MX2014014452A - Materiales de campos petroleros absorbentes de aceite como aditivos en aplicaciones de fluidos de perforacion basados en aceite. - Google Patents

Abstract

Se describe un método que utiliza un aditivo simple para modificar o mejorar una o más propiedades de un fluido de perforación para perforar un pozo de sondeo en una formación subterránea, para prevenir la circulación perdida durante la perforación, y/o para incrementar la resistencia de la unión durante la cementación del pozo de sondeo. El aditivo comprende un material absorbente de aceite que comprende homopolímeros o copolímeros que comprenden estireno, butadieno, acrilato, ftalato, y sales de carbonato.

Description

MATERIALES DE CAMPOS PETROLEROS ABSORBENTES DE ACEITE COMO ADITIVOS EN APLICACIONES DE FLUIDOS DE PERFORACION BASADOS EN ACEITE Campo de la Invención La presente invención se refiere en general al campo de la exploración de campos petroleros, a la producción, y prueba de los mismos, y más específicamente, a los aditivos para fluidos de perforación basadas en aceite, para el control de la filtración, la suspensión, la lubricación, y la circulación perdida, y a sus usos en tales operaciones.

Antecedentes de la Invención Un fluido o lodo de perforación es un fluido especialmente diseñado, que se hace circular a través de un pozo de sondeo conforme el pozo de sondeo está siendo perforado, para facilitar la operación de perforación. Las diversas funciones de un fluido de perforación incluyen el retiro de los recortes de perforación desde el pozo de sondeo, el enfriamiento y la lubricación de la barrena de perforación, auxiliar del apoyo del tubo de perforación y la barrena de perforación, y la provisión de una cabeza hidrostática para mantener la integridad de las paredes del pozo de sondeo y prevenir reventones del pozo.

Una propiedad importante del fluido de perforación Ref . 252829 es su reología, y los parámetros reológicos específicos están destinados para la perforación y la circulación del fluido a través del pozo de sondeo. El fluido debe ser suficientemente viscoso para suspender la barita y los recortes de perforación y para llevar los recortes hacia la superficie del pozo. No obstante, el fluido no debe ser tan viscoso como para interferir con la operación de perforación.

Los sistemas de fluidos de perforación específicos son seleccionados para optimizar una operación de perforación de acuerdo con las características de una formación geológica particular. Los lodos basados en aceite son normalmente utilizados para perforar esquistos de hinchamiento o de desprendimiento, sal, yeso, anhidrita y otras formaciones evaporativas, formaciones que contienen sulfuro de hidrógeno, y pozos calientes (a más de 149°C (300°F)), pero pueden ser utilizados en otros pozos que penetran también una formación subterránea.

Un fluido de perforación basado en emulsión invertida de aceite puede comprender comúnmente entre aproximadamente 50:50 hasta aproximadamente 95:5 en volumen de la base aceitosa a la fase acuosa. Tales lodos basados en aceite utilizados en la perforación comprenden típicamente: un aceite base que comprende la fase externa de una emulsión invertida; una solución acuosa, salina (típicamente una solución que comprende aproximadamente 30% de cloruro de calcio) que comprende la fase interna de la emulsión invertida; emulsificantes en la interfaz de las fases interna y externa; y otros agentes o aditivos para la suspensión, peso o densidad, humectación con aceite, pérdida de fluido o control de filtración, y control de la reología. Los fluidos de perforación o lodos basados en emulsión invertida (también llamados lodos de perforación invertidos o lodos o fluidos invertidos) comprenden un segmento clave de la industria de fluidos de perforación.

Cuando se perforan pozos de sondeo en formaciones que poseen hidrocarburos para recuperar hidrocarburos en todo el mundo, existe un deseo continuo y creciente de mejorar las eficiencias. La reducción al mínimo del número de aditivos diferentes necesarios para un fluido de perforación y la reducción al mínimo de la variación de tales aditivos en pozo a pozo, de campo a campo, de país a país, es útil en la realización de la meta de eficiencia. La prevención de la pérdida de fluido de perforación es también importante. Muchas veces, los pozos son perforados a través de las zonas propensas a la circulación perdida antes de alcanzar una zona de producción potencial, requiriendo el uso de materiales de circulación perdidos para compartir las pérdidas de fluidos de perforación en tales zonas. Los materiales de circulación perdida típicos para las operaciones de perforación, no obstante, han sido dirigidos a las soluciones basadas en agua.

