MX2013000135A - Fluido de hoyo de reologia plana. - Google Patents

Abstract

En la presente se describen fluidos de hoyo que comprenden un perfil de reología plana. En un aspecto, el fluido de hoyo de emulsión invertida se formula para incluir: un fluido oleaginoso como la fase continua del fluido de hoyo de emulsión invertida, un fluido no oleaginoso como la fase discontinua del fluido de hoyo de emulsión invertida; un emulsionante; y un modificador de reología, en donde el modificador de reología es una poliamida formada por la reacción de una alcoholamina, un ácido graso, y una poliamina, donde el fluido de hoyo de emulsión invertida tiene un perfil de reología plana.

Description

FLUIDO DE HOYO DE REOLOGÍA PLANA ANTECEDENTES En la perforación de pozos subterráneos se esperan numerosas funciones y características de los fluidos de perforación. Los fluidos de perforación deberían circular a través de todo el pozo y portar los recortes desde debajo de la broca, transportar los recortes hasta el anillo, y permitir la separación en la superficie. Al mismo tiempo, se espera que los fluidos de perforación enfríen y limpien la broca de perforación, reduzcan la fricción entre la sarta de perforación y los lados del agujero, y mantengan la estabilidad en las secciones revestidas del hoyo. Los fluidos de perforación además deberían formar una torta de filtro delgada, de baja permeabilidad que selle las aberturas en las formaciones penetradas por la broca y actúe para reducir el influjo no deseado de los fluidos de la formación desde las rocas permeables .

Los fluidos de perforación se clasifican típicamente de acuerdo con su material de base; en los fluidos a base de aceite, las partículas sólidas se suspenden en el aceite, y el agua o la salmuera pueden emulsionarse con el aceite. El aceite es típicamente la fase continua. En los fluidos a base de agua, las partículas sólidas se suspenden en agua o en salmuera, y el aceite puede emulsionarse en el agua. El agua es típicamente la fase continua. Los fluidos neumáticos son una tercera clase de fluidos de perforación en los cuales una corriente de aire o de gas natural de alta velocidad elimina los recortes de perforación .

Los fluidos de perforación a base de aceite se usan generalmente en la forma de fluidos de emulsión invertida. Un fluido de emulsión invertida consiste de tres fases: una fase oleaginosa, una fase no oleaginosa y una fase de partículas finamente divididas. Opc ionalmente se incluyen emulsionantes y sistemas emulsionantes, agentes densificantes, aditivos para pérdida de fluido, reguladores de alcalinidad y similares, para estabilizar el sistema como un todo y para establecer las propiedades de rendimiento deseadas.

Es importante que el perforador de pozos subterráneos sea capaz de controlar las propiedades reológicas de los fluidos de perforación. En la industria petrolera y de gas actualmente es deseable que los aditivos trabajen tanto en tierra como en costafuera y en ambientes de agua dulce y salada. Adicionalmente, los aditivos de fluidos de perforación deberían tener bajos niveles de toxicidad y deberían ser fáciles de manipular y de usar para minimizar los riesgos de polución ambiental y de daño a los operadores. Cualquier aditivo de fluidos de perforación además debería proporcionar los resultados deseados, pero al mismo tiempo el aditivo no debería inhibir el rendimiento deseado de los otros componentes de los fluidos de perforación.

COMPENDIO En un aspecto, las descripciones en la presente se refieren a un fluido de hoyo de emulsión invertida formulado para incluir: un fluido oleaginoso como la fase continua del fluido de hoyo de emulsión invertida; un fluido no oleaginoso como la fase discontinua del fluido de hoyo de emulsión invertida; un emulsionante; y un modificador de reología, en donde el modificador de reología es una poliamida formada por la reacción de un alcohol de amina, un ácido graso, y una poliamina, donde el fluido de hoyo de emulsión invertida tiene un perfil de reología plana .

En otro aspecto, las descripciones en la presente se refieren a un método para perforar un pozo subterráneo que comprende circular un fluido de hoyo de emulsión invertida en un hoyo, en donde el fluido de hoyo de emulsión invertida comprende: un fluido oleaginoso como la fase continua del fluido de hoyo de emulsión invertida; un fluido no oleaginoso como la fase discontinua del fluido de hoyo de emulsión invertida; un emulsionante; y un modificador de reología; donde el fluido de hoyo de emulsión invertida tiene un perfil de reología plana.

