MX2014015050A - Metodos relacionados al diseño de fluidos de reforzamiento de pozos de sondeo. - Google Patents

Abstract

En general, se evalúan las propiedades de un tapón que comprende materiales de reforzamiento del pozo de sondeo, que puede hacer posible el diseño de aditivos y de fluidos de reforzamiento del pozo de sondeo más eficientes, debido a que las propiedades del tapón pueden trasladarse al efecto de reforzamiento cercano al pozo de sondeo de los materiales de reforzamiento del pozo de sondeo del tapón. La evaluación de tales propiedades puede involucrar la aplicación de una presión diferencial a un tapón formado en una vía de paso de una herramienta que comprende al menos un sensor próximo al tapón de la vía de paso, y luego midiendo al menos un atributo seleccionado del grupo que consiste de una presión del tapón normal, un desplazamiento del tapón normal, y cualquier combinación de los mismos, con al menos un sensor.

Description

METODOS RELACIONADOS AL DISEÑO DE FLUIDOS DE REFORZAMIENTO DE POZOS DE SONDEO Campo de la Invención La presente invención se refiere al diseño de aditivos de reforzamiento de pozos de sondeo y a los fluidos basados en la evaluación de las propiedades de un tapón que comprende los materiales de reforzamiento de los pozos de sondeo, incluyendo los métodos, los aparatos, y los sistemas relacionados a los mismos. En general, las propiedades del tapón pueden trasladarse al efecto de reforzamiento cercano al pozo de sondeo de los materiales de reforzamiento de los pozos de sondeo, del tapón.

Antecentes de la Invención La circulación perdida es uno de los contribuyentes principales al tiempo de perforación no productivo. La circulación perdida surge del fluido de perforación que se fuga dentro de la formación vía las trayectorias de flujo no deseadas, por ejemplo, las secciones permeables, las fracturas naturales, y las fracturas inducidas. Pueden ser utilizados tratamientos de circulación perdida para remediar el pozo de sondeo mediante el taponamiento de las trayectorias de flujo no deseadas antes de que pueda reasumirse la perforación.

La perforación, la mayor parte del tiempo, es Ref.253064 realizada con una presión de sobrebalance tal que la presión del pozo de sondeo (densidad de circulación equivalente) es mantenida dentro de la ventana del peso del lodo, es decir, el área entre la presión de poro (o presión de colapso) y la presión de fractura, ver Figura 1. Es decir, la presión es mantenida lo suficientemente alta para impedir que los fluidos de la formación subterránea entren al pozo de sondeo, y lo suficientemente baja para no crear o extender indebidamente las fracturas que rodean el pozo de sondeo. El termino "presión de sobrebalance", como se utiliza en la presente, se refiere a la cantidad de presión en el pozo de sondeo que excede la presión del poro. El término "presión de poro", como se utiliza en la presente, se refiere a la presión de los fluidos en la formación. La presión de sobrebalance es necesitar para prevenir que los fluidos de la formación subterránea entren al pozo de sondeo. El término "presión de fractura, " como se utiliza en la presente, se refiere al umbral de presión donde las presiones ejercidas mayores que la presión de fractura desde el pozo de sondeo sobre la formación, provocarán una o más en la formación subterránea. Ventanas del peso de lodos más amplias permiten la perforación con riesgo reducido de circulación perdida.

En las formaciones subterráneas tradicionales, la ventana del peso del lodo puede ser amplia, Figura 1. No obstante, en las formaciones que tienen zonas problemáticas, por ejemplo, zonas agotadas, zonas de alta permeabilidad, áreas altamente tectónicas con altas tensiones in-situ, o zonas de esquisto presurizado por debajo de las capas de sal, las cuales son menudo encontradas en las formaciones con una pluralidad de litografías, la ventana del peso del lodo puede ser más estrecha y más variable, Figura 2. Cuando la presión de sobrebalance excede la presión de fractura, se espera que una fractura sea inducida, y puede ocurrir la circulación. Un método proactivo para reducir el riesgo de la circulación perdida es reforzar o estabilizar el pozo de sondeo a través del uso de los materiales de reforzamiento de los pozos de sondeo. Un método de reforzamiento de pozo de sondeo involucra la inducción de fracturas mientras que simultáneamente se taponan las fracturas. Este método de taponamiento de fractura simultáneo incrementa la tensión tangencial compresiva en las regiones cercanas al pozo de sondeo de la formación subterránea, lo cual se traduce en un incremento en la presión de inicio de la fractura o en la presión de reapertura de la fractura, con lo cual se amplía la ventana del peso del lodo, Figura 3. El grado de reforzamiento del pozo de sondeo, es decir, la expansión de la ventana del peso del lodo, podría ser una función de las propiedades del tapón en términos de su habilidad para resistir más altas presiones, entre otras como se describe en esta invención. Si el tapón falla, esto da como resultado la circulación perdida y tiempo de perforación no productivo.