Cada vez más, los fluidos de perforación basados en emulsión invertida están siendo sometidos a demandas y de costo cada vez más mayores, así como a restricciones ambientales. En consecuencia, existe una necesidad continua y un interés a lo ancho de la industria en nuevos fluidos de perforación y aditivos que proporcionen funcionamiento mejorado al tiempo que proporcionen también aceptación ambiental y económica.

Breve Descripción de la Invención La presente invención proporciona un método para modificar o mejorar una o más propiedades de un fluido de perforación utilizado en la perforación de un pozo de sondeo en una formación subterránea para la recuperación de hidrocarburos. De acuerdo a un método, un material absorbedor de aceite es utilizado con el fluido de perforación, particularmente un fluido basado en aceite o en emulsión invertida como un viscosificante, modificador de la reología, agente de suspensión, y/o agente de control de la filtración. El material absorbedor de aceite puede ser también utilizado para reducir al mínimo las pérdidas de lodo por gelificación en un sitio deseado en la formación. El material de absorción de aceite puede ser también agregado antes de o con el cemento, o durante la cementación del pozo de sondeo, para absorber cualquier aceite en exceso y mejorar la resistencia de la unión del revestimiento. Aunque el objetivo de la invención es con el material absorbedor de aceite como un aditivo para el fluido de perforación basado en aceite, el material de absorción de aceite puede también incrementar la lubricidad de un fluido de perforación basado en agua.

Descripción Detallada de la Invención La presente invención cumple la necesidad de mejorar la eficiencia de la perforación de pozos petroleros y la completación de los mismos mediante la provisión de un material absorbente de aceite que tiene utilidad global para una variedad de funciones en perforación y completación de pozos de sondeo en formaciones subterráneas. En una modalidad, el material absorbente de aceite de la invención es un homopolímero o copolímero que comprende estireno, butadieno, acrilato, ftalato, y sales de carbonato. En otra modalidad más, el material absorbente de aceite es un polímero elastomérico que comprende isopreno, isobutileno, etileno, acrilonitrilo, nitrilo hidrogenado, norborneno, amidas fluoradas, perfluoradas, amidas en bloque de éter, o los congéneres halogenados de cualquiera de estos materiales anteriormente listados. Los materiales absorbentes de aceites, comercialmente disponibles, que pueden ser utilizados en la invención incluyen: NORSOREX® APX1, disponible de Astrotech en Viena, Austria; ENVIRO-BOND® 403, disponible de Petroleum Environmental, L.L.C. en Rapid City, Michigan; A610, A611, A650, disponible de Nochar Inc. en Indianápolis, Indiana; PETR0B0NDMR N-910, N-990, también disponible de Nochar Inc. en Indianápolis, Indiana; WASTE-SETMR 3200, 3400, disponible de Environmental and Fire Technology, L.L.C. en Grand Rapids, Michigan.

De acuerdo a la invención, el material absorbente de aceite puede ser agregado a los fluidos de perforación como un agente viscosificante y/o de suspensión, y/o como un modificador de la reología que puede incrementar las propiedades de reología final baja. La reología final baja corresponde a velocidades de esfuerzo cortante de 10.2 seg-1 o menos en un reómetro Fann 35A con un rotor R1 y volante B1 a 6 rpm. El material absorbente de aceite puede ser además utilizado para mantener la viscosidad adecuada del fluido de perforación durante la transportación. Es decir, el material absorbente de aceite puede ser utilizado para impartir una viscosidad más alta al fluido de perforación para el transporte, y luego puede ser agotado para permitir así que el fluido de perforación tenga una viscosidad más baja para el uso como un fluido de perforación. Esta modificación de la reología para el transporte puede también ayudar a que el fluido de perforación mantenga la suspensión de los sólidos hasta el tiempo del uso como un fluido de perforación.

