MX2013000415A - Fluido de perforacion y metodo para perforar un pozo. - Google Patents

Abstract

Un método para perforar un pozo en una formación. El método incluye: proporcionar una fluido de perforación, vuelto viscoso con metal mezclado, que incluye al menos 1% de sal de potasio y/o al menos 0.05% de sulfato de calcio; hacer circular el fluido de perforación a través del pozo; y perforar en una formación. Se puede adicionar un diluyente aniónico si la concentración de arcilla del fluido de perforación alcanza un nivel problemático para afectar la capacidad de bombeo del fluido.

Description

FLUIDO DE PERFORACIÓN Y MÉTODO PARA PERFORAR UN POZO Campo de la Invención Esta invención se refiere a métodos y fluidos usados para perforar pozos.

Antecedentes de la Invención El proceso de perforar un pozo en la tierra para la extracción de un recurso natural requiere un fluido para remover los cortes del pozo, lubricar y enfriar la broca de perforación, controlar las presiones de formación y mantener la estabilidad del pozo.

Muchas formaciones presentan dificultades en la perforación, puesto que los materiales de formación con los cuales se pone en contacto el fluido de perforación, pueden afectar de manera adversa las propiedades de fluido de perforación .

Por ejemplo, se ha desarrollado un fluido que reduce al mínimo el daño a la formación y reduce la pérdida de lodo completo al limitar la invasión en la formación y permite un fácil flujo de retorno, llamado en la presente los fluidos de perforación, hechos viscosos con metales mezclados, que incluyen óxido metálico mezclado (MMO) , hidróxido metálico mezclado ( MH) y combinaciones de óxido e hidróxido metálico mezclado (MMOH) . Los fluidos de perforación, hechos viscosos con metales mezclados, contienen un viscosificador de metales mezclados, que es una partícula inorgánica a base de óxidos y/o hidróxidos de magnesio/aluminio. Las partículas de metales mezclados tienen un carácter catiónico y reaccionan de manera electrostática con partículas de arcilla. Los fluidos de perforación, hechos viscosos con metales mezclados incluyen una mezcla de base acuosa de al menos una de las porciones de metales mezclados y una cantidad de bentonita. La reología de los fluidos de perforación, hechos viscosos con metales mezclados, limita la invasión de fluido en la formación debido a la alta viscosidad pero la protección de la formación principal viene de la formación de una torta externa de filtro que se remueve fácilmente. El desplazamiento simple a agua o salmuera debe ser suficiente para que el pozo fluya de nuevo y remueva la torta de filtro.

Desdichadamente, sin embargo, la reología de los fluidos de perforación, hechos viscosos con metales mezclados, se ha roto cuando entran en contacto con partículas finas de carbón generadas de la perforación en betas de carbón, especialmente carbón virgen. Cuando el fluido de perforación entra en contacto con partículas finas de carbón generadas al perforar a través de las betas, el fluido se adelgaza, moviéndose hacia la reología del agua y por lo tanto pierde muchas de sus propiedades benéficas. puesto que las betas de carbón se consideran frecuentemente en realidad formaciones de zona perdida, y son débiles y quebradizas, es particularmente problemática la inconveniencia de los fluidos de perforación, hechos viscosos con metales mezclados, para perforar en formaciones que contienen carbón .

Además de la sensibilidad bien conocida de los fluidos de perforación, hechos viscosos con metales mezclados, hacia compuestos aniónicos tal como carbón, estos sistemas también son sensibles a la incorporación de arcillas reactivas, perforadas, en la medida que estas arcillas incorporadas incrementan la viscosidad del fluido a niveles incontrolables y vuelven inadecuado al sistema. Como un ejemplo, el contenido de arcilla de un fluido de perforación se mide como una actividad equivalente a la cantidad de bentonita que se adiciona al sistema y se prueba cuantitativamente como la Prueba de Azul de Metileno (MBT) . El incremento del valor de MBT de un fluido de perforación, hecho viscosos con metales mezclados, desde 10 libras por barril (ppb) de equivalente de bentonita (28.6 kg/m3) a 20 ppb de equivalente de bentonita (57.2 kg/m3) puede volver no bombeable e inutilizable un sistema de fluidos .

Breve Descripción de la Invención De acuerdo con un aspecto amplio de la presente invención, se proporciona un método para perforar un pozo a través de una formación, el método que comprende: proporciona un fluido de perforación, hecho viscoso con metales mezclados, que incluye al menos 1 % p/v de sal de potasio y/o al menos 0.5 % p/v de sulfato de calcio; hacer circular el fluido de perforación a través del pozo; y perforar en la formación.

De acuerdo con otro aspecto amplio de la presente invención, se proporciona un fluido de perforación que comprende: una mezcla acuosa de bentonita y un viscosificador de metales mezclados con un pH por arriba de aproximadamente pH 10; y al menos 1 % de sal de potasio y/o al menos 0.5 % p/v de sulfato de calcio.

De acuerdo con un aspecto amplio de la presente invención, se proporciona un método para perforar un pozo a través de una formación, el método que comprende: proporcionar un fluido de perforación, hecho viscoso con metales mezclados; hacer circular el fluido de perforación a través del pozo en tanto que se perfora en la formación; identificar una condición de la perforación indicativa de un incremento problemático en la concentración de arcilla del fluido de perforación; adicionar una sal de potasio al fluido de perforación para llevar la concentración a al menos 1 % p/v de sal de potasio y/o al menos 0.5 % p/v de , sulfato de calcio; y adicionar un diluyente aniónico al fluido de perforación para ajustar la viscosidad del fluido de perforación.

Se va a entender que otros aspectos de la presente invención llegarán a ser fácilmente evidentes para aquellos expertos en la técnica a partir de la siguiente descripción detallada, en donde se muestran y escriben a manera de ejemplo varias modalidades de la invención. Como se entenderá, esta invención es capaz de otras y diferentes modalidades y sus varios detalles son capaces de modificación en varios aspectos diferentes, todos sin apartarse del espíritu y alcance de la presente invención. Por consiguiente, la descripción detallada y ejemplos se van a considerar como de naturaleza ilustrativa y no como restrictiva .

Descripción Detallada de la Invención La descripción detallada y ejemplos expuestos más adelante se proponen como una descripción de varias modalidades de la presente invención y no se proponen que representen las únicas modalidades contempladas por el inventor. La descripción detallada incluye detalles específicos para el propósito de proporcionar un entendimiento comprensivo de la presente invención. Sin embargo, será evidente para los expertos en la técnica que la presente invención se puede practicar sin estos detalles específicos .

