprende: una fase continua oleaginosa; una fase discontinua no oleaginosa que comprende un silicato hidrosoluble en esa parte; un emulsionante para estabilizar la fase no oleaginosa dispersada en la fase oleaginosa; y un agente de fraguado; y la desestabilización de la emulsión inversa para permitir la reacción entre el silicato hidrosoluble y el agente de fraguado. Incluso en otro aspecto, las modalidades descritas aquí se relacionan con un método para tratar una pedogenesis que incluye emplazar un liquido de emulsión inversa para perforación del pozo que comprende: una fase continua oleaginosa; una fase discontinua no oleaginosa que comprende un silicato hidrosoluble en esa parte; y un emulsionante para estabilizar la fase no oleaginosa dispersada en la fase oleaginosa; y la disminución del pH del fluido para perforación de pozos para causar gelificación del silicato. Incluso en otro aspecto, las modalidades descritas aquí se relacionan con un método para tratar una pedogenesis que incluye emplazar un liquido de emulsión inversa para perforación del pozo que comprende: una fase continua oleaginosa que comprende al menos un éster; una fase discontinua no oleaginosa que comprende un silicato hidrosoluble en esa parte; y un emulsionante para estabilizar la fase no oleaginosa dispersada en la fase oleaginosa; y la disminución del pH del fluido para perforación de pozos para causar gelificación del silicato. Otros aspectos y ventajas de la invención serán evidentes a partir de la siguiente descripción y las reivindicaciones anexadas.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN Las modalidades descritas aqui están relacionadas generalmente con líquidos fraguables y métodos para mejorar la resistencia de perforación del pozo, y más particularmente, con líquidos fraguables y métodos para consolidar y estabilizar la perforación del pozo. El término "líquido fraguable", como se utiliza aquí, se refiere a cualquier material líquido adecuado que pueda bombearse o emplazarse desde el fondo del pozo, y que se endurecerá con el paso del tiempo para formar una estructura sólida o gelatinosa y hacerse más resistente a la deformación mecánica. De acuerdo con modalidades de la presente descripción, los fluidos para perforación de pozos de la presente descripción incluyen un fluido de silicato invertido fraguable . El término "emulsión inversa" o "emulsión agua en aceite", se refiere a emulsiones donde la fase continua es un liquido oleaginoso y la fase discontinua es un liquido acuoso, que es dispersado dentro de la fase continua. Al combinar los dos líquidos inmiscibles (acuoso y oleaginoso) sin el uso de un emulsionante que se estabiliza, mientras es posible inicialmente dispersar o emulsionar un líquido dentro del otro, después de un período de tiempo, las gotículas discontinuas, dispersas de líquidos se coligan o floculan, por ejemplo, debido a la inestabilidad de la emulsión conformada. Así, para estabilizar la emulsión, se puede usar un emulsionante. Si una emulsión se convierte en una emulsión agua en aceite o una emulsión de aceite en agua depende de la fracción de volumen de ambas fases y del tipo de emulsionante. Así, un fluido de silicato invertido de la presente descripción tiene un o fase continua o externa oleaginosa y una salmuera de silicato o fase interna sólida. Sin embargo, para permitr el control con respecto al fraguado de los líquidos, los líquidos pueden formarse con silicatos hidrosolubles . Los silicatos solubles son elaborados por arena de fusión (Si02) con carbonato, como carbonato de potasio o carbonato de sodio en un horno y luego se usa disolución del vapor de cristal a elevada presión, formando un líquido viscoso comúnmente referido como "silicato de sodio" .

