MX2013010768A - Metodos para usar fluidos de emulsion invertida con alta concentracion de la fase inetrna. - Google Patents

Abstract

En un método para empacar con grava un hoyo en una formación subterránea, el hoyo que comprende una sección con revestimiento y una sección sin revestimiento, el métodopuede incluir bombear dentro del hoyo una composición de empaque con grava que comprende grava y un fluido portador que comprende un fluido de emulsión invertida, donde el fluido de emulsión invertida puede comprender: una fase externa oleaginosa; una fase interna no oleaginosa, en donde una relación de la fase externa oleaginosa y al fase interna no oleaginosa es menos que 50:50 y un emulsionante que estabiliza la fase externa oleaginosa y la fase interna no oleaginosa.

Description

MÉTODOS PARA USAR FLUIDOS DE EMULSIÓN INVERTIDA CON ALTA CONCENTRACIÓN DE LA FASE INTERNA ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN CAMPO DE LA INVENCIÓN Las modalidades descritas en la presente se refieren generalmente a fluidos de hoyo de emulsión invertida. Particularmente, las modalidades descritas en la presente se refieren a un fluido de emulsión invertida que tiene una alta concentración de la fase interna.

ARTE ANTERIOR Durante la perforación de un hoyo, típicamente se usan varios fluidos en el pozo para una variedad de funciones. Los fluidos se pueden hacer circular a través de una tubería de perforación y la broca de perforación hacia dentro del hoyo, y entonces pueden fluir posteriormente hacia arriba a través del hoyo hacia la superficie. Durante esta circulación, el fluido de perforación puede actuar para eliminar los recortes de perforación desde la parte inferior del agujero hacia la superficie, para suspender los recortes y el material densificante cuando se interrumpe la circulación, para controlar las presiones subsuperficiales, para mantener la integridad del hoyo hasta que la sección del pozo esté revestida y cementada, para aislar los fluidos de la formación proporcionando la suficiente presión hidrostática para evitar la entrada de los fluidos de la formación hacia dentro del hoyo, para enfriar y lubricar la sarta de perforación y la broca, y/o para maximizar la velocidad de penetración.

En la mayoría de los procedimientos de perforación giratorios el fluido de perforación adopta la forma de un "lodo", es decir, un líquido que tiene sólidos suspendidos en el mismo. Los sólidos funcionan para impartir las propiedades reológicas deseadas al fluido de perforación y además para aumentar la densidad del mismo con el objetivo de proporcionar una presión hidrostática adecuada en la parte inferior del pozo. El lodo de perforación puede ser o bien un lodo a base de agua o a base de aceite.

Muchos pozos, especialmente en los campos de petróleo en formaciones de esquisto (que tiene sensibilidad al agua) y/o en los ambientes de aguas profundas/submarinos, se perforan con lodos sintéticos/a base de aceite o fluidos de perforación. Debido al costo extremadamente alto de intervención y las altas tasas de producción, estos pozos requieren técnicas de terminación fiables que impidan la producción de arena y maximicen la productividad a lo largo de toda la vida del pozo. Una de tales técnicas es el empaque con grava a hoyo abierto.

Hay dos técnicas principales usadas para empacar con grava agujeros abiertos: (1) la técnica de trayectoria alternativa y (2) la técnica de empaque con agua. La última usa fluidos de baja viscosidad, tales como salmueras de terminación para transportar la grava desde la superficie y depositarla en el espacio anular entre un tamiz de control de arena y el hoyo. La técnica de trayectoria alternativa, por el contrario, utiliza fluidos portadores viscosos; por lo tanto los mecanismos de empaque de estas dos técnicas son significativamente diferentes. La técnica de trayectoria alternativa permite pasar alrededor de cualesquiera puentes que puedan formarse en el espacio anular, provocados por ejemplo por la alta pérdida en la formación debido a la erosión de la torta de filtración, o a la superación de la presión de fractura, o al desprendimiento/inflado del esquisto o el colapso localizado de la formación sobre los tamices de control de arena.

En las formaciones no consolidadas, las medidas de control de arena se implementan para estabilizar la arena de la formación. La práctica común para controlar el desplazamiento de la arena incluye la colocación de un empaque con grava para mantener en su lugar la arena de la formación. El empaque con grava se deposita típicamente alrededor de un tamiz. El empaque con grava filtra la arena mientras aún permite que el fluido fluya a través de la grava, el tamiz y una tubería de producción.

La mayoría de los campos descubiertos recientemente en aguas profundas contienen una alta fracción de esquistos, los cuales son sensibles al agua, aunque muchos se han rellenado con grava usando fluidos a base de agua. Una fracción muy grande de ellos se ha completado con fluidos viscosos usando la técnica de trayectoria alternativa. Las soluciones de surfactantes viscoelásticos (VES) han sido el fluido portador más ampliamente usado en el empaque con grava a agujero abierto con la técnica de trayectoria alternativa debido a sus bajas características de daños a la formación y al empaque con grava, sus bajos requerimientos de extracción, su capacidad de incorporar en el fluido portador productos químicos de limpieza de la torta de filtración, y sus bajas presiones de fricción.

En los pozos perforados con lodos sintéticos o a base de aceite (frecuentemente el caso para los pozos de altas fracciones de esquisto y/o de aguas profundas), se han usado tres enfoques principales para empacar con grava. Un primer enfoque implica el desplazamiento de todo el hoyo hacia los fluidos a base de agua al final de la perforación de la sección del yacimiento, y subsecuentemente correr los tamices de control de arena dentro del agujero abierto, estableciendo el empaque y rellenando de grava con un fluido a base de agua. Sin embargo, como han experimentado varios operadores, el problema con este enfoque es que la exposición de los esquistos reactivos a los fluidos a base de agua durante períodos prolongados de tiempo puede provocar el colapso o el inflado de los esquistos lo cual reduce efectivamente el diámetro del hoyo y hace imposible instalar los tamices de control de arena a la profundidad de destino (ver la SPE 89815, SPE 90758) o la dispersión de los esquistos en el fluido portador durante el empaque con grava la cual puede tener un impacto significativo sobre la productividad del pozo (Ali y otros - Petroleum Engineer International, marzo de 1999) . El éxito de este enfoque depende por lo tanto en gran medida de la reactividad de los esquistos.

Un enfoque llevado a la práctica subsecuentemente involucra la instalación de un revestimiento previamente perforado (taladrado) en el lodo a base de aceite, después el desplazamiento de todo el hoyo hacia los fluidos a base de agua, la subsecuente instalación de los tamices de control de arena a la profundidad de destino y finalmente el empaque con grava usando un fluido a base de agua. Este enfoque resuelve el problema de la incapacidad para correr los tamices a la profundidad de destino, dado que se produciría el colapso de los esquistos sobre el revestimiento previamente perforado, y el espacio dentro del revestimiento previamente perforado estaría prácticamente libre de esquistos, permitiendo que los tamices se instalen a la profundidad de destino. Los problemas con este enfoque fueron dobles. En primer lugar, implicaba dos maniobras (una para ¦ la instalación del revestimiento previamente perforado y otra para la instalación de los tamices) , lo cual es costoso, particularmente en aguas profundas donde los costos de equipo son altos. En segundo lugar,- tuvo que instalarse un tamiz de tamaño más pequeño en el hoyo, el cual en algunos casos puede limitar las tasas de producción, y aumentar así los costos.

Un enfoque más reciente que se ha practicado mucho en dos desarrollos en aguas profundas en Angola (ver SPE 90758 y SPE 107297) y en un campo de petróleo en Azerbaiyán (ver SPE 98146) involucra acondicionar el lodo a base de aceite pasando el lodo a través de tamices vibratorios de un cierto tamaño (para evitar el taponamiento de los tamices de arena) , correr después los tamices de arena en el lodo a base de aceite acondicionado, y subsecuentemente desplazar el hoyo hacia los fluidos a base de agua y proceder con el empaque con grava con un fluido portador a base de agua (patentes de Estados Unidos núm. 6,883,608 y 7,373,978) . Este enfoque se ha usado con éxito en más de 75 pozos hasta la fecha por dos operadores destacados, junto con los tamices de trayectoria alternativa (de tubería de derivación) .

Aunque los métodos descritos anteriormente pueden adecuarse para instalar tamices de arena y empacar con grava en muchos pozos conformados en formaciones que contienen esquistos reactivos, existe una necesidad permanente de mejoras en los fluidos de terminación usados durante tales métodos .