Otros aspectos y ventajas resultarán evidentes a partir de la descripción siguiente y las reivindicaciones anexas.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS La Figura 1 es una comparación gráfica de perfiles de reología de fluidos no densificados.

La Figura 2 es una comparación gráfica de los datos de 6 rpm y punto de fluencia de los fluidos descritos en la Figura 1.

DESCRIPCIÓN DETALLADA La presente descripción se dirige generalmente a un fluido de hoyo a base de aceite que es útil en la formulación de perforación, terminación y rehabilitación de pozos subterráneos, preferentemente pozos de petróleo y gas. Los fluidos además pueden usarse como fluidos de sostén, fluidos de fracturas y otros usos de hoyo similares en los cuales se desean propiedades de reología plana. Varios usos de los fluidos de hoyo se señalan en el libro COMPOSITION AND PROPERTIES OF DRILLING AND COMPLETION FLUIDS, 5ta edición, H.C.H. Darley y George R, Gray, Gulf Publishing Company, 1988, el contenido del cual por este medio se incorpora en la presente como referencia.

Como se describe en la presente, los fluidos de hoyo que tienen perfiles de reología plana se formulan para incluir un fluido oleaginoso, un fluido no oleaginoso, un emulsionante primario, y un modificador de reología. Cada uno de estos componentes se describe en mayor detalle más abajo. Como se usa en la presente, "perfil de reología plana" significa que las propiedades reológicas consistentes se mantienen en los intervalos de temperatura de 40oF a 150oF. Las propiedades reológicas de interés para un perfil de reología plana incluyen 6 rpm, gel de 10 minutos (10'), punto de fluencia (YP) , y relación de gel de 10 minutos a 10 segundos (relación de gel de 10' :10") . Con respecto a 6 rpm, gel de 10', y YP, un sistema se considera que tiene un perfil de reologia plana cuando estos valores están dentro de +/-20% de los valores medios a través de los intervalos de temperatura de 40oF a 150oF. En otras palabras, donde un fluido tiene los siguientes valores de 6 rpm: 20 (40oF) , 16 (lOOoF) , y 15 (150oF) , entonces la media de 6 rpm es 17. En consecuencia, cada valor de 6 rpm está dentro de +/-20% del valor medio. La variación de porcentaje inferior dará un perfil de reologia más plana, así se prefieren valores dentro de +/-15%, y valores de +/-10% se prefieren aún más. Con respecto a la relación de gel 10':10", un sistema se considera que tiene un perfil de reologia plana cuando la relación es de 1.5:1 o menos. Para optimizar mejor el perfil de reologia plana, las propiedades de 6 rpm, gel de 10 minutos, punto de fluencia, y relación de 10' : 10" deberían caer concurrentemente dentro de estos parámetros.

El fluido oleaginoso quizás es un líquido y más específicamente es un aceite natural o sintético. El fluido oleaginoso puede seleccionarse a partir del grupo que consiste de fueloil diesel; aceite mineral; aceite sintético (tales como pol iole f inas , polidiorganosiloxanos , siloxanos u organosi loxanos ) ; y mezclas de estos. La concentración del fluido oleaginoso debería ser suficiente de manera que se forma una emulsión invertida. La concentración del fluido oleaginoso puede ser menos de aproximadamente 99% en volumen de la emulsión invertida. En una modalidad la cantidad de fluido oleaginoso es de aproximadamente 30% a aproximadamente 95% en volumen y con mayor preferencia de aproximadamente 40% a aproximadamente 90% en volumen del fluido de emulsión invertida.

El fluido oleaginoso puede incluir una mezcla de una olefina interna y olefinas alfas. Una combinación de olefinas internas y alfas pueden usarse para crear fluidos de perforación, que tienen un balance de propiedades deseables tales como toxicidad y biodegradabilidad. Como un ejemplo, una mezcla de una olefina interna C16-18; una olefina interna C15-18; una olefina interna C15-16 y una olefina alfa C16 se elabora con" una relación en peso de 5/2/1.5/1.5 respectivamente. Esto resulta en un fluido oleaginoso que tiene un balance de propiedades de toxicidad y biodegradabilidad.