En la técnica se conocen varios compuestos de silicato hidrosoluble . Tales compuestos incluyen silicato de sodio, silicato de potasio, silicato de litio y silicatos de amonio cuaternario que fácilmente se disuelven en agua para formar soluciones con lo mismo. Adicionalmente, un experto en la técnica valoraría que el silicato hidrosoluble puede ser suministrado en la forma líquida o en sólida. Un experto en la técnica valoraría que si un silicato se descubre en el líquido o fase sólida es dependiente mediante la proporción de S1O2 a 2O. Como la proporción de aumentos de SÍ20:M20, la tasa de disolución disminuye (las mayores cantidades de la sílice a un pH inferior) . Por ejemplo, para el silicato de sodio, una proporción de Si02:Na20 inferior será generalmente suministrada en la forma líquida, mientras una proporción de los mayores que 2 se descubrirá generalmente en forma de polvo hidratada o anhidra. Sin embargo, cualquiera se puede usar en la formación de los silicatos invertir de la presente descripción. Adicionalmente, un experto en la técnica valoraría que para silicatos con proporciones más elevadas, la estructura de anión puede encontrarse como más especies complejas (los complejos de elevado peso molecular con respecto bajan monómero de peso molecular o especies menos formadas en complejos). La solubilidad hídrica de tales silicatos es debido a la presencia de óxidos de metal alcalino (M20) que mantienen el pH a un nivel donde sílice (Si02) puede disolverse. Sin embargo, si el pH es neutralizado o bajado, la solubilidad de sílice se reduce y esto gelifica o polimeriza. Gelificación de silicato se refiere a la autopolimerización o la condensación de estructuras de silicato solubles para formar una estructura de gel hidratada, amorfa del silicato, que rápidamente ocurre a un pH debajo 10.5. Adicionalmente, los silicatos también pueden reaccionar con cationes multivalentes (p.ej, Ca, Mg, Al, Fe, etc.) para producir silicatos metálicos insolubles o geles de silicato metálicos. Por ejemplo, mediante la adición de iones de calcio divalentes, un silicato monovalente puede reaccionar con el calcio para formar un silicato de calcio hidratado. En vista de que el pH de una solución de silicato es por lo común mayor que aproximadamente 10.5, el sílice permanecerá soluble en esa parte. Sin embargo, cuando estos silicatos hidrosolubles son mezclados (en la cantidad suficiente) con agentes de fraguado insolubilizantes (es decir, agentes de reticulación o modificadores de pH) , la precipitación o gelificación ocurrirán. Así, un fluido para perforación de pozos fraguable puede proporcionarse lo que comprende una fase de silicato interna que puede ser activada para gelificarse o precipitar tal cuando por el cambio del pH para reducir la solubilidad de sílice y causar gelificación o un contacto con un agente de fraguado multivalente para permitir un entrecruzamiento . La cantidad de silicato proporcionado en o como la fase interna puede abarcar desde el 5 a 50 por ciento de la fase acuosa. Asi, los agentes de fraguado adecuados para el uso en los líquidos de la presente descripción incluyen agentes de fraguado inorgánicos así como agentes de fraguado orgánicos. Por ejemplo, el tipo de agentes de fraguado inorgánicos puede incluir óxidos, hidróxidos, bicarbonatos, o haluros de la tierra alcalina y otros metales, como calcio, magnesio, aluminio, y lo similar. Sin embargo, ninguna limitación de la fuente de iones multivalentes es limitada por la presente descripción. Así, otro tipo de agentes de fraguado puede incluir bicarbonatos, fosfatos, polifosfatos, sulfatos, etc. Tales agentes de fraguado inorgánicos pueden incluirse en la fase externa del líquido (o en una segunda emulsión) de modo que durante el emplazamiento de un líquido en una perforación del pozo, el agente de fraguado se mantenga separado del silicato fase interna para evitar el entrecruzamiento prematuro de los silicatos y el fraguado del líquido. Un experto en la técnica valoraría que la cantidad de agente de fraguado puede ser dependiente de la cantidad de silicato presente en el líquido, así como el grado de precipitación deseada. Sin embargo, en diversas modalidades, la proporción molar de silicato al agente de fraguado inorgánico puede abarcar desde 10:1 a 1:10 o de 6:1 a 1:6. Alternativamente, un agente de fraguado orgánico se pueden usar que induce gelificación por la modificación de pH del fluido para perforación de pozos. Asi, los agentes de fraguado orgánicos pueden incluir compuestos que liberarán el ácido mediante tiempo. En términos particulares, los compuestos que hidrolizan para formar ácidos in situ pueden utilizarse como un agente de fraguado. Tal fuente retardada de acidez puede proporcionarse, por ejemplo, por la hidrólisis de éster o amida. Los ejemplos ilustrativos de tales fuentes ácidas retardadas incluyen anhídridos de hidrolizable de ácidos carboxílieos , ésteres de hidrolizable de ácidos carboxílicos; ésteres de hidrolizable de ácido de fosfónico, ésteres de hidrolizable del ácido sulfónico y otros compuestos de hidrolizable similares, como amidas que deberían conocerse bien por los expertos en la técnica. Ésteres ejemplificantes incluyen ésteres de alcoholes que comprende 2 a 12 carbonos, ésteres derivados de ácidos grasos mono o poliinsaturados que tienen de 16 a 24 mezclas de éster que comprenden definas isomerizadas y/o internas, o combinaciones de lo mismo. Los ésteres adecuados pueden incluir ésteres de ácido carboxílico de modo que el tiempo para lograr la hidrólisis sea predeterminado en las condiciones de fondo del pozo conocidas, como temperatura y pH. En una modalidad particular, el agente de fraguado orgánico puede incluir un ácido fórmico o éster de ácido acético de un alcohol C4-C30, que puede ser mono o polihidrico. Otros ásteres que pueden encontrar uso en la provocación de gelificación de los silicatos de la presente descripción incluyen aquellos liberando ácidos carboxilicos de C1-C6, incluyendo ácidos hidroxicarboxilicos formados por la hidrólisis de lactonas, como d-lactona e ?