Los fluidos de perforación, hechos viscosos con metales mezclados incluyen un viscosificador de metales mezclados, que es una partícula inorgánica a base de óxidos y/o hidróxidos de magnesio/aluminio. Se conocen comúnmente como hidróxidos de metales mezclados y algunas veces se refieren como óxido de metales mezclados (MMO) , hidróxido de metales mezclados (MMH) y combinaciones de óxido e hidróxido de metales mezclados (MMOH) . El viscosificador de metales mezclados, referido algunas veces colectivamente como MMH, es un compuesto de hidróxido estratificado de metales mezclados de la siguiente fórmula empírica: M'mM"n(OH) (2m+3n+qa+br) (Aq)a(Br)b . XH20, donde M' representa al menos un catión metálico divalente y m es una cantidad de mayor que cero a aproximadamente 8; donde M" representa al menos un catión metálico trivalente y n es una cantidad mayor que cero a aproximadamente 6; donde A es un anión o radial de valencia negativa que es monovalente o polivalente, y a es una cantidad de A iones de valencia q, con la condición que si A es monovalente, a es de mayor que cero a aproximadamente 8, y si A es polivalente, a es de mayor que cero a aproximadamente 4; donde B es un segundo anión o radical de valencia negativa que es monovalente o polivalente, y donde B es una cantidad de iones B de valencia r y b es de cero a aproximadamente 4; con la condición que (m+n) sea mayor que o igual a l; y con la condición adicional que qa+br no pueda ser mayor que 2m+3n; con la condición que qa no puedas ser igual a 2m+3n; y aún adicionalmente que (2m+3n+qa+br ) es menor que 3; y donde xH20 representa agua en exceso de hidratación, con x que es cero o más. En ciertas modalidades preferidas (2m+3n+qa+br) es menor que 2, de manera más preferente menos que 1, y de manera mucho más preferente menos que 0.5.

En tanto que ' pueda representar cualquier catión metálico divalente de los Grupos IA, IIA, VIIB, VIII, IB o IIB de la Tabla Periódica, los cationes divalentes preferidos son Mg, Ca, Mn, Fe, Co, Ni, Cu, y Zn, y más preferidos son Mg y Ca. M" es un catión metálico trivalente seleccionado de los Grupos IA u VIII, pero preferidos son Al, Ga y Fe, y más preferido es Al.

También debe estar presente al menos un anión o radical de valencia negativa, A, y en algunos casos, también puede estar presente uno o (o más) aniones o radicales de valencia negativa, B, adicionales. Los ejemplos de estos aniones y radicales de valencia negativa incluyen carbonatos, aminas, amidas, cloruros, cloruros, óxido, y similares. Preferidos para estos son carbonatos, óxidos y amidas .

De manera alternativa, se puede emplear una combinación de materiales que puede contribuir a las proporciones de los constituyentes de la fórmula empírica anterior.

Un viscosificador de metales mezclados de interés es el hidróxido de metales mezclados de la fórmula [Mgo.7Alo.3 (OH) 2] (OH) 0.3 · Otro viscosificador de metales mezclados de interés es Al/ g (OH) 4.7CI0.3. Los viscosificadores de metales mezclados están comercialmente disponibles tal como de BASF Oilfield Polymers Inc. bajo la marca comercial PolyvisMR. Por ejemplo, Polyvis IIMR es un viscosificador de hidróxido de metales mezclados.

Hasta ahora se han usado en general sin éxito fluidos de perforación hechos viscosos con metales mezclados (MMO, MMH y MOH o colectivamente MMH) en betas de carbón debido al efecto diluyente de fluido del carbón. Se cree que la naturaleza polianiónica de las partículas, finas de carbón, tal como de lignita y lignosulfonatos , interfiere con las interacciones electrostáticas de la porción de metales mezclados y la bentonita en el fluido de perforación, dando por resultado algunas veces un colapso completo de la reología del fluido.

Se ha determinado que algunas sales pueden reducir o impedir el efecto diluyente de los carbones de perforación con fluidos hechos viscosos con MMH. Las sales de potasio y/o sulfato de calcio que incluyen uno o más de sulfato de potasio, cloruro de potasio, acetato de potasio y formiato de potasio pueden mantener sustancialmente la reologia de fluidos de perforación hechos viscosos con metales mezclados cuando se perforan con contaminantes de carbón. Estas sales pueden adicionar el beneficio de inhibición de hinchazón de esquisto, posiblemente como resultado de la presencia del ión potasio o ión calcio de la sal.

El sulfato de potasio y/o el cloruro de potasio han mostrado los mejores resultados con el sulfató de potasio que es particularmente preferido.

Pueden ser efectivas una amplia variedad de concentraciones de sal de potasio, tal como concentraciones mayores de 1 % (peso en volumen) , en el fluido de perforación hecho viscoso con metales mezclados. En general, se ha encontrado que concentraciones de 1 - 10 % (peso en volumen) de sal y por ejemplo concentraciones de 1 - 5 % de sal (peso en volumen) son ambas efectivas para estabilizar el fluido de perforación contra cabios reológicos adversos debido a la contaminación de carbón y es ventajoso en términos de puntos económicos. La cantidad de sal adicionada al fluido de perforación se puede determinar por la cantidad de carbón que se va a perforar y/o por la reactividad del esquisto. Por ejemplo, los carbones más jóvenes, más que los carbones más antiguos, tienden a crear mayor inestabilidad reológica para los fluidos de perforación, hechos viscosos con metales mezclados, y de esta manera, pueden ser útiles mayores concentraciones (por ejemplo, mayor de 3 % y por ejemplo 3 - 10 %) de sales de potasios en el fluido de perforación. También, si se determina que hay depósitos significativos de carbón a través de los cuales se deba perforar el pozo, nuevamente pueden ser útiles mayores concentraciones de sales de potasio.

Para sulfato de calcio, pueden ser efectivas concentraciones mayores de 0.05 % (peso en volumen), en el fluido de perforación, hecho viscoso con metales mezclados. En tanto que se pueden usar cantidades de hasta 5 % o más, en general se ha encontrado que concentraciones de 0.05 % -1.0 % (peso en volumen) de sulfato de calcio y, por ejemplo, 0.05 - 0.5 % de sal (peso en volumen) o concentraciones de 0.1 - 0.5 % son ambas efectivas para estabilizar el fluido de perforación contra cambios reológicos adversos debido a la contaminación con carbón y es ventajoso en términos de la economía. En carbones más jóvenes o donde se deben perforar depósitos significativos de carbón, pueden ser útiles concentraciones mayores (por ejemplo mayores de 0.3 % y por ejemplo 0.3 - 1.0 %) de sulfato de calcio en el fluido de perforación. Se cree que el sulfato de calcio alcanza saturación a aproximadamente 2 a 3 kg/m3, (0.2 a 0.3 % (p/v) ) , pero se pueden adicionar cantidades en exceso sin un efecto adversos y en realizar pueden crear un amortiguador de sal para mantener la actividad, con la condición que el fluido permanezca liquido el cual se puede hacer circular a través del pozo. En general, en base al análisis de costo/beneficio, se considera acertado un limite superior de 1.0 % o más probablemente 0.5 %.

Aunque la sal se puede adicionar después de que se presenta contaminación de carbón, se recomienda pre-tratar el sistema para mejores resultados. En una modalidad, por ejemplo, el agujero de la superficie se puede perforar aproximadamente al nivel del primer depósito de carbón usando cualquier fluido de perforación de interés, incluyendo por ejemplo, fluidos de perforación, hechos viscosos con metales mezclados, de la técnica anterior. Cuando se determina que la beta de carbón está cerca por debajo del agujero de fondo o cuando se ha alcanzado la beta de carbón, el fluido de perforación se puede cambiar a un fluido de perforación de acuerdo a la presente invención, incluyendo un fluido de perforación, hecho viscoso con metales mezclados que contiene una cantidad de sal de potasio y/o una cantidad de sulfato de calcio.