El fluido no oleaginoso usado en la formulación del fluido de emulsión invertida puede ser un líquido, y preferentemente es un líquido acuoso. El líquido no oleaginoso puede .seleccionarse de un grupo que consiste de agua dulce, agua de mar, una salmuera que contiene sales orgánicas y/o inorgánicas disueltas, líquidos que contienen compuestos orgánicos miscibles en agua, combinaciones de estos y compuestos similares usados en la formulación de emulsiones invertidas. La cantidad de fluido no oleaginoso es típicamente menos que el límite máximo teórico para formar una emulsión invertida. Así, la cantidad de fluido no oleaginoso es menos que aproximadamente 70% en volumen. Preferentemente, la cantidad de fluido no oleaginoso varía de aproximadamente 1% a aproximadamente 70% en volumen, y con mayor preferencia de aproximadamente 5% a aproximadamente 60% en volumen del fluido de emulsión invertida.

El emulsionante, utilizado en la formulación de un fluido de hoyo de acuerdo con las enseñanzas de la presente descripción, debería seleccionarse a fin de formar una emulsión invertida útil y estable adecuada para la perforación. El emulsionante debería estar presente en una concentración suficiente para una emulsión invertida estable que es útil para la perforación. En una modalidad ilustrativa, el emulsionante tiene una concentración de aproximadamente 7 libras por barril (ppb) a aproximadamente 11 ppb. Con mayor preferencia, el emulsionante tiene una concentración de aproximadamente 8 ppb a aproximadamente 10 ppb. Los emulsionantes que han demostrado utilidad en las emulsiones de esta descripción son ácidos grasos, jabones de aminoaminas de ácidos grasos, poliamidas, poliaminas, ásteres de oleatos, tal como monoleato de sorbitán, diolato de sorbitán, derivados de imidazolina o derivados de alcohol y combinaciones o derivados de los anteriores. Las amidoaminas que proporcionan fluidos con perfiles de reología plana pueden incluir amidoaminas formadas a partir de la reacción de ácidos grasos con alqui laminas . Los ácidos grasos de la presente descripción pueden seleccionarse a partir del grupo que consiste de ácido oleico, ácido palmítico, ácido linoleico, ácidos grasos de aceite de resina (TOFA) , y combinaciones de los mismos. ' Las alquilaminas de la presente descripción pueden seleccionarse a partir del grupo que consiste de triamina de dietileno, tetramina de trietileno, pentamina de tetraetileno , y combinaciones de las mismas. Las mezclas de estos materiales, así como otros emulsionantes, pueden usarse para los fluidos de reología plana de la presente descripción.

El modificador de reología de la presente descripción se utiliza para reducir el aumento en viscosidad, es decir aplanar las características reológicas, de los fluidos de perforación en un intervalo de temperatura de aproximadamente 40oF a aproximadamente 150°F. El modificador dé reología puede ser poliamidas, poliaminas, o mezclas de las mismas. Las poliamidas de la presente descripción se derivan a partir de la reacción de una poliamina con el producto de reacción de una alcoholamina y un ácido graso. Generalmente, la reacción alcoholamina - c ido graso se basa en un equivalente de ácido graso para cada equivalente de alcoholamina presente. Este producto de reacción se hace reaccionar después en una relación de equivalentes 1:1 con la poliamina, y después se apaga con un propi lenocarbonato para eliminar cualquier amina libre sin reaccionar. Con respecto al modificador de reología, las alcoholaminas de la presente descripción pueden seleccionarse a partir del grupo que consiste de monoe tanolamina , dietanolamina , trietanolamina , y mezclas de las mismas. Los ácidos grasos pueden incluir aceite de resina u otros ácidos carboxílicos de cadena larga insaturados similares que tienen de aproximadamente 12 a aproximadamente 22 átomos de carbono. Los ácidos grasos pueden ser ácidos grasos dímeros o trímeros, o combinaciones de los mismos. Como se mencionó previamente, una vez que la alcoholamina se ha hecho reaccionar con el ácido graso, el producto de reacción se hace reaccionar después además con una poliamina. Con respecto al modificador de reología, las poliaminas pueden seleccionarse a partir del grupo que consiste de triamina de dietileno, tetramina de dietileno, pentamina de tetraetileno , y combinaciones de las mismas. Los modificadores de reología comerc ialmente disponibles que proporcionan ¦ fluidos de hoyo de reología plana incluyen EMI-1005, disponible de M-I SWACO (Houston, Texas) , y TECH AXTM LS-10509 y LS-20509, ambos disponibles de International Specialty Products (Wayne, Nueva Jersey) .