-lactona) . En otra modalidad, se puede usar un éster hidrolizable del ácido carboxilico de Cl a C6 y un polialcohol de C2 a C30, incluyendo ortoesteres de alquilo. Es conocido en la técnica que la temperatura, asi como la presencia de fuentes de ión de hidróxido, tiene un impacto sustancial en la tasa de hidrólisis de ésteres. Para un ácido determinado, por ejemplo, ácido fórmico, el experto en la técnica puede conducir estudios simples para determinar el tiempo de la hidrólisis a una temperatura proporcionada. También es sabido que conforme aumenta la longitud de la porción de alcohol de éster, la tasa de hidrólisis disminuye. Asi, variando sistemáticamente la longitud y la ramificación de la porción de alcohol de éster, la tasa de liberación de ácido puede controlarse, y asi el fraguado del fluido para perforación de pozos puede ser predeterminado. Además, según la temperatura de fondo del pozo prevista y la tasa de hidrólisis prevista correspondiente de éster seleccionado, esto puede desearse para incorporar una enzima, como lipasas, esterases, y proteasas, en el fluido para perforación de pozos que contiene éster para que aumentan la tasa de hidrólisis. La incorporación de tales enzimas se describe, por ejemplo, en la Patente de EE.UU. No. 5,678,632, que se incorpora aquí como referencia en su totalidad. Adicionalmente, mientras las temperaturas mayores que 120°F por lo común no requieren la incorporación de una enzima debido a suficientemente elevadas tasas de hidrólisis, se contempla que otros ásteres (que tenga tasas de hidrólisis inferiores que no se usarían generalmente) se pueden usar junto con una enzima que aumentan la intrínsecamente baja tasa de hidrólisis. Según el agente de fraguado particular seleccionado (y su solubilidad relativa en agua) , el agente de fraguado orgánico puede incluirse en cualquiera la fase interna acuosa de la fase externa oleaginosa. En una modalidad particular, éster puede utilizarse comprenden una porción o toda la fase oleaginosa . Los fluidos para perforación de pozos pueden incluir, por ejemplo, una fase continua oleaginosa, una fase discontinua no oleaginosa que incluye al menos un silicato, emulsionantes, y un agente de fraguado. El líquido oleaginoso puede ser un líquido y más preferentemente es un aceite natural o sintético y más preferentemente el líquido oleaginoso se selecciona a partir del grupo que incluye el gasoil; aceite mineral; un aceite sintético, tal como hidrogenado y no hidrogenado olefinas que incluyen polialfa olefinas, lineales y olefinas de rama y lo similar, polidiorganosiloxanos, siloxanos, u organosiloxanos, ésteres de ácidos grasos, éteres de alquilo específicamente de cadena recta, ramificados y cíclicos de ácidos grasos, mezclas compuestos de lo mismo y similares conocidos a experto en la técnica; y mezclas de lo mismo. La concentración del líquido oleaginoso debería ser suficiente de modo que una emulsión inversa forme y puede ser menos que aproximadamente el 99 % en volumen de la emulsión inversa. En una modalidad la cantidad de líquido oleaginoso es de aproximadamente el 30 % hasta aproximadamente el 95 % en volumen y más preferentemente sobre del 40 % hasta aproximadamente el 90 % en volumen del líquido de emulsión inversa. El líquido oleaginoso en una modalidad puede incluir al menos el 5 % en volumen de un material seleccionado del grupo que incluye ésteres, éteres, acétalos, dialquilcarbonatos, hidrocarburos, y combinaciones de lo mismo. En una modalidad particular, al menos una porción del líquido oleaginoso incluye al menos un éster hidrolizable, como aquellos descritos anteriormente para permiten para bajar del pH del fluido para perforación de pozos, activando gelificación de los silicatos dentro del fluido para perforación de pozos. Así, en diversas modalidades, el líquido oleaginoso puede formarse de 0 a 100 porcentaje por volumen de éster. Sin embargo, cuando incluyendo éster, una cantidad en los limites 3-30 porcentaje en volumen puede desearse. El liquido no oleaginoso usado en la formulación del liquido de emulsión inversa descrito aquí es un liquido y preferentemente es un liquido acuoso. Más preferentemente, el liquido no oleaginoso puede seleccionarse a partir del grupo que incluye agua de mar, una salmuera que contiene sales disueltas orgánicas y/o inorgánicas, líquidos que contienen compuestos orgánicos hidromiscibles y combinaciones de lo mismo. Adicionalmente, como describa anteriormente, el líquido no oleaginoso ' puede incluir al menos un silicato hidrosoluble en esa parte. La cantidad del líquido no oleaginoso es por lo común menos que formar necesario del límite teórico una emulsión inversa. Así en una modalidad la cantidad de líquido no oleaginoso es menos que aproximadamente el 70 % en volumen y preferentemente de aproximadamente el 1 % hasta aproximadamente el 70 % en volumen. En otra modalidad, el líquido no oleaginoso es preferentemente de aproximadamente el 5 % hasta aproximadamente el 60 % en volumen del líquido de emulsión inversa. La fase de líquidos puede incluir un líquido acuoso o un líquido oleaginoso, o mezclas de lo mismo. En una modalidad particular, diversos agentes de ponderación pueden incluirse en un fluido para perforación de pozos.