COMPENDIO DE LA INVENCIÓN En un aspecto, las modalidades descritas en la presente se refieren a un método para empacar con grava un hoyo en una formación subterránea, el hoyo que comprende una sección con revestimiento y una sección sin revestimiento, donde el método incluye bombear dentro del hoyo una composición con empaque con grava que comprende grava y un fluido portador que comprende un fluido de emulsión invertida, donde el fluido de emulsión invertida comprende: una fase externa oleaginosa; una fase interna no oleaginosa, en donde una relación de la fase externa oleaginosa y la fase interna no oleaginosa es menos que 50:50 y un emulsionante que estabiliza la fase externa oleaginosa y la fase interna no oleaginosa.

En otro aspecto, las modalidades descritas en la presente se refieren a un método para terminar un hoyo que penetra una formación subterránea, el pozo que comprende una sección con revestimiento y una sección sin revestimiento, donde el método incluye introducir un fluido de emulsión invertida dentro de la sección con revestimiento del hoyo, el fluido de emulsión invertida que comprende: una fase externa oleaginosa; una fase interna no oleaginosa, en donde una relación de la fase externa oleaginosa y la fase interna no oleaginosa es menos que 50:50; y un emulsionante que estabiliza la fase externa oleaginosa y la fase interna no oleaginosa; y correr un revestimiento, un ensamble de tamices de control de arena, un ensamble de empacador de inflado, o un dispositivo de control de flujo de entrada hacia una profundidad . seleccionada dentro de la sección sin revestimiento del hoyo en la cual se localiza el fluido de emulsión invertida.

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

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Las Fig. 1A-1D muestran vistas en sección transversal de un intervalo de terminación que representan varias etapas de una operación de empaque con grava.

La Fig. 2 muestra una vista esquemática de un intervalo de terminación que representa una operación de empaque con grava .

La Fig. 3 muestra el efecto de varios emulsionantes sobre la estabilidad eléctrica medida a varias temperaturas.

La Fig. 4 muestra el efecto de usar varios emulsionantes sobre la viscosidad a baja velocidad de cizallamiento .

La Fig. 5 muestra un gráfico de la viscosidad en función de la velocidad de cizallamiento para varios sistemas de empaque con grava.

DESCRIPCIÓN DETALLADA En un aspecto, las modalidades descritas en la presente se refieren a los métodos de las técnicas de terminación que usan fluidos de emulsión invertida durante la(s) técnica (s) . Más particularmente, la presente descripción se dirige al uso de fluidos de hoyo de emulsión invertida en el empaque con grava y/o la instalación de revestimientos y/o de tamices de control de arena en un hoyo que puede contener esquisto o arcilla reactiva o en el cual el uso de fluidos de emulsión invertida puede ser de cualquier otra manera deseable. Como se usan en la presente, las expresiones "esquisto reactivo" o "arcilla reactiva" o expresiones similares pueden usarse de manera intercambiable y se refieren a aquellos materiales de esquisto o arcilla que pueden inflarse, desmoronarse, deshacerse en partículas, desconcharse, desprenderse o de cualquier otra manera deteriorarse cuando se exponen a fluidos acuosos, particularmente agua dulce.

Una emulsión invertida es una emulsión de agua-enaceite, donde un fluido oleaginoso sirve como una fase continua y un fluido no oleaginoso sirve como una fase discontinua, . el fluido no oleaginoso que se estabiliza o emulsiona en el fluido oleaginoso por un agente emulsionante. Sin embargo, particularmente, las técnicas de terminación de la presente descripción usan fluidos de emulsión invertida que tienen una relación de aceite/agua de menos que 50/50, los cuales pueden denominarse además emulsiones invertidas de alta relación de fase interna (HIPR) o emulsiones de alta fase interna (HIPE) . Tales emulsiones invertidas de HIPR se discuten en más detalle más abajo.

Como se mencionó anteriormente, en la perforación de un pozo, el fluido de perforación se hace circular típicamente a través de la sarta de perforación, a través de la broca de perforación en el extremo de la sarta de perforación y sube a través del espacio anular entre el hoyo perforado y la sarta de perforación. El fluido de perforación que se hace circular se usa para transportar la roca de la formación presente como recortes o sólidos perforados que se extraen del hoyo a medida que se hace circular el fluido de perforación de regreso a la superficie.

En la construcción del pozo, un revestimiento puede posicionarse dentro de una porción del hoyo perforado y cementarse en el lugar. La porción del hoyo que no se recubre con el revestimiento conforma la sección del hoyo sin revestimiento o abierto donde, de acuerdo con algunas modalidades de la presente descripción, se coloca un ensamble de tamices de control de arena para facilitar el empaque con grava para controlar la migración y la producción de arena de la formación y estabilizar la formación de la sección de agujero abierto.

Una vez que el hoyo se perfora y el revestimiento se cementa en el lugar, el pozo puede completarse instalando tamices de arena y rellenando con grava la sección de agujero abierto de manera que a los fluidos producidos desde la formación se les permite que fluyan a través del empaque con grava y en tamiz de arena y pueden recuperarse a través del hoyo. La sección de agujero abierto puede ser en cualquier orientación, incluyendo secciones de agujero verticales y horizontales .

Después de que las secciones de agujero abierto y agujero con revestimiento se desplazan con los respectivos fluidos de desplazamiento, la sarta de perforación puede retirarse del hoyo y el ensamble deseado de tamices de control de arena puede correrse o bajarse hacia una profundidad seleccionada dentro de la sección de agujero abierto del hoyo. El ensamble de tamices de arena puede correrse o bajarse dentro del hoyo en un miembro tubular o tubo de lavado, que se usa para conducir los fluidos entre el tamiz de arena y la superficie. Correr el ensamble de tamices de arena hacia la profundidad seleccionada puede incluir posicionar el tamiz de arena en secciones verticales o no verticales (horizontales) del pozo. Un empaque puede posicionarse y fraguarse en el revestimiento encima del tamiz de arena para aislar el intervalo que se rellena. Una herramienta de servicio de cruce puede proporcionarse además con el ensamble para permitir selectivamente que los fluidos fluyan entre el espacio anular conformado por el agujero abierto y el ensamble de tamices y el interior del miembro tubular y el tubo de lavado.

Con el ensamble de tamices de -control de arena en el lugar, una lechada de empaque con grava que contiene grava para conformar el empaque con grava y un fluido portador a base de agua se introduce dentro del hoyo para facilitar el empaque con grava de la sección de agujero abierto del hoyo en el espacio anular que rodea el tamiz de control de arena. La lechada de empaque con grava se introduce típicamente dentro del miembro tubular donde fluye hacia la herramienta de cruce dentro del espacio anular de la sección de agujero abierto por debajo del empaque y el exterior del tamiz de control de arena. Dado que la grava se asienta dentro de la sección de agujero abierto que rodea el tamiz, el fluido portador pasa a través del tamiz y dentro del interior del miembro tubular. El fluido portador se lleva hacia la herramienta de cruce y dentro del espacio anular entre el revestimiento y el miembro tubular por encima del empacador.

Como se mencionó anteriormente, existen dos técnicas para empacar con grava los pozos horizontales con agujero abierto: el "empaque con agua" y el empaque con fluido viscoso o la técnica de "trayectoria alternativa". Estas técnicas tienen mecanismos de empaque completamente diferentes, cada uno que tiene sus propias ventajas y limitaciones. Sin embargo, de acuerdo con la presente descripción, cualquier técnica de empaque puede usar las emulsiones invertidas de HIPR de la presente descripción.

Rellenar con agua implica empacar con grava con un fluido portador de baja viscosidad ( convencionalmente una salmuera de terminación) por una elevada velocidad de los fluidos. La grava se añade generalmente al fluido a bajas concentraciones y se transporta por viscosidad. Las salmueras de terminación se usan convencionalmente como el portador para tal técnica, dado que la técnica confia en que el fluido portador posee propiedades de fluido newtoniano (o casi-newtoniano) para que el espacio anular se llene de acuerdo con esta técnica. Aunque las emulsiones invertidas convencionales generalmente no tienen las propiedades deseables (capacidad de poseer baja viscosidad con alta densidad: a medida que la densidad aumenta al incrementar el volumen de la fase interna, la viscosidad del fluido aumenta del mismo modo) para rellenar con agua, las emulsiones invertidas de HIPR de la presente descripción poseen tanto baja viscosidad como alta densidad.