La concentración del .modificador de reología debería ser suficiente para alcanzar el perfil de reología plana como se describe en la presente. La concentración del modificador de reología puede variar de aproximadamente 0. l a 5 libras por barril de fluido de hoyo, y con mayor preferencia es de aproximadamente 0.5 a 1.5 libras por barril de fluido de hoyo .

Aunque no se desea estar ligado a ninguna teoría específica de acción, se cree que los perfiles de reología relativamente plana alcanzados por la presente invención son el resultado de la interacción del modificador de reología con los sólidos finos, tales como las arcillas organof í licas y los sólidos de baja gravedad presentes en los fluidos de perforación. Se cree que la interacción de alguna manera se motiva por la temperatura de tal manera .que la mejora es mayor a temperaturas más altas y más débil a temperaturas más bajas. Una teoría es que el cambio en la temperatura provoca un cambio en la confirmación molecular del modificador de reología de manera que a temperaturas más altas se observan más interacciones moleculares y así más alta viscosidad que a temperaturas más bajas. Alternativamente, se especula que la absorción/desorción del modificador de reología en las superficies de los sólidos presentes en el fluido se relaciona con las propiedades de viscosidad observadas.

Independientemente del modo de acción, se ha encontrado que la adición de los modificadores de reología, como se describe en la presente, a los fluidos de hoyo resulta en las .propiedades de viscosidad observadas y descritas más abajo.

Los fluidos de hoyo descritos .son especialmente útiles en la perforación, la terminación y la rehabilitación de pozos subterráneos de petróleo y gas. En particular los fluidos son útiles para formular fluidos de perforación y fluidos de terminación para su uso en pozos de alta desviación, y pozos de largo alcance. Tales fluidos son especialmente útiles en la perforación de pozos horizontales en las formaciones que contienen hidrocarburos .

El método usado para preparar los fluidos de perforación descrito en la presenteno es critico. Los métodos convencionales pueden usarse para preparar los fluidos de perforación de la presente invención de una manera análoga a aquellos normalmente usados, para preparar fluidos de perforación convencionales basados en aceite. En un procedimiento representativo, una cantidad deseada de un fluido oleaginoso tal como un aceite base y una cantidad adecuada del emulsionante primario se mezclan juntos, seguido por el agente modificador de reología y los componentes restantes se adicionan con un mezclado continuo. Una emulsión invertida basada en este fluido puede formarse agitando, mezclando o cizallando vigorosamente el fluido oleaginoso con un fluido no oleaginoso.

Es importante destacar, que los fluidos de la presente invención no requieren de agentes adicionales para alcanzar un perfil de reología plana. Los solicitantes han encontrado sorprendentemente que una combinación única de un fluido oleaginoso, un fluido no oleaginoso, un emulsionante, y un modificador de reología puede proporcionar el perfil deseado de reología plana. Los solicitantes además han encontrado que el perfil de reología puede optimizarse conteniendo además agentes de viscosidad y agentes de control de pérdida de fluido.

Los viscosificantes de la presente invención pueden incluir arcillas organof í licas , que son normalmente arcillas de amina pretratadas . El agente de viscosidad puede .dispersarse en la fase oleaginosa de las composiciones del fluido del hoyo de la presente descripción. Los viscosificantes adecuados de arcillas organof í 1 icas pueden incluir bentonita, hectorita, atapulgita tratadas con aminas, y similares. Para la mayoría de las aplicaciones de emulsiones invertidas, la cantidad de arcilla organofílica usada en la formulación del fluido de hoyo puede estar en el intervalo de aproximadamente 0.1 ppb a. aproximadamente 5 ppb del fluido de hoyo. Las arcillas organof ílicas comerc ialmente disponibles incluyen VG-69, VG PLUS, VG SUPREME, y Versa-HRP, todas disponibles de M-I SWACO (Houston, Texas) .