Se pueden usar métodos convencionales para preparar los fluidos de perforación descritos aquí en una manera análoga a aquellos normalmente usados, preparar fluidos de perforación basados en aceite convencionales. En una modalidad, un liquido de silicato es emulsionado en un aceite de base, y un agente de fraguado (inorgánico u orgánico) puede agregarse a la fase externa. En otra modalidad, un liquido de silicato puede ser emulsionado en un aceite de base que tiene un agente de fraguado en esa parte. En aún otra modalidad, un liquido de silicato puede ser emulsionado en un aceite de base, y una segunda emulsión que comprende el agente de fraguado, por ejemplo, una salmuera de CaCl2 puede formarse y mezclarse con la primera emulsión. Mediante un periodo de tiempo, las goticulas emulsionadas pueden comenzar a coligarse, y asi reaccionar. Alternativamente, un liquido de silicato es emulsionado en un liquido oleaginoso formado en parte o completo por éster hidrolizable . Adicionalmente , según la selección de un silicato (liquido o sólido), un experto en la técnica valoraría que el agente de fraguado puede agregarse luego a uno de los oleaginosos o fases acuosas . Adicionalmente, un experto en la técnica valoraría que cualquier agente emulsionante se puede usar, incluyendo agentes emulsionantes no iónicos, catiónicos o aniónicos, mientras un equilibrio hidrofílico/lipofílico suficiente para obtener una emulsión estable de agua en el aceite. Los ejemplos de agentes emulsionantes pueden incluir sulfonatos de arilo de alquilo, sulfonatos de alquilo, fosfatos de alquilo, sulfatos de arilo de alquilo, ácidos grasos etoxilados, amidoaminas, imidazolinas, aminas etoxiladas, fenoles etoxilados, ácidos grasos de polioxietileno, ésteres y éteres, ésteres de sorbitano, ésteres de sulfato, ésteres de éter de sulfato, tauratos de alquilo, ésteres de fosfato, surfactantes de polisiloxano, surfactantes poliméricos, como los productos de HYPERMER™ producidos por Croda (Snaith, Reino Unido) , y combinaciones de lo mismo. Las mezclas de estos materiales asi como otros emulsionantes también pueden usarse para esta solicitud. En algunas modalidades, surfactantes adecuados para emulsiones inversas pueden incluir bajo surfactantes de HLB . Bajo surfactantes de HLB pueden incluir amidoaminas, ésteres de sorbitol, y éteres de alquilo, entre otros. En una modalidad particular, el emulsionante puede incluir éteres hidroxilados, como aquellos producidos mediante la adición reacción entre alcanoles con óxidos de alquilo, como un etoxilato de alcanol. La cantidad de emulsionante debería ser suficiente para permitir al líquido no oleaginoso formar una dispersión estable de gotículas finas en el líquido oleaginoso. Mientras esta cantidad puede variar según la naturaleza y cantidad del líquido líquido y no oleaginoso oleaginoso, por lo común la cantidad de emulsionante puede abarcar de aproximadamente el 1 a 10 por ciento en peso del liquido total. Adicionalmente, los líquidos de emulsión inversa descritos aquí pueden contener adicionalmente productos químicos adicionales según el uso final del líquido mientras que ellos no interfieren con la funcionalidad de los líquidos (particularmente la emulsión al usar líquidos de desplazamiento de emulsión inversa) descrito aquí. Otros aditivos que pueden incluirse en los fluidos para perforación de pozos descritos aquí incluyen por ejemplo, conectando entre sí sobre sólidos, pesando a agentes, impregnando a agentes, arcillas organofílicas , viscosificantes , la pérdida de líquidos controla a agentes, surfactantes , dispersantes, reductores de tensión interfaciales, amortiguadores de pH, solventes mutuos, diluyentes, mermando agentes y limpiando a agentes. La adición de tales agentes debería ser conocida al experto común en la técnica de formular fluidos de perforación y lodos. Sin embargo, débase observar que la adición de tales agentes no debería interferir negativamente con las propiedades asociadas con la capacidad de los componentes de solidificarse como descrito aquí Conectando entre sí sobre agentes, pesando agentes o materiales de densidad adecuados para el uso en algunas modalidades incluye