De manera alternativa, el agujero de perforación se puede perforar y pasar la beta de carbón usando un fluido de perforación de acuerdo a la presente invención. Por ejemplo, el pozo completo sustancialmente desde la superficie, que se apreciará puede incluir perforaciones de la superficie o por debajo del recubrimiento después del punto de entubado, se puede perforar usando un fluido de perforación de acuerdo a la presente invención.

Después de perforar a través de las betas de carbón en la ruta del agujero de perforación, el presente fluido de perforación puede continuar siendo usado para el resto del pozo o se pueden usar otros fluidos de perforación. Sin embargo, si las partículas finas de carbón pueden constituirse para que se lleguen a rastrar en el fluido de perforación, por ejemplo, cuando una beta de carbón permanece abierta en contacto con el fluido de perforación, puede ser útil continuar usando el presente contenido de perforación hasta que esté completa la perforación o se elimine la posibilidad de contaminación por carbón. Si se desea, el fluido de perforación que regresa a los tanques de lodo a las superficies se puede monitorizar para determinar la concentración de sal de potasio o sulfato de calcio en el mismo, asi como otros parámetros, para asegurarse que se mantienen niveles apropiados y características apropiadas de fluido. Por ejemplo, se puede adicionar cualquiera o más de la bentonita, viscosifieador de metales mezclados, base o sal de potasio y/o sulfato de calcio durante la perforación para ajusfar los parámetros del fluido de perforación. En una modalidad, por ejemplo, se puede adicionar una cantidad de viscosificador de metales mezclados al fluido durante el transcurso de una operación de perforación donde se perforen formaciones reactivas y se lleguen a incorporar cortes de perforación y se cambie la reologia del fluido de perforación. En este caso, la adición de una cantidad de viscosificador de metales mezclador puede provocar que se incremente la viscosidad de fluido.

Como se apreciará, el fluido de circulación se puede hacer circular a través de la sarta de perforación, broca de perforación y anillo de perforación en tanto que se perfora. La circulación del fluido de perforación puede continuar aún cuando se detenga la perforación a fin de acondicionar el pozo, impedir la pegadura de la sarta, etc.

Durante la perforación y circulación, el limite de fluencia del fluido de perforación se puede mantener por arriba de lOPa para proporcionar efectos ventajosos.

Los fluidos de perforación, hechos viscosos con metales mezclados incluyen bentonita y un viscosificador de metales mezclados en agua y se controlan en pH.

Comúnmente, se usa bentonita en fluidos de perforación y su uso estará bien entendido por los expertos en la técnica. Una bentonita no tratada puede ser particularmente útil. Esta bentonita puede ser conocida comercialmente como bentonita no tratada con un alto contenido de montmorillonita sódica, bentonita natural o bentonita no tratada de Wyoming.

En general, los fluidos de perforación, hechos viscosos con metales mezclados pueden incluir bajas concentraciones de bentonita (por ejemplo, aproximadamente 15 a 45 kg/m3 o 20 a 40 kg/m3 de bentonita en agua fresca) . Los fluidos de perforación, hechos viscosos con metales mezclados, a base de agua marina pueden acomodar más bentonita, como se apreciará. Considerando que muchos fluidos de perforación a base de bentonita (no a base de metales mezclado) pueden contener muchos múltiplos más (es decir do a cuatro veces) de bentonita que en el fluido de perforación hecho viscoso con metales mezclados, se puede apreciar que la viscosidad generada usando estas bajas concentraciones de bentonita para fluidos de perforación hechos viscosos con metales mezclados puede ser insuficiente para la limpieza del agujero. La adición de óxido de metales mezclado, hidróxido de metales mezclados u óxido e hidróxido de metales mezclados a una relación en peso de 1:8 a 1:12 o 1:9.5 a 1:10.5 a la bentonita produce un fluido estable cuando el pH inicialmente se mantiene por abajo de aproximadamente 10.0 y posiblemente entre aproximadamente 10.5 y 13, como se pueda lograr por la adición de sosa caustica, potasa caústica, carbonato de potasio y/o sosa comercial. Una vez que esté completa la reacción de bentonita/viscosi icador de metales mezclados y se forme un gel, parece que el pH se puede disminuir a pH 9 o posiblemente a un menos sin ninguna pérdida significativa de la viscosidad.

En una modalidad, un fluido de perforación, hecho viscoso con metales mezclados, puede incluir una mezcla acuosa de aproximadamente 30 kg/m3 de bentonita, una porción de metales mezclados en una cantidad de aproximadamente 1:10 MO, MMH o MMOH a bentonita, pH controlado a mayor de pH 11 y 1 a 5 ¾ sal de potasio y/o 0.05 a 1.0 % de sulfato de calcio .

Se pueden adicionar aditivos para control de pérdida de fluido, circulación perdida, etc., a la mezcla de fluido de perforación, como se desee. Los aditivos no iónicos o iónicos menores pueden ser más útiles. Algunos ejemplos pueden incluir almidón para reducción de pérdida de fluido, materiales de circulación pérdida organofilicos (LCM) , etc. La prueba simple puede verificar la compatibilidad de cualquier aditivo particular con el fluido de perforación.

Para producir el fluido de perforación, primero la bentonita se puede hidratar en agua. Entonces, la porción de metales mezclados se adiciona y se ajusta el ph. La sal de potasio/calcio se puede adicionar a la mezcla acuosa de bentonita y el metal mezclado a cualquier momento donde sea necesario para perforar con contaminación de carbón. También se pueden adicionar aditivos tal como LCM, agentes de control de pérdida de fluido, etc., cuando sea apropiado, como se apreciará.

Una formulación típica de fluido de perforación puede ser de acuerdo a la Tabla 1.

Tabla 1: Un fluido típico de perforación de acuerdo a la invención Los fluidos de perforación, hechos viscosos con metales mezclados, descritos en la presente, son útiles para perforar exitosamente informaciones que contienen carbón y lignita. Aún cuando se pone en contacto con carbón, éstos fluidos retienen sus propiedades ventajosas tal como puntos de fluencia relativamente altos, alta reología de punto final y alto y frágil resistencia de gel. Estas propiedades son ventajosas para el uso en la perforación de pozos de petróleo y gas, ya sea verticales, direccionales u horizontales debido a las capacidades superiores de limpieza de agujero y debido a que estos fluidos mitigan las pérdidas completas de fluido de lodos a formaciones ya sea a través de fracturas de la formación o secciones de alta permeabilidad .

En particular, este nuevo fluido tiene la ventaja con respecto a los fluidos convencionales basado en MMH que son muy sensibles a la adición o incorporación de cualquier producto químico aniónico o minerales incluyendo carbón, muchos aditivos de fluido de perforación que funcionan como diluyentes tal como lignitas, humalitas, taninos, celulosas polianiónicas , pirofosfato ácido de sodio, con una fórmula química de Na2H2P2C>7 (SAPP, algunas veces identificado como un dispersante, pero actúa como un diluyente en fluidos de MMH) , o goma de xantano (algunas veces identificada como un viscosificador, pero actúa como un diluyente en fluidos de MMH) , todos los cuales provocarán que colapse y se adelgace la reología de los fluidos convencionales a base de MMH -bentonita .

La adición de sales, tal como por ejemplo sulfato de calcio, en cantidades suficientes como se señala a anteriormente, impide el colapso de las propiedades visco-elásticas únicas de los fluidos de MMH - bentonita cuando se exponen a carbón o lignita casi completamente y es posible perforar a través de betas de carbón, aún horizontalmente donde se pueda encontrar contacto significante con carbón. El uso de este fluido mitiga la pérdida completa de fluido en la formación de carbón, que típicamente se fractura bastante debido a las propiedades reológicas únicas del fluido .