El material absorbente de aceite puede ser también utilizado de acuerdo a la invención como un material de circulación perdida. En una modalidad, el material absorbente de aceite puede ser desplegado en una pelotilla o espaciador a concentraciones suficientemente altas para proporcionar una matriz gelificada, no capaz de fluir, firme, en la zona tratada de la formación subterránea. El material absorbente de aceite puede formar una matriz completamente gelificada en tan poco como en aproximadamente 30 segundos o puede tomar 5 horas o más para formar completamente una matriz gelificada, dependiendo de las concentraciones del material absorbente de aceite agregado. Para la gelificación, el material absorbente de aceite puede ser utilizado con aceites base lineales, cíclicos, alifáticos, aromáticos, olefínicos o esterificados. En otra modalidad más, el material absorbente de aceite puede ser desplegado como una dispersión acuosa al sitio deseado en la formación subterránea y luego embutido con un aceite base adecuado para la gelificación en ese sitio para un endurecimiento rápido, y proporcionar un tipo de exprimido de solvente para grasas inverso.

El material absorbente de aceite de la invención puede ser utilizado además en la cementación de un pozo perforado con un fluido basado en aceite. De acuerdo a la invención, el material absorbente de aceite es utilizado antes de la adición del cemento o con el cemento, para absorber el exceso de aceite en el fondo del pozo y para incrementar la resistencia y la unión entre la formación y el revestimiento en la completación del pozo. Como se utiliza en la presente, el término "cementación" será en general entendido para incluir las operaciones para revestir un pozo de sondeo así como las operaciones para cementar un pozo de sondeo, a no ser que se establezca de otro modo.

Experimental Las pruebas de un material absorbente de aceite con aceites base comúnmente utilizados para fluidos de perforación fueron conducidas para determinar el efecto y la compatibilidad Mezclas de 1 g del material absorbente de aceite Nochar A610 fueron preparadas con 40 mi de cada uno de los siguientes aceites base: aceite base de olefina isomerizada ENCORE®, disponible de Halliburton Energy Services, Inc. en Houston, Texas y Duncan, Oklahoma, aceite de mezcla de éster/olefina interna ACCOLADE®, disponible de Halliburton Energy Services, Inc. en Houston, Texas, aceite de hidrocarburo ligero desaromatizado ESCAID® 110, disponible de ExxonMobil en Houston, Texas, aceites sintéticos SARALINE® 185V, disponible de Shell en Houston, Texas, y gasóleo (diesel). Un gel no fluible se formó con la muestra de ENCORE®, con cierta sinéresis. Fueron luego probadas diferentes concentraciones, específicamente, 3.5 g del aditivo Nochar A610 en 50 mi del aceite ENCORE® y 1.0 g del aditivo Nochar A610 en 35 mi del aceite ENCORE®, que simula > 11.34 kg/barril (25 lb/barril) hasta 4.54 kg/barril (10 lb/barril). Una concentración de 1.0 g del aditivo Nochar A 610 en 40 mi del aceite ENCORE®, que simula 4.08 kg/barril (9 lb/barril) fue también probado. Un gel no fluible, firme, fue formado a las concentraciones en el intervalo desde 11.34 kg/barril (25 lb/barril) hasta 4.54 kg/barril (10 lb/barril). La estructura de gel se formó a 4.08 kg/barril (9 lb/barril) pero con sinéresis.

Las pruebas con Nochar A611 a 31.75 kg/barril (70 lb/barril) indicaron que el material absorbente de aceite incrementó la viscosidad de los aceites, específicamente el aceite base ENCORE®, el aceite base ACCOLADE® y el gasóleo, a temperatura ambiente. Los aceites continuaron incrementándose en viscosidad con el tiempo para formar geles solo ligeramente fluibles . Nochar A611 formó un gel transparente a una velocidad más lenta que Nochar A610 a temperatura ambiente. Por ejemplo, Nochar A610 a una concentración 10.43 kg/barril (23 lb/barril) en un aceite base formó un gel flexible en menos de un minuto, mientras que Nochar A611 a una concentración de 10.43 kg/barril (23 lb/barril) en un aceite base formó un gel capaz de fluir después de más de treinta minutos. De este modo, el tiempo para un grado deseado de gelificación puede ser afinado para dar cuenta de la temperatura mediante el uso de una mezcla, tal como una mezcla de Nochar A610 y A611 en este ejemplo.