Los agentes de control de pérdida de fluido actúan típicamente revistiendo las paredes del hoyo cuando el pozo se perfora. Agentes ilustrativos de control de pérdida de fluido que pueden encontrar utilidad en esta invención incluyen lignitos modificados, compuestos asfálticos, gilsonita, humatos organof í lieos preparados por reacción de ácido húmico con amidas o poliaminas de pol ialqui leños , y otros aditivos para pérdida de fluido no tóxicos. Típicamente, los agentes de control de pérdida de fluido se adicionan en cantidades de menos de aproximadamente 10% y preferentemente menos de aproximadamente 5% en peso del fluido. El ECOTROL RDTM es un agente de control de pérdida de fluido ilustrativo disponible comercialmente de M-I SWACO (Houston, Texas) .

Los fluidos de la presente descripción pueden contener además componentes adicionales dependiendo del uso final de la emulsión invertida siempre que ellos no interfieran con el .perfil de reología plana descrito en la presente. Por ejemplo, reserva de álcali, agentes humectantes, agentes densificantes, y agentes de unión pueden adicionarse a las composiciones del fluido para propiedades funcionales adicionales. La adición de tales agentes puede variar dependiendo de la aplicación, y debería ser modif icable por un experto en la materia de formulación de fluidos de hoyo.

Es convencional en muchas emulsiones invertidas incluir una reserva de álcali de manera que la formulación del fluido en general es básica (es decir, con pH mayor que 7) . Típicamente esta se encuentra en forma de cal o alternativamente mezclas de óxidos e hidróxidos de álcali y alcalinotérreos . Un experto en la materia debería comprender y apreciar que el contenido de cal de un fluido de hoyo variará dependiendo de las operaciones que se realicen y las formaciones que se perforen. Más aún debería apreciarse que el contenido de cal, además conocido como alcalinidad o reserva alcalina, es una propiedad que se mide típicamente de acuerdo con los estándares API aplicables que utilizan métodos que deberían ser bien conocidos por un experto en la materia de formulación de fluido.

Los agentes humectantes que pueden ser adecuados para su uso incluyen, aceite de resina crudo, aceite de resina crudo oxidado, ásteres de fosfato orgánico, imidazolinas y amidoaminas modificadas, sulfonatos y sulfatos alquil aromáticos, y similares, y combinaciones o derivados de estos. Faze-WetTM, VersaCoatTM, SureWetTM, Versawet®, y Versawet®NS son ejemplos de agentes humectantes comerc ialmente disponibles fabricados y distribuidos por M-I SWACO (Houston, Texas) que pueden usarse en los fluidos de hoyo descritos. Silwet L-77, L-7001, L7605 y L-7622 son ejemplos de agentes tensoactivos y humectantes comerc ialmente disponibles fabricados y distribuidos por General Electric Company (Wilton, CT) Los agentes densificantes o materiales de densidad adecuados para su uso en los fluidos de hoyo descritos incluyen galena, hematita, magnetita, óxidos de hierro, ilmenita, barita, siderita, celestina, dolomita, calcita, y similares. La cantidad de tales materiales adicionados, si los hay, depende de la densidad deseada de la composición final. Típicamente, el material densificante se adiciona para resultar en una densidad de los fluidos de perforación de hasta aproximadamente 24 libras por galón. El material densificante se adiciona preferentemente hasta 21 libras por galón y con la máxima preferencia hasta 19.5 libras por galón.

Los siguientes ejemplos se incluyen para demostrar el objeto reivindicado. Debería apreciarse por los expertos en la materia que las técnicas y las composiciones descritas en los ejemplos que siguen representan técnicas que los inventores descubrieron que funcionan bien y así puede considerarse que constituyen los modos preferidos de la práctica. Sin embargo, aquellos expertos en la materia deben, a la luz de la presente descripción, apreciar que pueden hacerse muchos cambios en las modalidades específicas que se describen y obtenerse aún un resultado parecido o similar sin apartarse del alcance del objeto reivindicado.

Información general relevante para los ejemplos: Los fluidos se prepararon mediante mezclado en mezcladoras Hamilton Beach y Silverson. Una muestra de un fluido de reología plana se preparó inicialmente para servir como un fluido de control. Este fluido de control, junto con los tiempos de mezclado de Hamilton Beach, se proporcionan más abajo en la Tabla 1. Como se muestra en la formulación, se usó HMP para simular los sólidos de perforación. Una vez que los componentes se mezclaron, el fluido sería después cizallado a 6000 rpm durante 10 minutos en la mezcladora Silverson.