Como se mencionó, la reología de los fluidos de perforación, hechos viscosos con metales mezclados, es sensible a incrementos en el contenido de arcillo, como puede presentarse cuando se perforan formaciones sedimentarias. Como se señala anteriormente, los sistemas de fluido de perforación, hechos viscosos con metales mezclados, sólo pueden operar dentro de un intervalo relativamente estrecho de concentraciones de arcilla activa. Si este sistema no incorpora una cantidad significativa de arcillas reactivas a agua, desarrollará un perfil reológico problemático, por ejemplo, un gran incremento en la viscosidad.

Aún con el presente fluido de perforación, la incorporación de altas concentraciones de arcilla provoca reología problemática. En realidad, la perforación con el presente fluido de perforación a través de zonas activas de arcilla joven, con incorporación inevitable de arcilla, puede incrementar la reología del fluido, tal que el fluido de perforación pueda llegar a ser sustancialmente inútil (es decir, imbombeable) . La adición de un diluyente aniónico al presente fluido de perforación controla la reologia y permite una perforación continua.

De esta manera, un método para perforar un pozo a través de una formación incluye: proporcionar un fluido de perforación, hecho viscoso con metales mezclados; hacer circular el fluido de perforación a través del pozo en tanto que se perfora la formación; identificar una condición de la perforación indicativa de un incremento en el contenido de arcilla del fluido de perforación; adicionar una sal de potasio al fluido de perforación para poner la concentración a al menos 1 % p/v de sal de potasio; y adicionar un diluyente aniónico al fluido de perforación para ajusfar la viscosidad del fluido de perforación.

De manera alternativa, se puede emplear de 0.05 a 1.0 % p/v de sulfato de calcio en el método en lugar de o además de la sal die potasio.

Sin la adición de una sal de potasio o el sulfato de calcio, el uso de diluyentes aniónicos reducirá la viscosidad del fluido de perforación, hecho viscoso con metales mezclados, a casi aquella de agua.

La formación puede estar a cualquier profundidad, cualquier orientación y a través de cualquier tipo de roca, tal como por ejemplo, a través de carbonatos, areniscas, esquistos, esquistos bituminosos, etc. La formación puede ser conocida por contener arcilla o de otro modo.

El fluido de perforación hecho viscoso con metales mezclados puede ser de acuerdo a lo que se describe anteriormente: una mezcla acuosa de un viscosificador de metales mezclados, como se describe anteriormente, y bentonita, como se describe anteriormente, con control de pH, como se describe anteriormente.

Puede variar el proceso de identificar una condición de perforación indicativa de un incremento en el contenido de arcilla en el fluido de perforación. Por ejemplo, el paso de identificar puede considera la ubicación del agujero que se perfora, por ejemplo, usando mediciones de perforación, con relación a la ubicación de depósitos conocidos de arcilla, por ejemplo, usando registros de formación. Si se determina que el agujero que se perfora puede pasar, o está pasando, a través de depósitos problemáticos de arcilla, entonces esto se puede señalar de acuerdo al método y se puede iniciar el paso de adicionar un diluyente aniónico cuando o antes de que el proceso de perforación empiece en el depósito de arcilla. De manera alternativa o adicionalmente, se pueden monitorizar la reologia del fluido, se puede medir la viscosidad del fluido o se puede monitorizar la concentración de la arcilla en el fluido de perforación, directamente para identificar una condición indicativa de un incremento en la concentración de arcilla.

En una modalidad, por ejemplo, se puede emplear el procedimiento de la prueba de azul de metileno (MBT) para analizar cuantitativamente el contenido de arcilla del fluido de perforación.

En otra modalidad, la viscosidad del fluido se puede monitorizar como al determinar la viscosidad en embudo o más exactamente con un dispositivo tal como un reómetro, tal como un reómetro Fann 35. Cuando la viscosidad se incrementa más allá de un nivel aceptable, se identifica una condición indicativa de un incremento en el contenido de arcilla .

La sal (sal de potasio y/o sulfato de calcio) se puede adicionar al fluido de perforación en cualquier momento. Por ejemplo, la sal se puede adicionar durante la producción inicial del fluido de perforación, tal que la sal está presente en el sistema a través de la operación de perforación o la sal se puede adicionar sólo después de identificar una condición de la perforación indicativa de un incremento del contenido de arcilla del fluido de perforación. Aunque la sal se pueda adicionar después de que se presenta una contaminación problemática con arcilla, se recomienda pre-tratar el sistema para mejores resultados. En una modalidad, por ejemplo, el agujero de las superficies se puede perforar aproximadamente al nivel del primer depósito de arcilla usando cualquier fluido de perforación de interés, incluyendo por ejemplo, fluidos de perforación, hechos viscosos con metales mezclados, de la técnica anterior. Cuando se termina que está cercano un depósito de arcilla por abajo del agujero de fondo o cuando se ha alcanzado el depósito de arcilla, se puede cambiar el fluido de perforación a uno que incluya un fluido de perforación, hecho viscoso con metales mezclados, que contiene una cantidad de una sal. De manera alternativa, si se está empleando ya un fluido de perforación, hecho viscoso con metales mezclados, se puede adicionar una sal al fluido de perforación, hecho viscoso con metales mezclados.

De manera alternativa, el agujero de la perforación se puede perforar y en el depósito de arcilla usando un fluido de perforación, hechos viscosos con metales mezclados que contiene más de 1 % p/v de sal de potasio y/o más de 0.05 % de sulfato de calcio. Por ejemplo, el pozo completo sustancialmente desde la superficie, que puede incluir perforación desde la superficie o desde abajo del recubrimiento o después del punto de entubado, se puede perforar usando un fluido de perforación que incluye un viscosificador de metales mezclados, bentonita y la cantidad apropiada de la sal.

Pueden ser útiles sales de potasio que incluyen una o más de sulfato de potasio, cloruro de potasio, acetato de potasio y formiato de potasio. El sulfato de potasio y/o cloruro de potasio han mostrado los mejores resultados con el sulfato de potasio que es particularmente preferido.

Una amplia variedad de concentraciones de sal de potasio iguales a o mayores que 1 % (peso en volumen) pueden ser efectivas en el fluido de perforación hecho viscoso con metales mezclados. En general, se ha encontrado que concentraciones de 1 - 10 % (peso en volumen) de sal y, por ejemplo, concentraciones de sal de 1 - 5 % (peso en volumen) son efectivas para estabilizar el fluido de perforación para la adición de diluyentes, en tanto que es aceptable en términos de economía. La cantidad en sal adicionada al fluido de perforación se puede determinar por la cantidad de diluyente que se va a adicionar.

Para sulfato de calcio, pueden ser efectivas concentraciones mayores de 0.05 % (peso en volumen), en el fluido de perforación, hecho viscoso con metales mezclados. En tanto que se pueden usar cantidades de hasta 5 % o más, en general se ha encontrado que concentraciones de 0.05 % -1.0 % (peso en volumen) de sulfato de calcio y por ejemplo, 0.05 - 0.5 % de sal (peso en volumen) o concentraciones de 0.1 - 0.5 % son ambas efectivas para estabilizar la adición de diluyentes, en tanto que es aceptable en términos de economía. La cantidad de sal adicionada al fluido de perforación se puede determinar por la cantidad de diluyente que se va a adicionar.