galena, hematita, magnetita, óxidos de hierro, illmenita, barita, siderita, celestita, dolomita, calcita, y lo similar. Alternativamente, tales materiales también pueden incluir materiales celulósicos fibrosos, grafito, coque, perlita, etc. La cantidad de tal material añadió, si alguno, depende mediante la densidad deseada de la composición final. Por lo común, el material de peso se agrega para dar como resultado una densidad de fluido de perforación de hasta aproximadamente 24 libras por galón. El material de peso es preferentemente sumado a 21 libras por galón y con mayor preferencia hasta 19.5 libras por galón. Adicionalmente, un experto en la técnica valoraría que según la selección del agente que conecta entre sí o agente de ponderación, tal aditivo también puede usarse como un agente de fraguado. Por ejemplo, el carbonato de calcio puede utilizarse el saque el doble propósito de un agente de fraguado así como un sólido que conecta entre sí. Impregnar agentes que se pueden usar en modalidades descritas aquí puede incluir la resina líquida sin purificar, oxidó resina líquida sin purificar, surfactantes, ésteres de fosfato orgánicos, imidazolinas modificadas y amidoaminas, alquilo sulfatos aromáticos y sulfonatos, y lo similar, y combinaciones o derivados de éstos. Sin embargo, el uso de agentes de impregnando de ácido graso debería ser minimizado para a no negativamente afectan la reversibilidad de. la emulsión inversa descrita aquí. VERSA WET™ y VERSA WET™ NS son ejemplos que se pueden usar de agentes humectantes comercialmente disponibles elaborados y distribuidos por M-I LLC, Houston, Texas. Las arcillas organofílicas, por lo común arcillas tratadas con amina, pueden ser útiles como viscosificantes en las composiciones de líquidos descritas aquí. Otros viscosificantes, como polímeros solubles de aceite, sílice pirógeno, resinas de poliamida, poliácidos carboxílicos y jabones también pueden usarse. La cantidad de viscosificante usado en la composición puede variar según el uso final de la composición. Sin embargo, normalmente aproximadamente el 0.1 % al 6 % en peso es un intervalo suficiente para la mayor parte de solicitudes. VERSAGEL® SUPREME, VG-69™ y VG-PLUS™ son materiales que se pueden usar de organoarcilla distribuidos por M-I LLC, y Versa-HRP™ es un material de resina de poliamida elaborado y distribuido por M-I LLC. En diversos usos de los fluidos de silicato invertidos (como aquellos descritos a continuación) , la gelificación o el endurecimiento del silicato pueden ser activados ponen en contacto del silicato con unos agentes de fraguado inorgánicos o la hidrólisis de un agente de fraguado orgánico. Al usar un agente de fraguado inorgánico que es dispersado en la fase externa oleaginosa, la reacción entre el agente de fraguado y la fase de silicato emulsionada puede ocurrir por la desestabilización de la emulsión, tal como por el cambio de condiciones externas que dan como resultado a la fusión que puede ser inducida por condiciones de fondo del pozo o por ejemplo, por un lavado ácido. De forma similar, cuando un fluido para perforación de pozos se formula con un agente de fraguado orgánico que puede encontrarse en- la fase interna o formando al menos una porción o toda la fase externa, la hidrólisis de los compuestos puede activar gelificación de los silicatos. Opcionalmente, un lavado ácido puede utilizarse aceleran gelificación. Incluso en otras modalidades, cuando un fluido de silicato invertido entra en contacto con agua de poro (ligeramente ácido y rico en cationes multivalentes) , gelificación y/o la precipitación pueden ocurrir al bloque el influjo de liquido y presión en la formación, y también proporcionar un efecto sellable y que se estabiliza. Como se menciona anteriormente, las modalidades de la presente descripción pueden proporcionar líquidos de tratamiento o soluciones viscosas gelificadas que pueden utilizarse estabilizan regiones no consolidadas o débilmente consolidadas de una formación. La estabilidad de perforación del pozo también puede ser potenciada por la inyección de una emulsión de silicato invertir en formaciones a lo largo de la perforación del pozo. Gelificación o la