Con referencia a las Figs. 1A-1D, se muestra un esquema de un intervalo de terminación de un agujero abierto horizontal de un pozo que se designa generalmente con 50 que se llena mediante una técnica de empaque con agua (alfa beta) . Como se muestra en la Fig. 1A, el revestimiento 52 se cementa dentro de una porción de un pozo 54 próxima al talón o cerca del extremo de la porción horizontal del pozo 54. Una sarta de producción 56 se extiende a través del revestimiento 52 y dentro del intervalo de terminación del agujero abierto 58. Un ensamble de empacador 60 se posiciona entre la sarta de producción 56 y el revestimiento 52 en un ensamble de cruce 62. La sarta de producción 56 incluye uno o más ensambles de tamices de control de arena tal como el ensamble de tamices de control de arena 64. El ensamble de tamices de control de arena 64 incluye una tubería base 70 que tiene una pluralidad de aberturas 72 que permiten el flujo de fluidos a través del mismo.

El empaque con grava el espacio intermedio se realiza suministrando la lechada de fluido 84 hacia abajo por la sarta de producción 56 dentro del ensamble de cruce 62. La lechada de fluido 84 sale del ensamble de cruce 62 a través de los puertos de cruce 90 y se descarga dentro del intervalo de terminación horizontal 58 como se indica por las flechas 92. En la modalidad ilustrada de empaque con agua, la lechada de fluido 84 viaja después dentro del intervalo de producción 58, con porciones de la grava que se desprenden de la lechada y se acumulan en la parte inferior del hoyo 54 a partir del talón hacia la punta del hoyo 54 como se indica por el frente de onda alfa 94 de la porción de onda alfa del empaque con grava. Al mismo tiempo, las porciones del fluido portador atraviesan el ensamble de tamices de control de arena 64 y viajan a través del espacio anular 96 entre el ensamble de la tubería de lavado 76 y el interior del ensamble de tamices de control de arena 64. Estos fluidos de retorno entran en el extremo lejano del ensamble de tubería de lavado 76, fluyen de regreso a través del ensamble de tubería de lavado 76 hacia el ensamble de cruce 62, como indican las flechas 98, y fluyen dentro del espacio anular 88 a través de los puertos de cruce 100 para retornar a la superficie.

Como se muestra a través de la progresión de las Figs. 1A-1D, la operación de empaque con agua comienza con la onda alfa que deposita la grava en el lado inferior del hoyo 54 avanzando desde el extremo cercano (talón) hacia el extremo lejano (punta) del intervalo de producción. Las fuerzas gravitacionales dominan esta onda "alfa", de manera que la grava se asienta hasta alcanzar una altura de equilibrio. Si el flujo de fluido se mantiene por encima de la velocidad critica para el transporte de partículas, la bajará por una sección horizontal hacia la punta. Una vez que la onda alfa alcanza el extremo lejano, una segunda fase de onda "beta" como se indica por el frente de onda beta 118 comienza a depositar grava en el lado alto del hoyo, encima de la deposición de la onda alfa, progresando desde el extremo lejano (punta) hacia el extremo cercano (talón) del intervalo de producción. La onda beta requiere una velocidad de fluido suficiente para mantener el flujo turbulento y mover la grava a lo largo de la parte superior del espacio anular del hoyo.

Aunque las emulsiones invertidas de HIPR de la presente descripción pueden usarse en el empaque con agua mediante ondas alfa y beta, las emulsiones invertidas de HIPR pueden formularse además con agentes de viscosidad (tales como los descritos en la presente) para formular un fluido viscoso que se usa para empacar con grava mediante la técnica de trayectoria alternativa. Como se muestra en la Fig. 2, la lechada de grava 20 se desvía para que fluya a través de los tubos de derivación 22 en el exterior del ensamble de tamices 24, que proporcionan una trayectoria alternativa para la lechada 20. La lechada de grava sale de las boquillas (no mostradas) en los tubos de derivación 22 para formar un empaque 25 en una manera de talón a punta. A medida que la grava se asienta dentro de la sección de agujero abierto 26 que rodea el tamiz 24, el fluido portador pasa a través del tamiz 24 y al interior del miembro tubular 28. El fluido portador se lleva hacia la herramienta de cruce 30 y dentro del espacio anular entre el revestimiento 27 y el miembro tubular 28 por encima del empaque (no mostrado) .

Bajo cualquier técnica de empaque, las partículas de grava pueden ser de cerámica, de arena natural u otros materiales particulados adecuados para tales propósitos. Las partículas de grava se dimensionan de manera que no atravesarán las aberturas del tamiz. Los tamaños de partícula típicos en el tamaño de malla de Estados Unidos pueden variar de aproximadamente malla 12 (1.68 mm) hasta aproximadamente malla 70 (0.210 mm) ; sin embargo, puede usarse una combinación de diferentes tamaños de partícula. Ejemplos de combinaciones típicas de tamaños de partícula para las partículas de grava son de aproximadamente malla 12/20 (1.68 mm/0.841 mm) , malla 16/20 (1.19 mm/0.841 mm) , malla 16/30 (1.19 mm/0.595 mm) , malla 20/40 (0.841 mm/0.420 mm) , malla 30/50 (0.595 mm/0.297 mm) , malla 40/60 (0.420 mm/0.250 mm) y malla '40/70 (0.420 mm/0.210 mm) . Las partículas de grava pueden estar recubiertas con una resina para facilitar la unión de las partículas entre sí. Las partículas recubiertas con resina pueden curarse previamente o pueden curarse in situ, tal como mediante un sobredesplazamiento con un agente aglomerante químico o mediante las elevadas temperaturas de la formación.

Adicionalmente a (o en lugar de) usar las emulsiones invertidas de HIPR como un fluido portador para el empaque con grava, de acuerdo con la presente descripción, las emulsiones invertidas de HIPR pueden usarse además durante la colocación de los tamices de control de arena y/o. los revestimientos, así como también otro equipo de terminación.

Los fluidos de emulsión invertida de HIPR pueden usarse con casi cualquier tipo de revestimiento o y/o ensamble de tamices de control de arena. Estos pueden incluir revestimientos perforados previamente, revestimientos ranurados, tamices de alambre enrollado, tamices preempacados , tamices de arena envuelta directamente, tamices de malla, tamices de tipo Premium, etc. Los tamices de tipo Premium típicamente consisten de múltiples capas de medios tejidos de mallas junto con una capa de drenaje. Los tamices de tipo Premium no tienen un tamaño bien definido de abertura de tamiz. Por el contrario, los tamices de alambre enrollado consisten de alambres enrollados uniformemente alrededor de un tubo base perforado. Los tamices de alambre enrollado tienen una abertura de tamiz relativamente uniforme definida como el calibre de abertura. Más aún, como se describió anteriormente, el ensamble de tamices de control de arena puede incluir además aquellos con trayectorias alternativas de flujo o tubos de derivación. Aún más, los ensambles de tamices pueden incluir además aquellos que incluyen válvulas de desviación para desviar los retornos de fluido a través de una trayectoria más corta, evitando la acumulación de presión durante el proceso de empaque con grava. Otros equipos de terminación con los cuales puede usarse las emulsiones invertidas de HIPR incluyen los ensambles de empacador (incluyendo los ensambles de empacador de inflado), los cuales separan los espacios anulares superiores de los equipos de producción en la parte inferior en un pozo, o los dispositivos de control de flujo de entrada, los cuales limitan la entrada de fluidos en la tubería de producción) . El tipo específico de equipo no es una limitación en la presente descripción; sino más bien, las emulsiones invertidas de HIPR pueden usarse con cualquier tipo de equipo mientras el equipo se corre en el agujero o durante las operaciones de terminación subsecuentes antes de poner en producción el pozo. Más aún, dependiendo de la disposición, uno o más de tales equipos de terminación pueden usarse en combinación con otros.

De acuerdo con las modalidades de la presente descripción, antes de instalar los tamices de control de arena (usando o no los fluidos de HIPR) y/o empacar con grava (usando o no los fluidos de HIPR) , el fluido de perforación puede desplazarse primero opcionalmente desde la sección de agujero' abierto a un fluido de desplazamiento, y un segundo fluido puede usarse opcionalmente para desplazar el fluido en una sección de agujero con revestimiento. El desplazamiento de los fluidos de perforación desde la sección de agujero abierto puede llevarse a cabo introduciendo el fluido de desplazamiento dentro del hoyo haciendo pasar el fluido de desplazamiento a través de la sarta de perforación tubular hacia la sección de agujero abierto. A medida que se bombea el fluido de desplazamiento a través de la sarta de perforación, los fluidos de perforación en la sección de agujero abierto se transportan hacia arriba a través del espacio anular conformado por el revestimiento y la sarta de perforación. En una modalidad especifica, si la formación incluye arcillas reactivas, el fluido de desplazamiento para la sección de agujero abierto puede incluir las emulsiones invertidas de HIPR para ayudar a mantener la integridad de la sección de agujero abierto que contiene los esquistos o arcillas reactivas las cuales pudieran de cualquier otra manera dañarse si se usaran fluidos a base de agua para desplazar los fluidos de perforación. En ciertas modalidades, el volumen del primer fluido de desplazamiento usado puede ser suficiente para desplazar la sección de agujero abierto más la sección de agujero con revestimiento hacia arriba hasta la profundidad de asentamiento del empacador.