En tanto que el diluyente aniónico se puede adicionar en cualquier momento, en general se puede adicionar el diluyente aniónico al fluido de perforación después de identificar una condición que indica que el fluido de perforación tiene una concentración incrementada de arcilla. Por ejemplo, el diluyente aniónico se puede adicionar cuando se espera que el pozo se perforará en un depósito de arcilla. Normalmente, sin embargo, se adiciona el diluyente después de que se presenta una contaminación problemática de arcilla. Una vez que la concentración de arcilla o la viscosidad indica un contenido problemático de arcilla, se puede adicionar el diluyente. En una modalidad, por ejemplo, se adicionar el diluyente para afrontar los perfiles reológicos problemáticos.

La condición que indica que hay un contenido problemático de arcilla puede variar dependiendo del equipo y de las preferencias del operador. El fluido debe ser bombeable y se puede adicionar el diluyente para asegurar que el fluido de perforación permanezca bombeable. En algunas modalidades de ejemplo, el diluyente se puede adicionar como sigue: a) cuando la viscosidad de embudo alcanza 70 segundos/cuarto (aproximadamente igual a 70 s/litro) o posiblemente cuando la viscosidad de embudo alcanza 60 segundos/cuarto; b) cuando el límite de fluencia Fann 35 alcanza 55 Pa a 60 Pa o posiblemente cuando el punto de efluencia alcanza 50 Pa (a punto de efluencia = 60 Pa de bombeo llega a ser en general problemático para la mayoría de los equipos de perforación) ; c) usando MBT para fluidos a base de agua fresca, cuando la prueba indica arcilla a >20 ppb o posiblemente >13 ppb; o d) usando MBT para fluidos a base de sal marina, cuando la prueba indica arcilla a >40 ppb o posiblemente >25 ppb.

Los diluyentes aniónicos de interés son productos químicos aniónicos o minerales que incluyen partículas finas de carbón, lignita, resina de lignita, lignita sulfometilada, lignosulfonato, humalita, tanino incluyendo tanino sulfonado (que está por ejemplo disponible como DescoMR) , sulfonato de asfalto sódico, celulosa polianiónica, pirofosfato pentapotásico (PKPP), pirofosfato ácido de sodio, por ejemplo con una fórmula química de Na2H2P207 (SAPP, algunas veces identificado como un dispersante, pero actúa como un diluyente en fluidos de MMH) , pirofosfato tetrasódico (TKPP) , resina fenólica sulfometilada o goma de xantano (algunas veces identificada como un viscosificador, pero actúa como un diluyente en fluidos de MMH) . Se pueden usar una pluralidad de estos diluyentes en combinación en algunas aplicaciones.

Los diluyentes señalados anteriormente se pueden adicionar al fluido de perforación en circulación. Si el diluyente es un liquido fluido o polvo fluido, se puede adicionar directamente.

El diluyente se adiciona en una cantidad suficiente para llevar los parámetros del fluido por abajo de los nieles señalados anteriormente. Por ejemplo, se puede adicionar diluyente y la viscosidad del fluido se monitoriza y el diluyente se adiciona hasta que el fluido tiene una viscosidad que se reduce a menos de YP=60 Pa o en algunas modalidades por abajo de YP=55 Pa o posiblemente hasta que el punto de efluencia es menos de 50 Pa (por ejemplo medido usando un reómetro Fann 35) . En cualquier caso, durante la perforación y circulación, el punto de efluencia del fluido de perforación se debe mantener por abajo de lOPa para proporcionar efectos ventajosos.

En tanto que las cantidades reales de diluyente usadas para lograr este perfil reológico señalado anteriormente variarán dependiendo de la actividad del diluyente (es decir, la lignita es un diluyente menos activo que el tanino sulfonado, y tanino sulfonado es un diluyente menos activo que SAPP) , la cantidad de contaminación de arcilla, etc. Se han propuesto algunos intervalos de ejemplo para diluyentes, como sigue: la lignita puede ser útil en un intervalo de 0.5 a 20 ppb o más usualmente de 1 a 5 ppb; el tanino sulfonado tal como éster metílico de tanino sulfonado (Deseo CFMR) puede ser útil en un intervalo de 0.05 a 1Ú ppb o más usualmente de 0.1 a 5 ppb; y SAPP puede ser útil en un intervalo de 0.02 a 10 ppb o más usualmente de 0.1 a 5 ppb.

Después de la perforación a través de uno o más depósitos de arcilla en la ruta del agujero de perforación, el presente fluido de perforación puede continuar siendo usado para el resto del pozo o se pueden usar otros fluidos de perforación. Sin embargo, si se continúa arrastrando arcilla en un fluido de perforación, por ejemplo, donde un depósito de arcilla permanece abierto para ponerse en contacto con el fluido de perforación, puede ser útil continuar usando el presente fluido de perforación hasta que se termine la perforación o se elimine la posibilidad de contaminación con arcilla. Si se desea, el fluido de perforación que regresa a los tanques de lodo en la superficie se puede monitorizar para determinar la concentración de sal y diluyente en el mismo, y/u otros parámetros indicativos de contenido problemático de arcilla, para asegurarse que se mantengan las características del fluido. Por ejemplo, se puede adicionar cualquiera o cualesquiera de la bentonita, viscosificador de metales mezclados, base, sal o diluyente aniónico durante la perforación para ajusfar los parámetros del fluido de perforación. En una modalidad, por ejemplo, se puede adicionar una cantidad de viscosificador de metales mezclados al fluido durante el transcurso de una operación de perforación donde se perforan formaciones reactivas y se llegan a incorporar cortes de perforación y cambia la reologia del fluido de perforación. En este caso, la adición de una cantidad de viscosificador de metales mezclados puede provocar que se incremente la viscosidad del fluido. En otra modalidad, por ejemplo, una cantidad inicial de un diluyente aniónico y cantidades adicionales de ese u otro diluyente aniónico se pueden adicionar al fluido durante el transcurso de una operación de perforación donde se perforan formaciones de arcilla reactiva y la arcilla se llega a incorporar a y cambie la reologia de, el fluido de perforación. En este caso, la adición de una cantidad de diluyente puede provocar que disminuya la viscosidad del fluido .

Como se señala anteriormente, se pueden emplear otros aditivos en el fluido de perforación tal como almidón para reducción de pérdida de fluido, materiales de circulación pérdida organofilicos (LCM) , etc. La prueba simple puede verificar la compatibilidad de cualquier aditivo particular con el fluido de perforación.

Para producir el fluido de perforación, primero la bentonita se puede hidratar en agua. Entonces, la porción de metales mezclados se adiciona y se ajusta el pH. La sal se puede adicionar a la mezcla acuosa de bentonita y metal mezclado con o antes del diluyente. También se pueden adicionar aditivos tal como LC , agentes de control de pérdida de fluido, etc., cuando es apropiado, como se apreciará .

Los siguientes ejemplos incluyen para propósitos de ilustración únicamente, y no se propone que limiten el alcance de la invención o de las reivindicaciones.