precipitación de los silicatos pueden proporcionar el refuerzo de la formación a lo largo de la perforación del pozo al endurecerse la mezcla. En otras modalidades, los fluidos de silicato invertidos, pueden utilizarse para combatir las zonas de robo o las zonas de elevada permeabilidad de una formación. Al endurecerse, los fluidos de silicato invertidos inyectados en la formación pueden restringir parcialmente o totalmente fluyen a través de las zonas altamente conductivas. De esta forma, el silicato endurecido o gelificado puede reducir con eficacia rutas que canalizan a través de la formación, forzando el liquido de tratamiento zonas a través de menos porosas, y potencialmente disminuir la cantidad de tratar el liquido requerido y aumentar la recuperación de aceite del depósito . En otras modalidades, los silicatos endurecidos o gelificados pueden ser parte de una torta de filtro, minimizando la filtración de fluidos de perforación a formaciones subterráneas y rayando la perforación del pozo. Como ejemplo adicional, las modalidades descritas aquí se pueden usar como un componente en soluciones viscosas gelificadas de material de pérdida de circulación (LCM) que se usan cuando la filtración excesiva o los problemas de pérdida de circulación son encontrados, requiriendo una concentración más elevada de aditivos de circulación de pérdida. Las soluciones viscosas gelificadas LCM se utilizan evitan o disminuyen la pérdida de fluidos de perforación a formaciones subterráneas porosas encontradas al perforar. La solución viscosa gelificada de pérdida de líquidos o el tratamiento que desvía pueden inyectarse en una cuerda de trabajo, fluir a la parte inferior de la perforación del pozo, y luego de la cuerda de trabajo y en el anillo entre la cuerda de trabajo y la cubierta o perforación del pozo. Este lote del tratamiento es por lo común referido como "una solución viscosa gelificada". La solución viscosa gelificada puede ser empujada por la inyección de otros fluidos de completación detrás de la solución viscosa gelificada a una posición dentro de la perforación del pozo que es inmediatamente superior una porción de la formación donde la pérdida de líquidos se sospecha. La inyección de líquidos en la perforación del pozo es detenida luego, y la pérdida de líquidos moverá luego la solución viscosa gelificada hacia la ubicación de pérdida de líquidos. La colocación de la solución viscosa gelificada en una manera, como esto es comúnmente referida como "colocar en sitio" la solución viscosa gelificada. Los componentes de la solución viscosa gelificada de pérdida de líquidos o tratamiento que desvía pueden reaccionar luego para formar un enchufe cerca de la superficie de perforación del pozo, reducir considerablemente el flujo de fluido en la formación. El tratamiento con la solución viscosa gelificada de pérdida de líquidos puede ser selectivamente emplazada en la perforación del pozo, por ejemplo, colocando en sitio la solución viscosa gelificada a través de un tubo arrollado o por forzamiento directo. Un anemómetro de fondo del pozo o la herramienta similar pueden utilizarse detectan el fondo del pozo de flujos de fluido que indican donde el liquido puede perderse a la formación. La ubicación relativa de la pérdida de líquidos puede determinarse tal como a través del uso de etiquetas radiactivas presentes a lo largo de la cuerda de tubería. Mencionan de diversos métodos de emplazar una solución viscosa gelificada conocida en la técnica, por ejemplo, en Patentes Estadounidenses Núms . 4,662,448, 6,325,149, 6,367,548, 6,790,812, 6,763,888, que se incorporan aquí como referencia en su totalidad. Adicionalmente, mientras las modalidades de la descripción se refieren a silicatos hidrosolubles que como se forman con cationes monovalentes, un experto en la técnica valoraría que, en algunas modalidades, los silicatos hidrosolubles pueden incluir complejos de silicatos monovalentes con silicatos divalentes. Sin embargo, la incorporación de un silicato divalente puede encontrarse en la cantidad sustancialmente menor (no más que el 25 %), comparando con el silicato monovalente donde se mantienen un grado de la solubilidad hidrica.