El reforzamiento del tapón puede depender, entre otras cosas, del mantenimiento de la fractura inducida abierta, consolidada, y/o preservando la tensión circunferencial incrementada (tangencial) que fue requerida para abrir las fracturas y/o para aislar las puntas de la fractura del fluido y la presión del pozo de sondeo. La Figura 4 proporciona una ilustración de algunas de las presiones en el fondo del pozo relacionadas al reforzamiento de pozo de sondeo. La Figura 4 también ilustra el aislamiento de las puntas de fractura del pozo de sondeo por tapones que comprenden materiales de reforzamiento del pozo de sondeo. Entender cómo los tapones que comprenden materiales de reforzamiento del pozo de sondeo reaccionan a las diversas presiones experimentadas en un pozo de sondeo, puede permitir ventajosamente el diseño de los fluidos de reforzamiento del pozo de sondeo o los aditivos del mismo que refuercen mejor el pozo de sondeo, con lo cual se reduce al mínimo la pérdida de fluido y en consecuencia se reduce tiempo perdido en el tren de sondeo y en los costos del mismo.

Breve Descripción de la Invención La presente invención se refiere al diseño de aditivos de reforzamiento de pozos de sondeo y a los fluidos basados en la evaluación de las propiedades de un tapón que comprende materiales de reforzamiento del pozo de sondeo, incluyendo los métodos, los aparatos, y los sistemas relacionados a los mismos. En general, las propiedades del tapón pueden trasladarse al efecto de reforzamiento cercano al pozo de sondeo de los materiales de reforzamiento del pozo de sondeo, del tapón.

En una modalidad de la presente invención, un método puede comprender: proporcionar un fluido que comprende un material de reforzamiento del pozo de sondeo; hacer pasar el fluido a través de una vía de paso de una herramienta que comprende al menos un sensor próximo a la vía de paso, para formar así un tapón que comprende el material de reforzamiento del pozo de sondeo en la vía de paso; aplicar una presión diferencial al tapón en la vía de paso; y medir al menos un atributo seleccionado del grupo que consiste de una presión normal del tapón, un desplazamiento normal del tapón, y cualquier combinación de los mismos con al menos un sensor.

En otra modalidad más de la presente invención, un método puede comprender: proporcionar un primer fluido que comprende un primer material de reforzamiento del pozo de sondeo; hacer pasar el primer fluido a través de una vía de paso de una herramienta que comprende al menos un sensor proximal a la vía de paso, para formar así un tapón que comprende el primer material de reforzamiento del pozo de sondeo, en la vía de paso; aplicar una diferencial de presión al tapón en la vía de paso; medir al menos un atributo seleccionado del grupo que consiste de una presión normal del tapón, un desplazamiento normal del tapón, y cualquier combinación de los mismos con al menos un sensor; derivar al menos un valor seleccionado del grupo que consiste de la tensión circunferencial incrementada, sostenida, la resistencia a la compresión del tapón, la resistencia al esfuerzo cortante del tapón, y cualquier combinación de los mismos, a partir de al menos un atributo; y desarrollar un aditivo de reforzamiento del pozo de sondeo que comprende un segundo material de reforzamiento del pozo de sondeo, basado en al menos un valor.

En otra modalidad más de la presente invención, una herramienta puede comprender un implemento que comprende al menos una vía de paso que modela una abertura en una formación subterránea, la vía de paso que comprende una compuerta de entrada sobre un primer extremo del objeto, una compuerta de salida en un extremo opuesto de un objeto, y una pared que se extiende desde la compuerta de entrada hacia la compuerta de salida; y al menos un sensor en o sobre el implemento próximo a la pared de la vía de paso.

Las características y ventajas de la presente invención serán fácilmente aparentes para aquellos expertos en la téenica después de una lectura de la descripción de las modalidades preferidas siguientes.