Cuando un volumen suficiente del primer fluido de desplazamiento se introduce dentro del hoyo para desplazar el fluido de perforación de la sección de agujero abierto del hoyo, un segundo fluido de desplazamiento (opcionalmente el mismo o diferente del primero) se usa para desplazar al menos una porción o la totalidad de la sección de agujero con revestimiento del hoyo. En ciertas modalidades, el volumen del segundo fluido puede ser suficiente para desplazar la totalidad de la sección con revestimiento por encima de la profundidad de asentamiento del empacador. Esto puede llevarse a cabo elevando el extremo de la sarta de perforación tubular de manera que esta se posicione dentro de la sección de agujero con revestimiento por encima de la sección de agujero abierto de manera que el segundo fluido de desplazamiento se descarga desde el extremo de la sarta de perforación en la sección de agujero con revestimiento.

Los tamices de control de arena y/o los revestimientos, u otro equipo de terminación tales como los ensambles de empacador (incluyendo los ensambles de empacador de inflado) o los dispositivos de control de flujo de entrada (que limitan la entrada de fluidos en la tubería de producción) se corren después hasta la profundidad de destino, la cual puede tener opcionalmente presencia de las emulsiones invertidas de HIPR de la presente descripción. El tamiz de control de arena puede ser un tamiz de arena independiente o un tamiz de arena expandible. Después de instalar el tamiz de control de arena, el pozo puede rellenarse con grava con un fluido de emulsión invertida de HIPR, como se describe en la presente. Más aún, un experto en la materia apreciaría que uno o más de tales equipos de terminación pueden usarse en conjunto.

Fluidos de emulsión invertida de HIPR Como se discutió anteriormente, los métodos de la presente descripción usan fluidos de emulsión invertida que tienen una relación de aceite/agua de menos que 50/50, los cuales además pueden denominarse emulsiones invertidas de HIPR. La relación de aceite/agua en los fluidos de emulsión invertida usados convencionalmente en el campo se encuentra en el intervalo de 65/45 a 85/15. Varios factores han determinado convencionalmente tales intervalos, incluyendo: la concentración de sólidos en el lodo para proporcionar el peso deseado del lodo (los lodos cargados de sólidos deben tener una alta relación de aceite/agua para mantener los sólidos mojados de aceite y dispersos) y las altas viscosidades que frecuentemente se experimentan tras aumentar la fase interna acuosa (debido a la mayor concentración de la fase interna dispersa) .

La inestabilidad de las emulsiones puede explicarse examinando los principios de la química coloidal. La estabilidad de una dispersión coloidal (emulsión para una dispersión líquido-liquido) se determina por el comportamiento de la superficie de la partícula a través de su carga superficial y las fuerzas de Van der Waals atractivas de corto alcance. La repulsión electrostática evita que las partículas dispersas se combinen en su estado de agregación más estable termodinámicamente en la forma macroscópica, haciendo metaestables de esta manera a las dispersiones. Las emulsiones son sistemas metaestables para los cuales la separación de fases de las fases de aceite y de agua representa el estado termodinámico más estable debido a la adición de un surfactante para reducir la energía interfacial entre el aceite y el agua.

Las emulsiones de aceite-en-agua se estabilizan típicamente tanto por la estabilización electrostática (doble capa eléctrica entre las dos fases) como por estabilización estérica (fuerzas de Van der Waals de repulsión) , mientras que las emulsiones invertidas (agua-en-aceite) se estabilizan típicamente solo por estabilización estérica. Debido a que solo puede usarse uno de los mecanismos para estabilizar una emulsión invertida, las emulsiones invertidas son generalmente más difíciles de estabilizar, particularmente en los niveles más altos de la fase interna, y frecuentemente se experimentan fluidos altamente viscosos.

Así, las modalidades de la presente descripción se refieren a fluidos de emulsión invertida que tienen una alta concentración de la fase interna (<50/50 de aceite/agua), que se estabilizan mediante un agente emulsionante sin aumentos significativos en la viscosidad. Adicionalmente en virtud de la mayor concentración de la fase interna, puede proporcionarse peso al fluido en parte a través del peso inherente de la fase interna acuosa o de otro tipo, minimizando de esta manera el contenido total de sólidos.

A medida que aumenta la fase interna acuosa de un determinado sistema de fluidos, la viscosidad y el perfil reológico del fluido aumentan además debido a la mayor concentración de la fase interna dispersa. Sin embargo, los fluidos de emulsión invertida de la presente descripción pueden poseer perfiles reológicos más similares a los fluidos que tienen una concentración de la fase interna inferior, es decir, > 50/50 de aceite/agua. Particularmente, de acuerdo con las modalidades de la presente descripción, los fluidos pueden poseer una viscosidad a alto cizallamiento de menos que 200 a 600 rpm, y una viscosidad a bajo cizallamiento de menos que 40 a 6 y 3 rpm, y menos que 20 a 6 y 3 rpm en modalidades especificas (todas las cuales se miden usando un viscosimetro Fann 35 de Fann Instrument Company (Houston, Texas) a 120°F) .

El fluido de HIPR puede poseer además la fase interna acuosa que se emulsiona de manera estable dentro de la fase externa oleaginosa. Específicamente, tras la aplicación de un campo eléctrico a un fluido de emulsión invertida, la fase no oleaginosa emulsionada, la cual posee carga, migrará hacia uno de los electrodos usados para generar el campo eléctrico. La incorporación de emulsionantes en el fluido de emulsión invertida estabiliza la emulsión y resulta en una disminución de la tasa de migración y/o un aumento del voltaje de rotura de la emulsión. Así, una prueba de estabilidad eléctrica (ES) , especificada por el American Petroleum Institute en la Práctica Recomendada por API 13B-2, tercera edición (febrero de 1998), se usa frecuentemente para determinar la estabilidad de la emulsión. La ES se determina aplicando una señal eléctrica sinusoidal, de voltaje en rampa a través de una sonda (que consiste de un par de electrodos de placa plana paralelos) sumergida en el lodo. La corriente resultante se mantiene baja hasta que se alcanza un voltaje umbral, con lo cual la corriente aumenta muy rápidamente. Este voltaje umbral se conoce como la ES ("la ES según API") del lodo y se define como el voltaje en voltios pico medido cuando la corriente alcanza los 61 µ?. La prueba se realiza insertando la sonda de ES en una taza de lodo a 120°F [48.9°C] aplicando un voltaje creciente (de 0 a 2000 voltios) a través de una separación de los electrodos en la sonda. Cuanto mayor sea el voltaje de ES medido para el fluido, más fuerte o más difícil de romper sería la emulsión creada con el fluido, y más estable es la emulsión. Asi, la presente descripción se refiere a fluidos de emulsión invertida que tienen una alta relación de la fase interna pero que tienen además una estabilidad eléctrica de al menos 50 V y al menos 100 V o 150 V en modalidades más específicas.

Más aún, la presente descripción se refiere además a fluidos que tienen una alta relación de la fase interna en donde el tamaño de las gotítas de emulsión es menor comparado con las gotitas de la emulsión convencional. Por ejemplo, la fase no oleaginosa distribuida en la fase oleaginosa puede tener un diámetro promedio en el intervalo de 0.5 a 5 mieras en una modalidad, y en el intervalo de 1 a 3 mieras en una modalidad más específica. La distribución de tamaños de gotita puede ser generalmente tal que al menos el 90% de los diámetros se encuentran dentro del 20% o especialmente el 10% del diámetro promedio. En otras modalidades, puede haber una distribución multimodal. Este tamaño de gotita puede ser aproximadamente de un tercio a un cuarto del tamaño de las gotitas de la emulsión formada usando emulsionantes convencionales. En una modalidad especifica, las gotitas de la emulsión pueden ser menores que los agentes densificantes sólidos usados en los fluidos.