Ej emplos Ejemplo I.- ..Fluidos de Perforación con Contaminación de Carbón : En el Ejemplo I, se prepararon fluidos de perforación de acuerdo a las descripciones de muestra al hidratar la bentonita, al adicionar la porción de metales mezclados y al ajusfar el pH conforme sea necesario. Posteriormente, se adicionaron cualquiera de los aditivos, incluyendo sal de potasio, si lo hay.

Para simular la contaminación de carbón, se adicionó lignita.

Las propiedades reológicas se han probado usando viscosimetros Fann 35 y Brookfield.

Tabla 2: Composición de Muestra #1 Tabla 3: Resultados sin la Adición de Sal Tabla 4 : Resultados usando Cloruro de Potasio Tabla 5: Resultados Usando Acetato de Potasio Nota: La lignita se disuelve más lento.

Tabla 6: Resultados usando Formiato de Potasio Tabla 7: Resultados usando Nitrato de Calcio Nota: Lignita se disuelve más lento.

Tabla 8 : Resultados usando Cloruro de Calcio Nota: Lignita se disuelve más lento Tabla 9: Resultados usando Sulfato de potasio Tabla 10: Resultados usando Cloruro de Potasio Tabla 11: Resultados usando Acetato de Potasio Nota: De Lignita se disuelve más lento.

Tabla 12: Resultados usando Formiato de Potasio Tabla 13: Resultados usando Nitrato de Cal Nota: De Lignita se disuelve mas lento Tabla 14: Resultados usando Cloruro de Calcio Nota: De Lignita se disuelve mas lento Tabla 15: Resultados usando Sulfato de potasio Tabla 16: Resultados usando Sulfato de Sodio Tabla 17: Resultados usando Sulfato de Sodio Ejemplo II: Antecedente: Agujero perforado de 222mm en Nr Wetaskiwin, Alberta, a Profundidad Intermedia de Entubado de 1425mMD y entubado caducado a una inclinación de ~86.2 grados en la formación de carbón Rex. Colocar y cementar entubado de 177.8 mm.

Fluido de Perforación: 60m3 de lodo se premezclan con la siguiente formulación: 30 kg/m3 de bentonita natural se pre-hidratan en agua fresca durante 16 horas. Durante 2 horas se adicionan 3 kg/m3 de PoliVis II ( MH) . El pH se aumenta a 12.0 con caústica mediante barril químico sobre el tanque de pre-mezcla. El fluido llega a ser viscoso. Se adicionan 50 kg/m3 de Sulfato de Potasio.

Perforación en Carbón: La zapata de entubado intermedio y el cemento se perforan con una broca de 156 mm usando agua y luego el agua se desplaza sobre el sistema de pre-mezclado, como se describe anteriormente. Este pozo se perforó horizontalmente en la formación de carbón Rex usando el sistema pre-mezclado .

Propiedades de fluido antes de la perforación en carbón: Pre-mezcla: 60 m3 de sistema de circulación.

Profundidad: 1425 m (inclinación de 87.2 grados Viscosidad en Embudo: 55 s/L Densidad de lodo: 1050 kg/m3 pH: 12.0 lectura 600: 64 lectura 300: 61 lectura 200: 60 lectura 100: 56 lectura 6: 36 lectura 3: 23 PV (mPa. s) : 3 YP (Pa): 29 Geles (Pa) : 11/11 Filtrado (Pérdida de fluido, mls/30 min) : sin control MBT: 30 Kg/m3 Ión de potasio (mg/L) : 25,000 Propiedades de fluido después, de perforar a 1451 m en formación de Carbón Rex: Profundidad: 1451 m (inclinación de 88 grados) Viscosidad de embudo: 66 s/L Densidad de lodo: 1060 kg/m3 pH: 11.5 lectura 600: 62 lectura 300: 55 lectura 200: - lectura 100: - lectura 6: - lectura 3: - PV (mPa. s) : 7 YP (Pa) : 24 Geles (Pa) : 6/10 Filtrado (Pérdida de fluido, mls/30 min) : 60 MBT: 24 Kg/m3 Ión de potasio (mg/L) : 22,000 Se determinó que la viscosidad de fluido permaneció sustancialmente estable a pesar de perforar carbón puro.

Posteriormente, la perforación se continúa a 1845 m en la formación de Carbón Rex con la adición de 15 sacos de 22.7 kg y almidón no iónico (Unitrol Starch) para control de pérdida de fluido en el sistema de 80 m3: Propiedades de fluido a una profundidad de 1845 m (inclinación de 91.4): Viscosidad de embudo: 59 s/L Densidad de lodo: 1050 kg/m3 pH: 12.0 lectura 600: 64 lectura 300: 56 lectura 200 lectura 100 lectura 6: - lectura 3: - PV (mPa. s) : 8 YP (Pa) : 24 Geles (Pa) : 9/11 Filtrado (Pérdida de fluido, mls/30 min) : 19 BT: 22 Kg/m3 Ión de potasio (mg/L): 20,400 La adición de almidón no afecta sustancialmente la reologia .

Después de perforar a 2050 m en la formación de Carbón Rex las propiedades de fluido fueron como sigue (sistema de 89m3) : Profundidad: 2050 m (inclinación de 87.8 grados) Viscosidad de fluido: 85 s/L Densidad de lodo: 1050 kg/m3 pH: 12.0 lectura 600: 80 lectura 300: 70 lectura 200: 65 lectura 100: 60 lectura 6: 47 lectura 3: 44 PV (mPa. s) : 10 YP (Pa): 30 Geles (Pa): 17/18 Filtrado (Pérdida de fluido, mls/30 min) : 15 MBT: 25 Kg/m3 Ión de potasio (mg/L) : 22,500 Se determinó que se puede mantener una reologia tipo bentonita natural, hecha viscosa con metales mezclados, cuando se perfora a través de carbón con el presente sistema .

Ejemplo III: El Uso de Sulfato de Calcio en Fluidos de Perforación de MMH Se preparó un fluido de bentonita - MMH llamado Muestra #7 usando 30kg/m3 de bentonita no tratada y 3kg/m3 de MMH (Polivis II) . El método prosiguió como se describe anteriormente con adiciones de lignina y sulfato de calcio.

Tabla 17A; Resultados usando sulfato de calcio en solución de bentonita - MMH Ejemplo IV.- Fluidos de Perforación con Contaminación de Arcilla : En los siguientes ejemplos se prepararon fluidos de perforación de acuerdo a las descripciones de muestra al hidratar la bentonita en agua destilada durante al menos 16 horas, adicionando la porción de hidróxido de metales mezclados y al ajustar el pH. Posteriormente, se adicionó cualquiera de los aditivos, incluyendo sal de potasio y Lignita, si los hay.

Se adicionar bentonita adicional para simular contaminación de arcilla.

Las propiedades reológicas se probaron usando un viscosimetro Fan 35.