Tabla 1 - Formulación de control y tiempos de mezclado Los fluidos se envejecieron al calor durante 16 horas a 250oF, a menos que se especifique de cualquier otra forma. Después del envejecimiento, se permitió que los fluidos se enfriaran hasta la temperatura ambiente y después se cizallaron durante 10 min en la mezcladora Hamilton Beach antes de obtener las mediciones de reología. La reologia se midió antes y/o después del laminado en caliente como se indica en los ejemplos más abajo. Después del laminado en caliente, la estabilidad eléctrica (ES) se midió a temperatura ambiente y la pérdida de fluido de HTHP se determinó a 200°F, 500 psi.

Los ensayos para características "planas" consistieron de mediciones de la reología en el intervalo de temperatura de 40-150°F para determinar el 6 rpm, YP, el gel 10 ' , y la relación de gel ??'/??' 1 de los fluidos de prueba.

La reproductibilidad de las mediciones reológicas sobre el mismo fluido pudiera afectarse por lo siguiente: tiempo en reposo de la muestra antes de las mediciones de reología, duración e intensidad de cizallamiento antes de las mediciones, y pequeñas variaciones en la temperatura en las mediciones de temperaturas frías. Para minimizar las variaciones y asegurar la reproductibilidad, se adoptó el siguiente procedimiento: 1. Preparar los fluidos de acuerdo con los tiempos de mezclado como se muestra en la Tabla 1. 2. Laminar en caliente las muestras durante 16 horas a la temperatura especificada. 3. Enfriar las muestras durante una hora después del laminado en caliente. 4. Cizallar las muestras en la mezcladora Hamilton Beach durante 5 minutos, y después transferir inmediatamente al (a los) termovaso ( s ) . 5. Si la muestra tiene que esperar para la medición a 40°F, asegurar que se cizallen dudante 5 minutos antes de transferir al termovaso de baja temperatura. 6. Iniciar las mediciones tan pronto como la muestra alcance la temperatura de prueba .

Tabla 2 - Propiedades del fluido de control la viscosidad plástica, que es una variable usada en el cálculo de las características de viscosidad de los fluidos de perforación, medida en unidades de cent ipoi se ( cp ) .

"YP" es el punto de fluencia, que es otra variable usada en el cálculo de las características de viscosidad de los fluidos de perforación, medida en libras por 100 pies cuadrados (Ib 100 pies) .

"AV" es la viscosidad aparente, que es otra variable, usada en el cálculo de la característica de viscosidad de los fluidos de perforación, medida en unidades de centipoise (cp) .

"Geles" es una medida de las características de suspensión, o las propiedades tixotrópicas de los fluidos de perforación, medida en libras por 100 pies cuadrados (Ib 100 pies "API Fl" es el término usado para la pérdida de filtrado API en mililitros (mi) .

"HTHP" es el término usado para la pérdida de fluido a alta temperatura y alta presión, medido en mililitros (mi) de acuerdo con el boletín API RP 13 8-2 , 1990.

Los componentes de los fluidos de perforación reivindicados incluyen un fluido oleaginoso, un fluido no oleaginoso, un paquete emulsionante y un modificador de reología. Otros productos químicos usados para ajustar el sistema son básicamente los mismos que los usados típicamente en la formulación convencional de sistemas de fluidos de perforación invertidos .

EJEMPLOS Los modificadores de reología se analizaron para proporcionar el sistema de fluido con un perfil de reología plana. La Tabla 3 proporciona una formulación base no espesante que se probó usando el método de prueba proporcionado anteriormente. VG PLUS es una arcilla de bentonita organof í1 i ca ; VG SUPREME es una arcilla de bentonita organof ílica ; SUREMUL es un emulsionante a base de un ácido graso; SUREWET es un agente humectante basado en amidoaminas ; ECOTROL es un agente de control de pérdida de fluido polimérico; RHEFLAT es un modificador de reología que es una mezcla de poliácidos grasos; RHETHIK es un agente de viscosidad polimérico; y EMI-1005 es un modificador de reología con pol iamina/pol iamida mezcladas; todos son comerc ialmente disponibles de M-I SWACO (Houston, Texas) . LS-10509 es un amidoamina/ trímero en queroseno, y LS-20509 es una pol iamidoamina , ambos de los cuales están disponibles de International Specialty Products (Wayne, Nueva Jersey) Tabla 3 - Formulación para fluido sin densificante con varios modificadores de reologla Los cuatro siscemas se revisaron para ei perfil de reología plana, y se describen en la Figura 1 (a)-(d) . Los sistemas se evaluaron por la medición de reología en el reómetro Bohlin Gemini 150 a 40F, 77F, 100F, y 150F. Las mediciones revelaron el potencial de los modificadores de reología para producir reología casi constante sobre un intervalo de velocidades de ci zal lamiento . Los modificadores de reología considerados incluyen (b) RHEFLAT, (c) ácido graso trímero, y (d) LS 10509. Para propósitos de comparación, el sistema de fluido (a) no incluyó un modificador de reología.