Un ejemplo de un agente emulsionante que puede estabilizar la emulsión del fluido acuoso o no oleaginoso dentro del fluido oleaginoso, donde el fluido no oleaginoso está presente en una cantidad volumétrica que es más que el fluido no oleaginoso, es un ácido de éter alcoxilado. Una modalidad de un ácido de éter alcoxilado es un alcohol graso alcoxilado terminado con un ácido carboxilico, representado por la siguiente fórmula: donde R es C6-C24 o -C(0)R3 (donde R3 es C10-C22), Rl es H o C1-C4, R2 es C1-C5 y n puede variar de 1 a 20. Tal compuesto puede formarse por la reacción de un alcohol con un poliéter (tal como el poli (óxido de etileno) , el poli (óxido de propileno) , el poli (óxido de butileno) , o copolimeros de óxido de etileno, óxido de propileno, y/o óxido de butileno) para formar un alcohol alcoxilado. El alcohol alcoxilado puede hacerse reaccionar después con un ácido a-halocarboxílico (tal como el ácido cloroacético, el ácido cloropropiónico, etc. ) para formar el ácido de éter alcoxilado. En una modalidad especifica, la selección de n puede basarse en la lipofilia del compuesto y en el tipo de poliéter usado en la alcoxilación . En algunas modalidades especificas, donde Rl es H (formado a partir de la reacción con poli (óxido de etileno)), n puede ser de 2 a 10 (entre 2 y 5 en algunas modalidades y entre 2 y 4 en modalidades más especificas) . En otras modalidades especificas, donde Rl es -CH3, n puede variar hasta 20 (y hasta 15 en otras modalidades) . Más aún, la selección de R (o R3) y R2 puede depender además basado en la hidrofilia del compuesto debido a la extensión de la polieterificación (es decir, el número n) . Para seleccionar cada R (o R3) , Rl, R2, y n, pueden considerarse la hidrofilia y la lipofilia relativas aportadas por cada selección de manera que pueda alcanzarse el valor de HLB deseado. Más aún, aunque este emulsionante puede ser particularmente adecuado para su uso en la creación de un fluido que tiene una fase interna no oleaginosa mayor que 50%, las modalidades de la presente descripción pueden incluir además fluidos de emulsión invertida formados con tal emulsionante en cantidades inferiores de la fase interna.

El término "HLB" (balance hidrófilo lipófilo) se refiere a la relación de la hidrofilia de los grupos polares de las moléculas de superficie activa a la hidrofobia de la parte lipófila de las mismas moléculas. Un experto en la materia apreciaría que un valor de HLB puede calcularse considerando las contribuciones del peso molecular de las respectivas porciones hidrófilas y lipófilas y tomando la relación de las mismas (dividida por 5) . Generalmente, la regla de Bancroft se aplica al comportamiento de las emulsiones: los emulsionantes y las partículas emulsionantes tienden a promover la dispersión de la fase en la cual no se disuelven muy bien; por ejemplo, un compuesto que se disuelve mejor en agua que en aceite tiende a formar emulsiones de aceite-enagua (es decir promueven la dispersión de las gotitas de aceite por toda una fase continua de agua) . Los emulsionantes son normalmente anfifílicos. Es decir, poseen tanto una porción hidrófila como una porción hidrófoba. La química y la fuerza del grupo polar hidrófilo comparadas con las del grupo no polar lipófilo determinan si la emulsión se forma como una emulsión de aceite-en-agua o de agua-en-aceite . Particularmente, los emulsionantes pueden evaluarse en base a su valor de HLB. Generalmente, para formar una emulsión de agua-en-aceite, puede ser deseable un emulsionante (o una mezcla de emulsionantes) que tenga un bajo HLB, tal como entre 3 y 8. En una modalidad especifica, el valor de HLB del emulsionante puede variar de 4 a 6.

En modalidades especificas, el emulsionante puede usarse en una cantidad que varia de 1 a 15 libras por barril, y de 2 a 10 libras por barril, en otras modalidades especificas.

Adicionalmente al agente emulsionante que estabiliza la fase continua oleaginosa y la fase discontinua no oleaginosa, los fluidos de hoyo pueden incluir además, por ejemplo, agentes densificantes.

Los agentes densificantes o materiales de densidad (que no sea el peso inherente proporcionado por la fase interna acuosa) adecuados para usar los fluidos descritos en la presente pueden incluir barita, galena, hematita, magnetita, óxidos de hierro, ilmenita, siderita, celestina, dolomita, calcita, y similares. La cantidad de tal material añadido, si es que alguna, depende de la densidad deseada de la composición final. Típicamente, el material densificante puede añadirse para resultar en una densidad del fluido de hasta aproximadamente 24 libras por galón (pero hasta 21 libras por galón o hasta 19 libras por galón en otras modalidades específicas). Adicionalmente, está además dentro del alcance de la presente descripción que el fluido puede ser además densificado usando sales (tal como en el fluido no oleaginoso (frecuentemente un fluido acuoso) que se discute más abajo) . Un experto en la materia reconocería que la selección de un material específico puede depender en gran medida de la densidad del material ya que típicamente, la más baja viscosidad del fluido de hoyo a cualquier densidad específica se obtiene usando las partículas de más alta densidad .

El fluido oleaginoso puede ser un líquido y con mayor preferencia es un aceite natural o sintético y con mayor preferencia el fluido oleaginoso se selecciona a partir del grupo que incluye gasóleo; aceite mineral; un aceite sintético, tal como las olefinas hidrogenadas y no hidrogenadas incluyendo las polialfaolefinas , las olefinas lineales y ramificadas y similares, los polidiorganosiloxanos , los siloxanos, o los organosiloxanos , los ésteres de ácidos grasos, específicamente de cadena recta, los éteres de alquilo ramificados y cíclicos de ácidos grasos, las mezclas de los mismos y compuestos similares conocidos para un experto en la materia; y mezclas de los mismos. En una modalidad específica, los fluidos pueden formularse usando gasóleo o un aceite sintético como la fase externa. La concentración del fluido oleaginoso debe ser suficiente de manera que se forme una emulsión invertida y puede ser menos que aproximadamente el 50% en volumen de la emulsión invertida. En una modalidad, la cantidad de fluido oleaginoso es de aproximadamente 50% a aproximadamente 20% en volumen y con mayor preferencia de aproximadamente 40% a aproximadamente 20% en volumen del fluido de emulsión invertida. El fluido oleaginoso en una modalidad puede incluir al menos 5% en volumen de un material seleccionado a partir del grupo que incluye ésteres, éteres, acétales, dialquilcarbonatos , hidrocarburos, y combinaciones de los mismos .

El fluido no oleaginoso usado en la formulación del fluido de emulsión invertida descrito en la presente es un liquido y preferentemente es un liquido acuoso. Con mayor preferencia, el liquido no oleaginoso puede seleccionarse a partir del grupo que incluye agua de mar, una salmuera que contiene sales orgánicas y/o inorgánicas disueltas, líquidos que contienen compuestos orgánicos miscibles en agua y combinaciones de los mismos. Por ejemplo, el fluido acuoso puede formularse con mezclas de sales deseadas en agua dulce. Tales sales pueden incluir, pero sin limitarse a cloruros, hidróxidos, o carboxilatos de metales alcalinos, por ejemplo. En varias modalidades del fluido de perforación descrito en la presente, la salmuera puede incluir agua de mar, soluciones acuosas en donde la concentración de sal es menos que la del agua de mar, o soluciones acuosas en donde la concentración de sal es mayor que la del agua de mar. Las sales que pueden encontrarse en el agua de mar incluyen, pero sin limitarse a, sales de cloruros, bromuros, carbonatos, yoduros, cloratos, bromatos, formiatos, nitratos, óxidos, fosfatos, sulfatos, silicatos, y fluoruros de sodio, calcio, aluminio, magnesio, potasio, estroncio, y litio. Las sales que pueden incorporarse en una salmuera dada incluyen una cualquiera o más de las presentes en el agua de mar natural o cualesquiera otras sales orgánicas o inorgánicas disueltas. Adicionalmente, las salmueras que pueden utilizarse en los fluidos de perforación descritos en la presente pueden ser naturales o sintéticas, con las salmueras sintéticas que tienden a ser mucho más simples en su constitución. En una modalidad, la densidad del fluido de perforación puede controlarse aumentando la concentración de sales en la salmuera (hasta su saturación) . En una modalidad especifica, una salmuera puede incluir sales de haluro o carboxilato de cationes metálicos mono- o divalentes, tales como el cesio, el potasio, el calcio, el zinc, y/o el sodio.