Tabla 19: El efecto de diluyente en fluido de perforación con cantidades normales de arcilla pero sin sal de potasio Propiedades de lodo Muestra #2 Muestra #2 + lppb de Lignita 600 RPM 129 32 300 RPM 102 19.5 200 RPM 87 15 100 RPM 80 6 RPM 25 1.5 3 RPM 22 1.5 gel a 10 seg (lb/100 20 pies cuadrados) gel a 10 seg (lb/100 20 pies cuadrados) PV (cpoise) 27 12.5 YP (lb/100 p 75 cuadrados) Tabla 20: Composición de Muestra #3 Tabla 21: El efecto de diluyente en fluido de perforación con mayores concentraciones de arcilla, pero sin sal de potasio Tabla 22: Composición de Muestra #4 Tabla 23A: Resultados de fluido con dilu ente sal Tabla 23B Tabla 24: Composición de Muestra #5 Tabla 25A: Resultados de fluido con contenido incrementado Tabla 25B Tabla 26: Composición de Muestra #6 Tabla 27A: Resultados de fluido con contenido incrementado Tabla 27B Tabla 28: Propiedades de fluido usando cloruro de potasio Ejemplo V: Se perfora un pozo en California. Se colocó un entubado superficial (13 3/8 de pulgada) (339.725 mm) ) a 1935 pies (589.79 metros), se perforó el cemento del entubado superficial con agua y luego se desplazó al fluido de perforación. Se perforó un agujero intermedio de 311mm (12 de pulgada) al punto de intubado intermedio a 1843m MD (6047 pies) con un fluido de perforación basado en MMH -bentonita, descrito más adelante. Se corrió un entubado de punto de entubado intermedio de 244.5 mm (9 5/8 de pulgada) en el agujero y se cementó.

Fluido de perforación: 800 bbls (130 m3) de fluido de perforación a base de MMH - bentonita se pre-mezclaron con las siguientes especificaciones: lOppb de bentonita natural, 1.0 ppb de MMH, se aumentó el pH a 12.0 - 12.3 y luego se adicionaron 17.5 ppb de sulfato de potasio y almidón no iónico.

Perforación en formaciones que contienen arcilla: las formaciones inmediatamente por abajo de la zapata de entubado superficial consistieron de un alto contenido de arcillas jóvenes de esmectita reactiva entre mezcladas en formaciones arenosas y a través del proceso de perforación alguno de estos sólidos se llegaron a incorporar en el sistema de fluido de perforación. El contenido de arcilla del fluido de perforación, como se mide por la prueba de azul de metileno (comparar API 13) , se incrementó rápidamente desde 10 ppb a 20 ppb equivalente e inicialmente provocó que se incrementara significativamente la viscosidad del fluido de perforación. La viscosidad del fluido se redujo de una manera controlable con la adición de lignita.

Los horizontes que contienen arcilla se entremezclaron dentro de las secciones arenosas hasta aproximadamente 4700 pies (1432 metros) . Posteriormente, los valores de MBT no se incrementaron adicionalmente y disminuyeron de forma gradual. El pozo se perforó al punto de entubado intermedio a 6047 pies (1843mMD) donde se colocó y cementó un entubado de 9 5/8 de pulgada (244.475 mm) .

Se determinó que la viscosidad del fluido se mantuvo de incrementarse más allá de los niveles útiles a pesar de un incremento en el contenido de arcilla a 20 ppb (57 kg/m3) de equivalente de bentonita con el uso de sulfato de potasio y lignita. Se adicionaron 74 bags de lignita (50 libras por bolsa) a todo lo largo de esta sección en aproximadamente 1268 bbls (~200m3) de fluido de perforación en circulación.

Se controló la pérdida de fluido con adiciones de almidón no iónico de (~1.3 ppb 3.7 kg/m3).

Tabla 29: Parámetros diarios de fluido del campo de prueba Ejemplo VI: Se perforó otro pozo en California. Se colocó entubado superficial (9 5/8 de pulgada) (244.475 mm) ) a 2015 pies (614.17 metros), el cemento del entubado superficial se perforó con agua y luego se desplazó al fluido de perforación. Se perforó un agujero de producción de 222.2mm (8 ¾ de pulgada) con un fluido de perforación a base de MMH - bentonita. A una profundidad tota de 3018mMD (9900 pies) se corrió un entubado de 177.8 mm (7 pulgadas) en el agujero y se cementó.

Fluido de perforación: 700 bbls (110 m3) de fluido de perforación a base de MMH - bentonita se pre-mezclaron con las siguientes especificaciones: 15ppb de bentonita natural, 1.5 - 2.0 ppb de MMH, el pH se aumentó a 10.0 -11.0 y luego se adicionaron 40 - 45 ppb de sulfato de potasio y almidón no iónico.

Perforación en formaciones que contienen arcilla: Las formaciones por abajo de la zapata de entubado superficial consistieron de un alto contenido de arcillas jóvenes de esmectita reactiva entre mezcladas en formaciones arenosas y a través del proceso de perforación a alguno de estos sólidos se llegaron a incorporar en el sistema de fluido de perforación. El contenido de arcilla del fluido de perforación, como se mide por la prueba de azul de metileno, se incrementó a 26 ppb equivalente e inicialmente provocó que se incrementará significativamente la viscosidad del fluido de perforación. La viscosidad del fluido se redujo de una manera controlable con la adición de lignita, éster metílico de tanino sulfonado (Deseo CF) y SAPP (pirofosfato ácido de sodio) .

Los horizontes que contienen arcilla se entremezclaron dentro de secciones de arena desde 3600 pies (1097 metros) hasta aproximadamente 8780 pies (2667 metros). Se determinó que la viscosidad del fluido se le impidió incrementarse más allá de lo útil a pesar de un incremento en el contenido de arcilla a 26 ppb (74 kg/m3) de equivalente de bentonita con el uso de sulfato de potasio junto con éster metílico de tanino sulfonados SAPP y lignita. Se controló la pérdida de fluido con almidón no iónico .

Tabla 30: Parámetros diarios de fluido de campo de prueba Se puede ver de los resultados experimentales (de laboratorio) y de la comparación de los resultados de laboratorio y de campo que la adición tanto de sal de potasio como del diluyente aniónico (lignita sola o lignita, SAPP y éster metílico de tanino sulfonado) proporcionó un perfil reológico adecuado del fluido de perforación a base de MMH - bentonita en tanto que experimentó un alto contenido de arcilla reactiva.

La descripción anterior de las modalidades descritas se proporciona para permitir que cualquier persona experta en la técnica haga o use la presente invención. Llegarán a ser evidentes varias modificaciones a las modalidades para los expertos en la técnica y los principios genéricos definidos en la presente se pueden aplicar a otras modalidades sin apartarse del espíritu y alcance de la invención. De esta manera, no se propone que la presente invención se limite a las modalidades descritas en la presente, pero se va a convenir el alcance completo consistente con las reivindicaciones, en donde la referencia a un elemento en lo singular, tal como por el uso del artículo "una", "una" no se propone que signifique "uno y solo uno" a menos que así se señale específicamente, sino más bien "uno o más". Todos los equivalentes estructurales y funcionales a los elementos de las varias modalidades descritas a todo lo largo de la descripción que se conozca o se lleguen a conocer más adelante por el experto en la técnica se propone que se abarquen por los elementos de las reivindicaciones. Además, nada descrito en la presente se propone que se dedique al público a pesar de si esta descripción se cita explícitamente en las reivindicaciones. Ningún elemento de las reivindicaciones se debe construir según las provisiones de 35 USC 112, sexto párrafo, a menos que el elemento se cite expresamente usando la frase "medios para" o "paso para".