Como se muestra en Error! La fuente de referencia no se encontró., los perfiles de reología difieren significativamente cuando no hay un modificador de reología en el fluido (a) . Con RHEFLAT, los perfiles muestran una reología casi constante en el intervalo de velocidad de ci zal lamiento 1-100 s-1 (b) . Simi larmente , el aditivo de ácido trímero genera perfiles que son constantes en el intervalo medio de velocidad de cizallamiento (c) . En contraste, el aditivo LS 10509 parece ser menos efectivo en mantener constante la reología (d) .

Usando la interpolación de velocidad de cizallamiento, las mediciones Bohlin se convirtieron a datos equivalentes Fann para la comparación de los valores de 6 rpm y YP de los aditivos en el intervalo de temperatura. Ejemplos de esta comparación se muestran Error! La fuente de referencia no se encontró. Puede observarse que tanto RHEFLAT como el ácido trímero mejoran la llanura de los perfiles de 6 rpm y YP en el intervalo de temperatura de 40-150°F mientras que LS 10509 tiene menos efecto de aplanamiento .

Los sistemas de tres fluidos se formularon como una relación de aceite a agua 70/30, sistemas de 15 ppg consistentes con los fluidos a base de emulsión invertida y los procedimientos descritos ante iormente. Estos sistemas de fluidos comparan las composiciones y concentraciones de aditivos para evaluar el impacto de los modificadores de reología en el perfil de reología de los sistemas. Las formulaciones de aditivos y los perfiles de reología se detallan más abajo en las Tablas 4 y 5.

Tabla 4 - Formulaciones de sistemas de fluidos con varios modificadores de reologla Tabla 5 - Reología para los sistemas de fluidos Los cuatro sistemas > fluidos se formularon para evaluar el efecto de varios aditivos y concentraciones sobre perfil de reología de los sistemas. El fluido D proporciona una formulación general para sistemas de reología plana conocidos; el fluido E proporciona una formulación general para un emulsionante alternativo; el fluido F proporciona una formulación general para un sistema que incorpora el emulsionante alternativo, y eliminando un aditivo del sistema; y el fluido G proporciona una formulación general con el emulsionante alternativo y concentraciones más bajas de algunos de los aditivos. Las formulaciones se exponen en la Tabla 4 más abajo.

Tabla 6 - Formulaciones de fluidos con varios emul s ionante s La reología para las formulaciones anteriores se proporciona en las Tablas 5-8 más abajo. Como se evidencia por estos resultados, la elección del emulsionante puede afectar la capacidad para alcanzar y mantener un perfil de reología plana para un sistema de fluido a través de un intervalo de temperatura de 40oF a 150oF. Los fluidos D y E muestran los perfiles de reología diferentes entre emulsionantes diferentes, mientras que los fluidos F y G muestran el impacto sobre el perfil de reología de eliminar las arcillas y reducir la concentración del modificador de reología y del viscosificante polimérico .

Tabla 7 - Reología para el fluido D Tabla 8 - Reología para el fluido E Tabla 9 - Reología para el fluido F Tabla 10 - Reología para el fluido G Aunque el aparato, las composiciones y los métodos descritos anteriormente se han descrito en términos de modalidades preferidas o ilustrativas, será evidente para los expertos en la materia que pueden aplicarse variaciones al proceso . descrito en la presente sin apartarse del concepto y el alcance del objeto reivindicado. Todos esos sustitutos y modificaciones similares evidentes para los expertos en la materia se considera que están dentro del alcance y concepto del objeto como se establece en las siguientes reivindicaciones.