La cantidad del fluido no oleaginoso es típicamente menos que el límite teórico necesario para formar una emulsión invertida. Así en una modalidad la cantidad de fluido no oleaginoso es más que aproximadamente 50% en volumen y preferentemente de aproximadamente 50% a aproximadamente 80% en volumen. En otra modalidad, el fluido no oleaginoso es preferentemente de aproximadamente 60% a aproximadamente 80% en volumen del fluido de emulsión invertida .

Los métodos convencionales pueden usarse para preparar los fluidos de perforación descritos en la presente de una manera análoga a los usados normalmente, para preparar los fluidos de perforación convencionales a base de aceite. En una modalidad, una cantidad deseada del fluido oleaginoso tal como un aceite base y una cantidad adecuada de un surfactante se mezclan juntas y los componentes restantes se añaden secuencialmente con mezcla continua. Una emulsión invertida puede formarse además agitando, mezclando o cizallando vigorosamente el fluido oleaginoso y el fluido no oleaginoso.

Otros aditivos que pueden incluirse en los fluidos de hoyo descritos en la presente incluyen por ejemplo, agentes humectantes, arcillas organófilas, agentes de viscosidad, surfactantes , dispersantes, reductores de tensión interfacial, amortiguadores de pH, disolventes mutuos, diluyentes, agentes diluyentes y agentes de limpieza. La adición de tales agentes debe conocerse bien por un experto en la materia de formular fluidos y lodos de perforación.

Los agentes humectantes que pueden ser adecuados para su uso en los fluidos descritos en la presente incluyen aceite de resina crudo, aceite de resina crudo oxidado, surfactantes, ésteres de fosfatos orgánicos, imidazolinas y amidoaminas modificadas, sulfatos y sulfonatos alquilaromáticos, y similares, y combinaciones o derivados de estos. Sin embargo, cuando se usan con el fluido de emulsión invertida, el uso de agentes humectantes de ácidos grasos debe minimizarse a fin de no afectar negativamente la reversibilidad de la emulsión invertida descrita en la presente. FAZE-WETTM, VERSACOATTM, SURE ETTM, VERSAWETTM, y VERSAWETTM NS son ejemplos de agentes humectantes disponibles comercialmente fabricados y distribuidos por M-I L.L.C. que pueden usarse en los fluidos descritos en la presente. Silwet L-77, L-7001, L7605, y L-7622 son ejemplos de surfactantes y agentes humectantes disponibles comercialmente fabricados y distribuidos por General Electric Company (Wilton, Qonnecticut) .

Los agentes de viscosidad convencionales que pueden usarse en los fluidos descritos en la presente incluyen arcillas organófilas, arcillas tratadas con aminas, polímeros solubles en aceite, resinas de poliamida, ácidos policarboxílicos, y jabones, particularmente durante el empaque con grava por la técnica de trayectoria alternativa (empaque con fluido viscoso) . La cantidad de agente de viscosidad utilizada en la composición puede variar en dependencia del uso final de la composición. Sin embargo, normalmente el intervalo de aproximadamente 0.1% a 6% en peso es suficiente para la mayoría de las aplicaciones. VG-69TM y VG-PLUSTM son materiales de organoarcilla distribuidos por M-I, L.L.C., Houston, Texas, y VERSA-HRPTM es un material de resina de poliamida fabricado y distribuido por M-I, L.L.C., que pueden usarse en los fluidos descritos en la presente. Aunque tales agentes de viscosidad pueden ser particularmente útiles durante el empaque con fluido viscoso, estos agentes de viscosidad pueden incorporarse igualmente además en la formulación de fluidos para otras operaciones de terminación.

Adicionalmente, la cal u otros materiales alcalinos se añaden típicamente a los fluidos y lodos de perforación convencionales de emulsión invertida para mantener una reserva de alcalinidad.

Los fluidos descritos en la presente son especialmente útiles en la perforación, la terminación y la rehabilitación de pozos subterráneos de petróleo y gas. Particularmente los fluidos descritos en la presente pueden encontrar uso en la formulación de los lodos de perforación y los fluidos de terminación que permiten la extracción fácil y rápida de la torta de filtro. Tales lodos y fluidos son especialmente útiles en la perforación de pozos horizontales dentro de formaciones que contienen hidrocarburos.

En varias modalidades, los métodos para perforar un agujero subterráneo con un fluido de perforación de emulsión invertida pueden comprender mezclar un fluido oleaginoso, un fluido no oleaginoso, un emulsionante, tal como los descritos anteriormente, y en las relaciones descritas anteriormente, para formar una emulsión invertida; y perforar el agujero subterráneo usando esta emulsión invertida como el fluido de perforación. El fluido puede bombearse hacia abajo a la parte inferior del pozo a través de una tubería de perforación, donde el fluido emerge a través de los puertos en la broca de perforación, por ejemplo. En una modalidad, el fluido puede usarse junto con cualquier operación de perforación, la cual puede incluir, por ejemplo, la perforación vertical, la perforación de alcance extendido, y la perforación direccional. Un experto en la materia reconocería que los lodos de perforación a base de aceite pueden prepararse con una gran variedad de formulaciones. Las formulaciones específicas pueden depender del estado de la perforación de un pozo en un momento específico, por ejemplo, depender de la profundidad y/o la composición de la formación.

EJEMPLOS Los ejemplos que siguen se usaron para probar la estabilidad y las propiedades reológicas de una emulsión invertida de alta relación de la fase interna, tales como las descritas en la presente descripción.

Ejemplo 1 Se formularon varias emulsiones invertidas de alta relación de la fase interna que tenían los siguientes componentes, como se muestra más abajo en las Tablas 1A y IB. Específicamente, los componentes incluyen una olefina interna C16-C18 como el aceite base, varias salmueras que tienen densidades como se describe más abajo) SUREWET®, un emulsionante secundario disponible de M-I L.L.C. (Houston, Texas) y EMI-2184, un emulsionante de ácido de éter alcoxilado disponible de M-I L.L.C. (Houston, Texas). Las muestras 1-3 muestran la ausencia del efecto del tipo de salmuera en la estabilidad de la emulsión, mientras que las muestras 4-6 investigan el efecto de aumentar la densidad de la sal sobre la estabilidad de la emulsión. Las muestras 7-9 investigan el efecto de la cantidad de emulsionante en una relación aceite/agua de 30/70, y las muestras 10-12 investigan el efecto de la relación aceite/agua (50/50, 40/60, y 30/70) .

Tabla 1A Tabla IB Los fluidos de emulsión invertida que se muestran en la Tabla 1 se envejecieron al calor a las temperaturas mostradas más abajo en las Tablas 2? y 2B por laminación en caliente durante 16 horas, y las propiedades reológicas de las varias formulaciones de lodo se determinaron usando un viscosimetro Fann Modelo 35, disponible de Fann Instrument Company. El fluido exhibió las siguientes propiedades, como se muestra más abajo en las Tablas 2? y 2B.

Tabla 2A Tabla 2B ' Un fluido de emulsión invertida de alta relación de la fase interna de acuerdo con la presente descripción se formó y se comparó con un fluido de emulsión invertida con la misma relación de fase, pero con un emulsionante convencional, SUREMUL®, disponible de M-I L.L.C. (Houston, Texas) . La muestra y la muestra comparativa se formularon teniendo los siguientes componentes, como se muestra más abajo en la Tabla Tabla 3 Los fluidos de emulsión invertida que se muestran en la Tabla 3 se envejecieron al calor a 150°F por laminación en caliente durante 16 horas, y las propiedades reológicas de las varias formulaciones de lodo se determinaron a 120°F usando un viscosimetro Fann Modelo 35, disponible de Fann Instrument Company. El fluido exhibió las propiedades siguientes, como se muestra más abajo en la Tabla 4.

Tabla 4 Ejemplo 2 Varias emulsiones invertidas de alta relación de la fase interna se formularon teniendo los componentes siguientes, como se muestra más abajo en la Tabla 5. Específicamente, los componentes incluyen una olefina interna C16-C18 como aceite base, varias salmueras que tienen densidades como se describe más abajo) SUREWET®, un emulsionante secundario disponible de -I L.L.C. (Houston, Texas); y DANOX-20, DANOX-21, y DANOX-22, emulsionantes de ácido carboxílico de éter alcoxilado disponibles de Kao Corporation (Tokio, Japón) . DANOX-20, DANOX-21, y DANOX-22 poseen la misma química con diferente cantidad de etoxilación (y de esta manera peso molecular y HLB) .