El lodo basado en aceite (OBM, por sus siglas en inglés) o el fluido de perforación fue preparado de acuerdo a la siguiente composición en la Tabla 1, dando como resultado un OBM de 1.63 kg/1 (13.6 lb/galón). La salinidad de la fase acuosa para la salmuera de cloruro de calcio fue de 250,000 ppm. Se agregó Nochar A611 a concentraciones variantes en el intervalo de 1.81 a 4.08 kg/barril (4 a 9 lb/barril). La reología y las resistencias del gel de las muestras preparadas A-C fueron también probadas.

TABLA 1 Composiciones de Lodo Basadas en Aceite con el Aditivo Absorbente de Aceite TABLA 2 Reología de Fann 35 a 49°C (120°F) y Datos de Resistencia del Gel La reología del OBM base de la Tabla 1, como se muestra en la Tabla 2, fue pobre, con suspensión no efectiva de la barita y ninguna resistencia del gel, lo que conduce a sedimentación de la barita, sin la adición de ningún aditivo de acuerdo a la presente invención. La· viscosidad de la Muestra A, que contenía 1.81 kg/barril (4 lb/barril) de Nochar A611 de acuerdo a la invención, se incrementó de manera significativa para proporcionar un OBM con suspensión mejorada de sólidos. Las muestras B y C que contenían .72 y 4.08 kg/barril (6 y 9 lb/barril) de Nochar A611, respectivamente, de acuerdo a la invención, modificaron adicionalmente la reología por incremento de la viscosidad general del fluido. Nochar A611 viscosificó rápidamente el OBM. Sin embargo, la resistencia del gel de cada muestra permaneció relativamente estable a pesar del incremento de la viscosidad del fluido.

Un fluido basado en material sintético de fracción, representativo (SBF, por sus siglas en Inglés) o fluido de perforación de extracción fue preparado de acuerdo a las siguientes composiciones en la Tabla 3, utilizando una salinidad de la fase acuosa de 280,000 ppm para la salmuera de cloruro de calcio, lo cual dio una densidad del fluido de 2.21 kg/1 (10.1 lb/galón). Nochar A611 fue agregado a concentraciones en el intervalo de 0.23 a 0.91 kg/barril (0.5 a 2 lb/barril). La reología y las resistencias de gel de las muestras preparadas D-F fueron luego preparadas utilizando un viscosímetro Fann 35.

TABLA 3 Composiciones de Lodo Basado en Sintético de Extracción Representativo con Aditivo Absorbente de Aceite TABLA 4 Reología de Fann 35 a 49°C (120°F) y Datos de Resistencia del Gel para el Fluido de Extracción Las muestras de fluido basadas en material sintético fueron maduradas mientras que se laminaban a 65.5°C (150°F) por 16 horas. La viscosidad de las composiciones D-F se incrementó con respecto a la formulación de fluido basada en material sintético, con la concentración de A611 cada vez mayor (Tabla 4). El valor de Tau 0 también se incrementó conforme se incrementaban las concentraciones de A611, proporcionando de este modo indicación adicional del incremento de la viscosidad. Sin embargo, el incremento de la viscosidad del fluido alcanzaron dentro de 2 horas después de la adición de A611 y no existió un cambio significativo en la viscosidad cuando se compararon las muestras bases a las muestras maduradas. Las resistencias del gel permanecieron estables en las formulaciones que contenían A611, lo cual pudo ayudar a mantener el perfil de viscosidad con el tiempo durante la transportación.