Claims (14)

NOVEDAD DE LA INVENCION Habiendo descrito la presente invención, se considera como novedad, y por lo tanto se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes: REIVINDICACIONES

1. Un fluido de hoyo de emulsión invertida que comprende : un fluido oleaginoso, en donde el fluido oleaginoso es la fase continua del fluido de hoyo; un fluido no oleaginoso, en donde el fluido no oleaginoso es la fase discontinua del fluido de hoyo; un emulsionante, en donde el emulsionante es una amidoamina formada a partir de la reacción de un ácido graso con una alquilamina, en donde el ácido graso se selecciona del grupo que consiste de ácido oléico, ácido palmítico, ácido linoleico, ácidos grasos de aceite de resina (TOFA) , y combinaciones de los mismos ; un modificador de reología, en donde el modificador de reología es una poliamida formada por la reacción de una poliamina con el producto de reacción de una alcoholamina y un ácido graso; en donde el fluido de hoyo de emulsión invertida tiene un perfil de reología plana.

2. El fluido de hoyo de emulsión invertida de las reivindicación 1, en donde el modificador de reología comprende una poliamina seleccionada del grupo que consiste de dietilentriamina , trietilentetramina, tetraetilenpentamina, y combinaciones de las mismas.

3. El fluido de hoyo de emulsión invertida de la reivindicación l, en donde el modificador de reología comprende una alcoholamina seleccionada del grupo que consiste de monoetanolamina , die tanolamina , y trie tanolamina .

4. El fluido de hoyo de emulsión invertida de la reivindicación 1,· en donde el modificador de reología comprende un ácido graso que es un ácido graso dímero o trímero, o combinaciones de los mismos.

5. El fluido de hoyo de emulsión invertida de la reivindicación 1, en donde la alquilamina se selecciona del grupo que consiste de triamina de dietileno, tetramina de trietileno, pentamina de tetraetileno , y combinaciones de las mismas.

6. El fluido de hoyo de emulsión invertida de la reivindicación 1, en donde el fluido de hoyo tiene una relación de gel de 10 minutos a 10 segundos de 1.5:1 o menos en un intervalo de temperatura de 40oF a 150oF. 4 O

7. El fluido de hoyo de emulsión invertida de la reivindicación 1, en donde los valores de al menos uno del punto de fluencia, gel de 10 minutos, y 6 rpm está dentro de +/- 20% de los valores medios a través de los intervalos de temperatura de 40oF a 150oF.

8. El fluido de hoyo de emulsión invertida de la reivindicación 1 , en donde el fluido oleaginoso comprende de aproximadamente 30% a aproximadamente 100% en volumen de los fluidos de perforación y el fluido oleaginoso se selecciona de un grupo que consiste de fueloil diesel, aceite mineral, aceite sintético, ésteres, éteres, acétales, dialquircarbonatos, olefinas, y combinaciones de los mismos .

9. El fluido de hoyo de emulsión invertida de la reivindicación 1, en donde el fluido no oleaginoso comprende de aproximadamente 1% a aproximadamente 70% en volumen de dichos fluidos de perforación y el fluido no oleaginoso se selecciona del grupo que consiste de agua dulce, agua de mar, una salmuera que contiene sales orgánicas o inorgánicas disueltas, un líquido que contiene compuestos orgánicos miscibles en agua, y combinaciones de los mismos.

10. Los fluidos de perforación de emulsión invertida de la reivindicación 1, en donde los fluidos de perforación de emulsión invertida además comprenden una arcilla órgano f í 1 ica .

11. Los fluidos de perforación de emulsión invertida de la reivindicación 10, en donde la arcilla organofílica tiene una concentración .de aproximadamente 0.1 ppb a aproximadamente 5 ppb .

12. Los fluidos de perforación de emulsión invertida de la reivindicación 1, en donde el emulsionante tiene una concentración en el intervalo de aproximadamente 7 a aproximadamente 11.

13. Los fluidos de perforación de emulsión invertida de la reivindicación 1, en donde el modificador de reología tiene una concentración en el intervalo de aproximadamente 0.1 ppb a aproximadamente 5 pbb .

14. Un método para perforar un pozo subterráneo que comprende : circular el fluido de hoyo de emulsión invertida de cualquiera de las reivindicaciones anteriores en el hoyo.