EJEMPLOS Se formulan diversos líquidos de emulsión inversa teniendo los componentes que siguen, de los cuales todos se encuentran comercialmente disponibles, como se muestra debajo en la Tabla 1. Específicamente, los componentes incluyen SOFTANOL® 50, un emulsionante de etoxilato de alcohol disponible de Ineos Oxide (Southampton, el Reino Unido) , HOSTAPUR® SAS 93, un emulsionante de alquilsulfonato disponible de Clariant Functional Chemicals (Muttenz, Suiza) , CRYSTAL®, un 2.0:1 solución de silicato de sodio disponible de Ineos Silicas (Warrington, Reino Unido) , y VERSAGEL® SUPREME, una organoarcilla disponible de M-I LLC (Houston, Texas) . La estabilidad eléctrica (ES, por sus siglas- en inglés) de las emulsiones también se mide y muestra en la Tabla 1, donde mientras más elevado sea el valor, más estable será la emulsión.

Tabla 1 Muestra Base Componente A B C SOFTANOL® 50 (mi) 2 - 2.5 HOSTAPUR® SAS 0.5 2.5 - 93(g) DF1 Aceite base 50 50 50 (mi) VERSAGEL® 1 1 1 SUPREME (g) CRYSTAL® 0100 (mi) 25 25 25 ESeiOml CRYSTAL® 200 460 ES@25ml CRYSTAL® 135 33 162 muestras, se les agregan las cantidades magnesita (MgC03) , y se observan los resultados, continuación se muestran las observaciones se muestran en Tabla 2.

Tabla 2 Observaciones después Observaciones Muestra de madurar a 76° /30 después de madurar min . a 76°/16 hrs. 15ml Base A liquido pasta (sin sólidos) 15ml Base A + liquido fragua como cemento 3g MgC03 15ml Base A + líquido fragua como cemento 4g MgC03 15ml Base A + líquido fragua como cemento 5g MgC03 15ml Base B líquido líquido (sin sólidos) 15ml Base B + líquido pasta suave 3g gC03 15ml Base B + líquido pasta suave 4g MgC03 15ml Base B + pasta suave, se 5g MgC03 hace firme con liquido proporción cada vez mayor de sólidos 15ml Base C liquido pasta (sin sólidos) 15ml Base C + liquido fragua como cemento 3g gC03 15ml Base C + liquido fragua como cemento 4g MgC03 15ml Base C + liquido fragua como cemento 5g MgC03 Ventajosamente, las modalidades descritas aquí proporcionan emulsiones inversas y directas que pueden utilizarse para reforzar perforaciones del pozo, combatir zonas de robo, y evitar la pérdida de líquidos. Como se describe anteriormente, las emulsiones inversas pueden proporcionarse en una amplia gama de formulaciones para dar como resultado geles o solidificaciones que pueden utilizarse refuerzan o consolidan una perforación del pozo. La amplia gama de formular opciones disponibles para producir un intervalo de geles o las precipitaciones de las propiedades físicas diversas y tiempos establecidos puede ser venta osamente optimizada para unas solicitudes específicas y condiciones .

Además, las modalidades descritas aquí pueden proporcionar ventajosamente un medio efectivo para suministrar líquidos de silicato fraguables, con la reacción mínima del silicato antes de su colocación. Manteniendo el silicato emulsionado en una fase externa oleaginosa, la reacción puede ser retardada hasta que el líquido se coloque. Mientras convencionalmente el uso de silicatos (como un líquido fraguable) es limitado por la controlabilidad de la gelificación o precipitación del silicato, los inventores de la presente solicitud han descubierto ventajosamente emulsionando el silicato dentro de una fase oleaginosa, el retraso de gelificación/precipitación puede lograrse hasta no colocarse en una perforación' del pozo. Mientras la invención se ha descrito con respecto a un número limitado de modalidades, los expertos en la técnica, que obtengan beneficio de esta descripción, valorarán que otras modalidades pueden ser ideadas sin apartarse del alcance de la invención como se describe aquí. En consecuencia, el alcance de la invención sólo deberá ser limitado por las reivindicaciones anexas.

Claims (25)

1. REIVINDICACIONES 1. Un fluido para perforación de pozos, que comprende: una fase continua oleaginosa; una fase discontinua no oleaginosa que comprende un silicato hidrosoluble en esa parte; y un emulsionante para estabilizar la fase no oleaginosa dispersada en la fase oleaginosa.
2. 2. El liquido según la reivindicación 1, donde el silicato hidrosoluble comprende al menos uno de silicato de sodio, silicato de potasio, silicato de litio y silicatos de amonio cuaternario.