No se espera que los aditivos ejemplares descritos en la presente tengan algún efecto directo o indirecto sobre el equipo asociado con la preparación, distribución, recaptura, recielamiento, reutilización, y/o disposición de los aditivos descritos. Los aditivos descritos tampoco se espera que tengan algún efecto directo o indirecto sobre cualquier equipo de transporte o de difusión utilizado para transportar los aditivos hacia un sitio del pozo o en el fondo del pozo. Tampoco se espera que los aditivos descritos afecten directa o indirectamente los diversos equipos y herramientas en el fondo del pozo que puedan entrar en contacto con los aditivos tales como, pero no limitados a, la sarta de perforación, la tubería enrollada, el tubo de perforación, los collares de perforación, los motores de lodo, los motores en el fondo del pozo, y/o las bombas, las flotaciones, herramientas de MWD/LWD y equipo de telemetría relacionado, barrenas de perforación (incluyendo el cono de rodillo, PDC, diamante natural, abridores de pozos, barrenas de ensanchar, y barrenas sacatestigos), sensores o sensores distribuidos, intercambiadores de calor en el fondo del pozo, válvulas y dispositivos de accionamiento correspondientes, sellos de herramientas, empacadores y otros dispositivos de aislamiento del fondo de pozo de sondeo o componentes de los mismos, y similares.

La descripción anterior de la invención está destinada a ser una descripción de las modalidades preferidas. Diversos cambios en los detalles de los fluidos descritos y los métodos de uso pueden ser realizados sin apartarse del alcance pretendido de esta invención como es definido por las reivindicaciones anexas.

Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims (12)

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones:

1. Un método para modificar o mejorar una o más propiedades de un fluido de perforación para perforar un pozo de sondeo en una formación subterránea, previniendo la circulación perdida durante la perforación de, y/o incrementando la resistencia de la unión durante la cementación del pozo de sondeo, caracterizado porque comprende agregarle al fluido de perforación un aditivo simple que comprende un material absorbente de aceite y perforando con el fluido de perforación.

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el material absorbente de aceite comprende homopolímeros o copolímeros que comprenden estireno, butadieno, acrilato, ftalato, y/o sales de carbonato.

3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el material absorbente de aceite es un polímero elastomérico que comprende uno o más componentes seleccionados del grupo que consiste de isopreno, isobutileno, etileno, acrilonitrilo, nitrilo hidrogenado, norborneno, amidas en bloque de éter, perfluoradas y fluoradas, y congéneres halogenados de los mismos.

4. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido de perforación es un fluido basado en aceite y el material absorbente de aceite incrementa las propiedades reológicas finales bajas del fluido de perforación.

5. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido de perforación es un fluido basado en aceite y el material absorbente de aceite es un viscosificante para el fluido de perforación.

6. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido de perforación es un fluido basado en aceite y el material absorbente de aceite mejora las propiedades de suspensión del fluido de perforación.

7. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido de perforación es un fluido basado en aceite y el material absorbente de aceite es un agente de control de la filtración en el fluido de perforación.

8. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido de perforación es un fluido basado en agua y el material absorbente de aceite mejora la lubricidad del fluido de perforación.

9. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido de perforación es basado en aceite y comprende aceites de base lineales, cíclicos, alifáticos, aromáticos, olefínicos, o esterificados.

10. El método de conformidad con la reivindicación I, caracterizado porque la viscosidad del fluido de perforación se incrementa con la cantidad del material absorbente de aceite agregado a éste.

11. Un método para modificar o mejorar una o más propiedades reológicas de un fluido de perforación basado en aceite para perforar un pozo de sondeo en una formación subterránea, al tiempo que también previene la circulación perdida durante la perforación, caracterizado porque comprende agregarle el fluido de perforación durante la perforación un aditivo simple que comprende un material absorbente de aceite y continuando la perforación con el fluido de perforación; en donde el material absorbente de aceite se selecciona del grupo que consiste de homopolímeros o copolímeros que comprenden estireno, butadieno, acrilato, ftalato, y/o sales de carbonato, o del grupo que consiste de polímeros elastoméricos que comprenden isopreno, isobutileno, etileno, acrilonitrilo, nitrilo hidrogenado, norborneno, amidas en bloque de éter, fluoradas, perfluoradas, y congéneres halogenados de los mismos.

12. El método de conformidad con la reivindicación II, caracterizado porque el material absorbente de aceite también incrementa la resistencia de la unión durante la cementación del pozo de sondeo.