Tabla 5 Los fluidos de emulsión invertida que se muestran en la Tabla 5 se envejecieron al calor a las temperaturas que se muestran más abajo en la Tabla 6 por laminación en caliente durante 16 horas, y las propiedades reológicas de las varias formulaciones de lodo se determinaron usando un viscosimetro Fann Modelo 35, disponible de Fann Instrument Company. El fluido exhibió las siguientes propiedades, tal como se muestra más abajo en la Tabla 6.

Tabla 2A Ejemplo 3 Se llevó a cabo una evaluación de laboratorio sencilla para evaluar la capacidad de lograr propiedades newtonianas cuando se formula un sistema invertido con fase acuosa interna relativamente alta. Para esta evaluación se usó un aceite mineral de baja toxicidad para lograr una densidad arbitraria de 9.0 lb/gal en un fluido de HIPR con relación 50/50 de aceite/agua. Varios fluidos comparativos se prepararon usando dos amidoaminas diferentes a concentraciones arbitrarias en un intento para lograr un régimen newtoniano a una relación 50/50 de aceite/agua. Los fluidos invertidos se prepararon mezclando primero el emulsionante en el fluido base seleccionado seguido de la adición de la cal. La fase interna, salmuera de CaC12, se añadió última. Debido a la relación relativamente alta de agua, los sistemas se agitaron vigorosamente a la velocidad más alta posible mientras se minimizaba el arrastre de aire para asegurar la dispersión completa y para asegurar la estabilidad de la emulsión y para moderar la inconsistencia con respecto a la preparación. La formulación de HIPR se muestra en la Tabla 3.

Después de mezclar, se midió la reologia usando un Fann 35 estándar a 120°F. Adicionalmente, se midieron la viscosidad a baja velocidad de cizallamiento (LSRV) y la estabilidad eléctrica (ES) . Las propiedades iniciales para el fluido de HIPR se muestran en la Tabla 4, más abajo.

Las mediciones de laboratorio de ES y LSRV se adquirieron para evaluar la viscosidad de extremo inferior y la estabilidad de la emulsión. La ES se midió para confirmar que era sin dudas una emulsión invertida. Dado que se supuso que una viscosidad más baja promovería la capacidad de depositar de manera efectiva las ondas/dunas alfa y beta deseadas, la medición y la subsecuente LSRV deficiente confirmarían este aspecto. Una suspensión de sólidos de fluidos biopolímeros se ha correlacionado directamente a las mediciones de LSRV a 0.06 seg-l(0.3 rpm). Así, este método se empleó para estos fluidos invertidos. La elevada viscosidad, especialmente en el extremo inferior, es indicativa de la capacidad de suspender partículas (por ejemplo, grava) moderando de esta manera la capacidad de depositar de manera efectiva especialmente cuando se reduce la velocidad del fluido de empaque.

Varios fluidos se compararon con los fluidos formulados con EMI-2184 (a 7 libras por barril (ppb) y 10 ppb) , un emulsionante de ácido de éter alcoxilado, para formar un fluido de HIPR. Los fluidos comparativos se formularon con VERSACOAT HF (a 2 ppb, 3 ppb y 6 ppb) una amidoamina, y ONEMUL (a 4 ppb y 7 ppb) , una amidoamina con un surfactante añadido, ambos de los cuales están disponibles de M-I SWACO (Houston, Texas). Los fluidos se formularon como se muestra en la Tabla 5 más abajo.

La primera evaluación (Figura 3) compara los valores de ES para las formulaciones de fluidos como se muestra en la Tabla 5, que incluyen una emulsión invertida de HIPR formada con el emulsionante de HIPR asi como también los fluidos comparativos formulados con surfactantes de amidoamina a las varias concentraciones mencionadas anteriormente. La ES se midió a cuatro temperaturas que varían a partir de 40 a 150 °F. Los dos fluidos formulados con el emulsionante de HIPR o la amidoamina más un surfactante exhibieron una ES más consistente a través de todas las temperaturas así como también la capacidad de manejar el valor de ES con un cambio en la concentración. A partir de estos datos, los fluidos emulsionados con un emulsionante de tipo amidoamina proporcionaron valores de ES relativamente mayores a través de todas las temperaturas. Incluso con la concentración disminuida, este emulsionante proporcionó valores elevados de ES. Para estos fluidos, las observaciones de laboratorio mostraron que una ES baja es indicativa de menos viscosidad como seria de esperar cuando no se introducen sólidos.

Para evaluar adicionalmente la capacidad de crear un fluido de HIPR para empaque con agua con relación aceite/agua de 50/50 mientras se modera la viscosidad, estos fluidos se evaluaron usando un viscosimetro de Brookfield. La Figura 4 muestra una comparación de los valores de LSRV a 0.3 rpm. Estos valores muestran que la amidoamina y la amidoamina más el surfactante generaron más viscosidad a esta velocidad de cizallamiento que el emulsionante de HIPR, casi de 9.5 a 11 veces más.

Los fluidos se sometieron además a una evaluación de humectabilidad. Esta prueba se realizó para confirmar que un sistema formulado con el emulsionante de HIPR continuaría funcionando como una emulsión moderando de esta manera el contacto de la fracción relativamente grande de agua o salmuera ya sea con el esquisto sensible al agua o con la roca de formación de destino. Los fluidos de HIPR se sometieron a una prueba de humectabilidad sencilla antes y después de agregar 1.0-lb/gal de agente sustentante a un fluido preparado como se documentó anteriormente en la Tabla 4. Este fluido se preparó usando 7 lb/bbl del emulsionante de HIPR. Después de mezclar y envejecer durante 16 horas a 150 °F, una pequeña porción o volumen se extrajo usando una pipeta plástica y después se colocó en un vaso con agua de grifo. Una emulsión estable o invertida tras contactar con el agua producirá una esfera dado que busca lograr el área superficial más pequeña posible. Por el contrario, si la emulsión o inversión exhibe una dispersión turbia o una textura misera, esto indica un fluido emulsionado pobre o inestable. El fluido preparado con. el emulsionante de HIPR exhibió gotitas parecidas a una esfera y es indicativo de una emulsión estable con una ES medida de aproximadamente 40 a 80 voltios.

Se supone que este fluido mantendría una emulsión estable en un hoyo de temperatura de fondo de pozo similar mientras proporciona un ambiente húmedo en aceite en oposición a la humectación por agua (que daña potencialmente la roca del yacimiento o la roca de esquisto de destino) . Los autores suponen que la capacidad del emulsionante de HIPR de humedecer en aceite así como también de mantener una ES estable en combinación con la baja viscosidad y la LSRV proporcionarían una alternativa para el empaque con agua donde predomina la roca de esquisto, reduciendo de esta manera el riesgo para la salida prematura de arena.

Para evaluar adicionalmente la estabilidad de un fluido formulado con el emulsionante HIPR, se realizaron pruebas de envejecimiento estático. Nuevamente los fluidos se compararon con la amidoamina convencional más el surfactante a concentraciones de 4 y 7 lb/bbl. Todas las muestras se envejecieron estáticamente a tres temperaturas diferentes para simular un ambiente de hoyo. Antes del envejecimiento por calor, todos los líquidos exhibieron una emulsión invertida estable, como se esperaba, sin separación evidente. Después del envejecimiento estático, el fluido formulado con un emulsionante de tipo amidoamina mostró relativamente más sinéresis o separación de fases, visualmente hasta el 15% en volumen, mientras que, en los fluidos formulados con un emulsionante de HIPR, no hay separación visible. Sin embargo, la sinéresis se resolvió fácilmente para el fluido de amidoamina con agitación simple como sería típico para cualquier invertido formulado adecuadamente. La capacidad del emulsionante de HIPR para moderar la sinéresis puede resultar beneficiosa para la flexión previa e incluso moderar la separación en el hoyo durante las condiciones estáticas.

Como una comparación final, la reologia se midió a 120°F para los fluidos de HIPR anteriores más un sistema invertido con 4-lb/bbl de amidoamina más surfactante. Estos datos se graficaron nuevamente como el logaritmo natural de la viscosidad (cP) en función del logaritmo natural de la velocidad de cizallamiento para la comparación (Figura 5). Adicionalmente, varios sistemas convencionales se incluyeron como referencia. Los fluidos de HIPR formulados con relaciones de aceite/agua de 50/50 y 40/60, exhibieron pendientes relativamente similares, asi como también exhibieron una viscosidad inferior que un fluido convencional de amidoamina. Las pendientes de los fluidos de HIPR exhibieron un perfil más plano en función de un sistema de HEC alisado, acercándose de esta manera a un régimen más newtoniano .