3. 3. El liquido según la reivindicación 1, donde el emulsionante comprende al menos uno de un alcoxilato de alcanol y un alquilsulfonato .
4. 4. El líquido según la reivindicación 1, que comprende además: un agente de fraguado.
5. 5. El líquido según la reivindicación 4, donde el agente de fraguado comprende al menos uno de un óxido, hidróxido, bicarbonato, o haluro de calcio, magnesio o aluminio.
6. 6. El líquido según la reivindicación 4, donde el agente de fraguado comprende un agente de fraguado orgánico.
7. 7. Un fluido para perforación de pozos, que comprende: una fase continua oleaginosa que comprende al menos un éster hidrolizable; una fase discontinua no oleaginosa que comprende un silicato hidrosoluble en esa parte; y un emulsionante para estabilizar la fase no oleaginosa dispersada en la fase oleaginosa.
8. 8. El liquido según la reivindicación 1, donde el silicato hidrosoluble comprende al menos uno de silicato de sodio, silicato de potasio, silicato de litio y silicatos de amonio cuaternario.
9. 9. El liquido según la reivindicación 1, donde el emulsionante comprende al menos uno de un alcoxilato de alcanol y un alquilsulfonato .
10. 10. Un método para tratar una pedogenesis, que comprende: emplazar un liquido de emulsión inversa para perforación del pozo que comprende: una fase continua oleaginosa; una fase discontinua no oleaginosa que comprende un silicato hidrosoluble en esa parte; un emulsionante para estabilizar la fase no oleaginosa dispersada en la fase oleaginosa; y un agente de fraguado; desestabilización de la emulsión inversa para permitir la reacción entre el silicato hidrosoluble y el agente de fraguado.
11. 11. El liquido según la reivindicación 10, donde el silicato hidrosoluble comprende al menos uno de silicato de sodio, silicato de potasio, silicato de litio y silicatos de amonio cuaternario.
12. 12. El liquido según la reivindicación 10, donde el emulsionante comprende al menos uno de un alcoxilato de alcanol y un alquilsulfonato .
13. 13. El liquido según la reivindicación 10, que comprende además: un agente de fraguado.
14. 14. El liquido según la reivindicación 13, donde el agente de fraguado comprende al menos uno de un óxido, hidróxido, bicarbonato, o haluro de calcio, magnesio o aluminio.
15. 15. Un método para tratar una pedogenesis, que comprende: emplazar un liquido de emulsión inversa para perforación del pozo que comprende: una fase continua oleaginosa; una fase discontinua no oleaginosa que comprende un silicato hidrosoluble en esa parte; y un emulsionante para estabilizar la fase no oleaginosa dispersada en la fase oleaginosa; y la disminución del pH del fluido para perforación de pozos para causar gelificación del silicato.
16. 16. El método según la reivindicación 15, donde la disminución del pH comprende llevar a cabo un lavado ácido.
17. 17. El método según la reivindicación 15, donde la disminución del pH comprende permitirle al fluido para perforación de pozos entrar en contacto con un agua de formación.
18. 18. El método según la reivindicación 15, donde el silicato hidrosoluble comprende al menos uno de silicato de sodio, silicato de potasio, silicato de litio y silicatos de amonio cuaternario.
19. 19. El método según la reivindicación 15, donde el fluido para perforación de pozos comprende además: un agente de fraguado orgánico.
20. 20. El método según la reivindicación 19, donde el agente de fraguado orgánico disminuye el pH.
21. 21. Un método para tratar una pedogenesis, que comprende: emplazar un liquido de emulsión inversa para perforación del pozo que comprende: una fase continua oleaginosa que comprende al menos un éster; una fase discontinua no oleaginosa que comprende un silicato hidrosoluble en esa parte; y un emulsionante para estabilizar la fase no oleaginosa dispersada en la fase oleaginosa; y la disminución del pH del fluido para perforación de pozos para causar gelificación del silicato.
22. 22. El método según la reivindicación 21, donde la disminución del pH del fluido para perforación de pozos comprende la hidrólisis de al menos un éster.
23. 23. El método según la reivindicación 21, donde la disminución del pH comprende llevar a cabo un lavado ácido.
24. 24. El liquido según la reivindicación 21, donde el silicato hidrosoluble comprende al menos uno de silicato de sodio, silicato de potasio, silicato de litio y silicatos de amonio cuaternario.
25. 25. El liquido según la reivindicación 21, donde el emulsionante comprende al menos uno de un alcoxilato de alcanol y un alquilsulfonato .