Claims (41)

REIVINDICACIONES

1. Un método para perforar un pozo a través de una formación, el método está caracterizado porque comprende : proporcionar un fluido de perforación, hecho viscoso con metales mezclados; hacer circular el fluido de perforación a través del pozo en tanto que se perfora en la formación; identificar una condición de la perforación indicativa de un incremento problemático en la concentración de arcilla del fluido de perforación; adicionar una sal de potasio al fluido de perforación para llevar la concentración a al menos 1 % p/v de sal de potasio; y adicionar un diluyente aniónico al fluido de perforación para ajusfar la viscosidad del fluido de perforación.

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la provisión del fluido de perforación, hecho viscoso con metales mezclados, incluye proporcionar un fluido de perforación de base acuosa que incluye de 15 a 45 kg/m3 de bentonita, viscosificador de metales mezclados a una relación en peso de 1:8 a 1:12, viscosificador a bentonita y una base para mantener el pH por arriba de 10.0.

3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la adición de una sal de potasio se presenta durante el paso de provisión.

4. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la adición de una sal de potasio se presenta después de la identificación.

5. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la adición de una sal de potasio pone la concentración de sal de potasio de 1 a 5 % p/v.

6. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la provisión del fluido de perforación, hecho viscoso con metales mezclados incluye: mezclar bentonita en agua para formar una mezcla de bentonita; adicionar un viscosificador de metales mezclados a la mezcla de bentonita; ajustar el pH a mayor que pH 10; y adicionar la sal de potasio.

7. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende adicionar cualquiera de los aditivos de control de pérdida de fluido y/o materiales de circulación pérdida.

8. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la provisión del fluido de perforación hecho viscoso con metales mezclados proporciona un fluido de perforación con un limite de fluencia mayor de 10 Pa .

9. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la adición de un diluyente aniónico se inicia después de la identificación de una condición de perforación indicativa de un incremento problemático en la concentración de arcilla del fluido de perforación .

10. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la adición de un diluyente orgánico pone el limite de fluencia entre 10 y 60 Pa.

11. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la circulación del fluido de perforación se inicia antes de la perforación en un depósito de arcilla.

12. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la circulación del fluido hidráulico se mantiene en tanto que esté abierto un depósito de arcilla al fluido de perforación.

13. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la circulación del fluido de perforación se inicia sustancialmente a la superficie .

14. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la identificación incluye determinar la viscosidad del fluido de perforación.

15. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la identificación incluye determinar la concentración de arcilla en el fluido de perforación.

16. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la identificación incluye considerar la ubicación del pozo con relación a cualquier ubicación conocida de un depósito de arcilla.

17. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque una condición de perforación indicativa de un incremento problemático en la concentración de arcilla incluye al menos una de: a) una viscosidad de fluido de 70 segundos /cuarto,· b) un limite de efluencia de 60 Pa; c) para fluidos a base de agua dulce, una BT de >20 ppb; o d) para fluidos a base de agua salada, una MBT >40 ppb.

18. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el diluyente aniónico se selecciona del grupo que consiste de: partículas finas de carbón, lignita, resina de lignita, lignita sulfometilada, lignosulfonato, humalita, tanino incluyendo tanino sulfonado, sulfonato de asfalto sódico, celulosa poli-aniónica, pirofosfato pentapotásico (PKPP) , pirofosfato ácido de sodio, pirofosfato tetrasódico, resina fenólica sulfometilada o goma de xantano.

19. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la sal de potasio se selecciona del grupo que consiste de sulfato de potasio, cloruro de potasio, acetato de potasio y formiato de potasio .

20. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la sal de potasio es sulfato de potasio.

21. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la sal de potasio es cloruro de potasio.

22. El método de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado porque el pH se ajusta usando sosa caustica, potasa caustica, carbonato de potasio o sosa comercial.

23. Un método para perforar un pozo a través de una formación, el método está caracterizado porque comprende: proporcionar un fluido de perforación hecho viscoso con metales mezclados; hacer circular el fluido de perforación a través del pozo en tanto que se perfora en la formación; identificar una condición de la perforación indicativa de un incremento problemático en la concentración de arcilla del fluido de perforación; adicionar sulfato de calcio al fluido de perforación para llevar la concentración a al menos 0.05 % p/v de sulfato de calcio en el fluido de perforación; y adicionar un diluyente aniónico al fluido de perforación para ajustar la viscosidad del fluido de perforación .

24. El método de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque la provisión del fluido de perforación hecho viscoso con metales mezclados incluye proporcionar un fluido de perforación de base acuosa que incluye de 15 a 45 kg/m3 de bentonita, viscosificador de mentales mezclados a una relación en peso de 1:8 a 1:12, viscosificador a bentonita y una base para mantener el pH por arriba de 10.0.

25. El método de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque la adición de sulfato de calcio se presenta durante el paso de provisión.

26. El método de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque la adición de sulfato de calcio se presenta después de la identificación.

27. El método de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque la adición de sulfato de calcio pone la concentración de sulfato de calcio a 0.05 a 1.0 % p/v.

28. El método de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque la provisión del fluido de perforación hecho viscoso con metales mezclados incluye : mezclar bentonita en agua para formar una mezcla de bentonita; adicionar un viscosificador de metales mezclados a la mezcla de bentonita; ajustar el pH a mayor de pH 10; y adicionar el sulfato de calcio

29. El método de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque además comprende adicionar cualquiera de los aditivos de control de pérdida de fluido y/o materiales perdidos de circulación.

30. El método de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque la provisión del fluido de perforación hecho viscoso con metales mezclados proporciona un fluido de perforación con un limite de efluencia mayor de 10 Pa.

31. El método de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque la adición de un diluyente iónico se inicia después de identificar una condición de la perforación indicativa de un incremento problemático en la concentración de arcilla del fluido de perforación .

32. El método de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque la adición de un diluyente iónico pone el límite de efluencia del fluido a entre 10 y 60 Pa.

33. El método de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque la circulación del fluido de perforación se inicia antes de la perforación en un depósito de arcilla.

34. El método de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque la circulación del fluido de perforación se mantiene en tanto que un depósito de arcilla está abierto al fluido de perforación.

35. El método de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque la circulación del fluido de perforación se inicia sustancialmente en la superficie .

36. El método de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque la identificación incluye determinar la viscosidad del fluido de perforación.

37. El método de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque la identificación incluye determinar la concentración de arcilla en el fluido de perforación.

38. El método de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque la identificación incluye considerar la ubicación del pozo con relación a cualquier ubicación conocida de un depósito de arcilla.

39. El método de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque una condición de la perforación indicativa de un incremento problemático en la concentración de arcilla incluye al menos uno de: a) una viscosidad de fluido de 70 segundos/cuarto; b) un limite de efluencia de 60 Pa; c) para fluidos a base de agua dulce, una MBT de >20 ppb; o d) parafluidos a base de agua salda, una MBT >40 ppb.

40. El método de conformidad con la reivindicación 23, caracterizado porque el diluyente aniónico se selecciona del grupo que consiste de: partículas finas de carbón, lignita, resina de lignita, lignita sulfometilada , lignosulfonato, humalita, tanino incluyendo tanino sulfonado, sulfonato de asfalto sódico, poli-aniónica, pirofosfato pentapotásico (PKPP), pirofosfato ácido de sodio, pirofosfato tetrasódico, resina fenólica sulfometilada o goma de xantano.

41. El método de conformidad con la reivindicación 39, caracterizado porque el pH se ajusta usando sosa caustica, potasa caustica, carbonato de potasio o sosa comercial.