Ejemplo 4 Para esta evaluación, las pruebas de laboratorio se condujeron usando el emulsionante de HIPR para formular los fluidos a una densidad de 10.5 lb/gal. Se incorporaron tres salmueras de terminación diferentes - de 11.8 lb/gal de bromuro de sodio, de 11.5 lb/gal de cloruro de calcio, y de 11.7 lb/gal de formato de potasio - para evaluar su compatibilidad con el emulsionante de HIPR. Asi, las relaciones aceite/agua variaron de 23/77 a 34/66 para lograr la densidad objetivo. Estos sistemas se mezclaron de la misma manera como se describió antes. La reologia se muestra en la Tabla 6 y se midió a una temperatura de 85 °F para evaluar las condiciones superficiales.

A partir de estos datos, el uso de estas salmueras iguala la reologia medida en la Tabla 2 anteriormente (para las muestras 1-3) . Estos resultados indican que la salmuera de formato de potasio requiere menos concentración del emulsionante de HIPR. Los fluidos formulados con CaC12 y NaBr exhiben una reologia que contribuye a desplazar/correr un tamiz de control de la arena o un revestimiento.

De manera favorable, las modalidades de la presente descripción pueden proporcionar fluidos de emulsión invertida que tienen una alta concentración de la fase interna (<50/50 de aceite/agua) , las cuales se estabilizan por un agente emulsionante sin aumentos significativos en la viscosidad, haciendo los fluidos particularmente adecuados para su uso en las operaciones de terminación de agujero abierto, como un fluido de desplazamiento, para correr los revestimientos y/o los tamices de control de arena, asi como también empacar con grava con ondas alfa y beta o por una técnica de trayéctoria alternativa. Adicionalmente en virtud de la mayor concentración de la fase interna, puede proporcionarse peso al fluido en parte a través del peso inherente de la fase interna acuosa o de otro tipo, minimizando de esta manera el contenido total de sólidos, lo cual es particularmente deseable para las operaciones de terminación en las cuales frecuentemente se desea un contenido sin sólidos. Más aún, tales fluidos pueden ser particularmente deseables para su uso en pozos de agujero abierto expuestos a esquistos reactivos, al minimizar el contacto potencial de tales esquistos reactivos con el agua. Las emulsiones invertidas de HIPR pueden hacer práctico perforar y completar un pozo solo con fluidos a base de aceite, evitando el contacto de la formación con salmueras, las cuales pueden tener un efecto negativo en la producción de los pozos.

Aunque la invención se describe con respecto a un número limitado de modalidades, los expertos en la materia, gozando del beneficio de esta descripción, apreciarán que otras modalidades pueden idearse sin apartarse del alcance de la invención como se describe en la presente. En consecuencia, el alcance de la invención solamente se debe limitar por las reivindicaciones anexas.

Claims (31)

NOVEDAD DE LA INVENCIÓN Habiendo descrito el presente invento, se considera como una novedad y, por lo tanto, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes REIVINDICACIONES

1. Un método para empacar con grava un hoyo en una formación subterránea, el hoyo que comprende una sección con revestimiento y una sección sin revestimiento, el método que comprende : bombear dentro del hoyo una composición de empaque con grava que comprende grava y un fluido portador que comprende un fluido de emulsión invertida, el fluido de emulsión invertida que comprende: una fase externa oleaginosa; una fase interna no oleaginosa, en donde una relación de la fase externa oleaginosa y la fase interna no oleaginosa es menos que 50:50 y un emulsionante que estabiliza la fase externa oleaginosa y la fase interna no oleaginosa.

2. El método de la reivindicación 1, que comprende además : empacar con grava la sección sin revestimiento del hoyo usando ondas alfa y beta del fluido portador.

3. El método de la reivindicación 1, que comprende además : empacar con grava la sección sin revestimiento del hoyo usando la tecnología de trayectoria alternativa.

4. El método de la reivindicación 1, en donde un diámetro promedio de la fase interna no oleaginosa varía de 0.5 a 5 mieras.

5. El método de la reivindicación 1, en donde ' el diámetro promedio varía de 1 a 3 mieras.

6. El método de la reivindicación 1, en donde la relación de la fase externa oleaginosa a la fase interna no oleaginosa es menos que 40:60.

7. El método de la reivindicación 1, en donde la relación de la fase externa oleaginosa a la fase interna no oleaginosa es menos que 30:70.

8. El método de la reivindicación 1, en donde el fluido de emulsión invertida tiene una lectura de viscosímetro de menos que 200, medida a 600 rpm, y una lectura de viscosímetro de menos que 40 a 6 y 3 rpm.

9. El método de la reivindicación 1, en donde el fluido tiene una estabilidad eléctrica de al menos 30 V.

10. El método de la reivindicación 1, en donde el emulsionante es un ácido de éter alcoxilado.

11. El método de la reivindicación 10, en donde el ácido de éter alcoxilado es un alcohol graso alcoxilado terminado con un ácido acético.

12. El método de la reivindicación 11, en donde el ácido de éter alcoxilado se representa por la siguiente fórmula : donde R es C6-C24 o -C(0)R3 (donde R3 es C10-C22), Rl es H o C1-C4, R2 es C1-C5 y n puede variar de 1 a 20.

13. El método de la reivindicación 12, en donde cuando Rl es H, n es un valor hasta 10.

14. El método de la reivindicación 14, en donde n varia entre 2 y 5.

15. El método de la reivindicación 12, en donde cuando Rl es -CH3, n es un valor hasta 20.

16. Un método para completar un hoyo que penetra una formación subterránea, el hoyo que comprende una sección con revestimiento y una sección sin revestimiento, el método que comprende : introducir el fluido de emulsión invertida dentro de la sección con revestimiento del hoyo, el fluido de emulsión invertida que comprende: una fase externa oleaginosa; una fase interna no oleaginosa, en donde una relación de la fase externa oleaginosa y la fase interna no oleaginosa es menos que 50:50; y un emulsionante que estabiliza la fase externa oleaginosa y la fase interna no oleaginosa; y correr un revestimiento, un ensamble de tamices de control de arena, un ensamble de empacador de inflado, o un dispositivo de control de flujo de entrada hasta una profundidad seleccionada dentro de la sección sin revestimiento del hoyo en la cual se localiza el fluido de emulsión invertida.

17. El método de la reivindicación 16, que comprende además introducir dentro del hoyo una lechada de empaque con grava que contiene grava y un fluido portador de emulsión invertida.

18. El método de la reivindicación 16, en donde introducir el fluido de emulsión invertida dentro de la sección sin revestimiento del hoyo desplaza unos fluidos de perforación de la sección sin revestimiento del hoyo.

19. El método de la reivindicación 16, en donde introducir el fluido de emulsión invertida dentro de la sección sin revestimiento del hoyo comprende perforar el hoyo a través de la formación subterránea con el fluido de emulsión invertida.

20. El método de la reivindicación 16, en donde un diámetro promedio de la fase interna no oleaginosa varia de 0.5 a 5 mieras .

21. El método de la reivindicación 16, en donde el diámetro promedio varia de 1 a 3 mieras.

. 22. El método de la reivindicación 16, en donde la relación de la fase externa oleaginosa a la fase interna no oleaginosa es menos que 40:60.

23. El método de la reivindicación 16, en donde la relación de la fase externa oleaginosa a la fase interna no oleaginosa es menos que 30:70.

24. El método de la reivindicación 16, en donde el fluido de emulsión invertida tiene una lectura de viscosimetro de menos que 200, medida a 600 rpm, y una lectura de viscosimetro de menos que 40 a 6 y 3 rpm.

25. El método de la reivindicación 16, en donde el fluido tiene una estabilidad eléctrica de al menos 30 V.

26. El método de la reivindicación 16, en donde el emulsionante es un ácido de éter alcoxilado.

27. El método de la reivindicación 26, en donde el ácido de éter alcoxilado es un alcohol graso alcoxilado terminado con un ácido acético.

28. El método de la reivindicación 27, en donde el ácido de éter alcoxilado se representa por la siguiente fórmula: donde R es C6-C24 o -C(0)R3 (donde R3 es C10-C22), Rl es H o C1-C4, R2 es C1-C5 y n puede variar de 1 a 20.

29. El método de la reivindicación 28, en donde cuando Rl es H, n es un valor hasta 10.

30. El método de la reivindicación 29, en donde n varia entre 2 y 5.

31. El método de la reivindicación 28, en donde cuando Rl es -CH3, n es un valor hasta 20.