Breve Descripción de las Figuras Las siguientes figuras son incluidas para ilustrar ciertos aspectos de la presente invención, y no deben ser consideradas como modalidades exclusivas. La materia de interés descrita es susceptible a modificaciones, alteraciones, combinaciones, y equivalentes en la forma y en la función, considerables, como será aparente para aquellas personas de experiencia ordinaria en la téenica y que tengan el beneficio de esta descripción.

La Figura 1 ilustra la ventana del peso del lodo para un pozo de sondeo tradicional.

La Figura 2 ilustra la ,ventana del peso del lodo para un pozo de sondeo problemático.

La Figura 3 ilustra la ventana del peso del lodo para un pozo de sondeo reforzado.

La Figura 4 ilustra algunas de las presiones en el fondo del pozo, relacionadas al reforzamiento del pozo de sondeo.

La Figura 5 proporciona una representación no limitante de una Celda Ahusada, no necesariamente a escala.

Las Figuras 6a-6e proporcionan ilustraciones en sección transversal de los ejemplos no limitantes de las configuraciones de herramienta/sensor.

Las Figuras 7a-7b proporcionan una sección transversal y una vista superior, respectivamente, de una herramienta que tiene una pluralidad de sensores de nodo incrustados en la herramienta próxima a la vía de paso de la herramienta .

Las Figuras 7c-7d proporcionan una sección transversal y una vista superior, respectivamente, de una herramienta que comprende un sujetador y un inserto, donde el inserto tiene dos capas con una pluralidad de sensores alámbricos incrustados en la capa de inserto proximal a la vía de paso de la herramienta.

La Figura 8a proporciona una ilustración no limitante de un tapón que ejerce una presión del tapón normal sobre una vía de paso de una herramienta que tiene sensores.

La Figura 8b proporciona una ilustración no limitante de un tapón que ejerce un desplazamiento normal del tapón sobre una vía de paso de una herramienta que tiene sensores.

La Figura 9 proporciona una representación no limitante de un Aparato de Taponamiento de Poros, no necesariamente a escala.

Las Figuras 10a-10c proporcionan ilustraciones de los procedimientos de aplicación de presión, adecuados, que pueden ser aplicados a un tapón, mientras que se mide una presión del tapón normal y/o un desplazamiento del tapón normal, del tapón.

Descripción Detallada de la Invención La presente invención se refiere al diseño de aditivos y fluidos de reforzamiento de pozo de sondeo, basado en la evaluación de las propiedades de un tapón que comprende materiales de reforzamiento del pozo de sondeo, incluyendo los métodos, los aparatos, y los sistemas relacionados al mismo. En general, las propiedades del tapón pueden trasladarse al efecto de reforzamiento cercano al pozo de sondeo, de los materiales de reforzamiento del pozo de sondeo, del tapón.

La presente invención proporciona, en algunas modalidades, los sistemas y los aparatos para evaluar las capacidades de reforzamiento del pozo de sondeo de los materiales de reforzamiento del pozo de sondeo (WSM, por sus siglas en Inglés). Por un mejor entendimiento las características y las capacidades de los WSM individuales y/o combinaciones de WSM, los fluidos de reforzamiento del pozo de sondeo podrían ser diseñados para proporcionar reforzamiento mejorado del pozo de sondeo, por ejemplo, un incremento mayor o sostenido en la ventana del peso del lodo con tapones más fuertes de WSM, y los fluidos y aditivos que alcanzan expansiones de ventana del peso del lodo más eficientemente, especialmente en formaciones subterráneas con una pluralidad de litografías donde la interface entre las dos litografías puede crear una sección del pozo de sondeo que es más susceptible a la fractura y a la pérdida del fluido. En consecuencia, la presente invención también proporciona, en algunas modalidades, los métodos relacionados a la evaluación del WSM, incluyendo los métodos que se extienden al diseño de un fluido de reforzamiento de pozo de sondeo o un aditivo del mismo basado en la evaluación.

Un reforzamiento de pozo de sondeo mayor o más eficiente puede también proporcionar, en algunas modalidades, la capacidad para perforar de manera segura secciones más largas de un pozo de sondeo, lo cual se traduce en un menor tiempo no productivo y en costos disminuidos. Además, secciones perforadas más largas hacen posible secciones de revestimiento más largas. Debido a que cada sección del revestimiento subsecuente está a un diámetro más pequeño que la sección previa, el reforzamiento mayor del pozo de sondeo puede al final permitir pozos de sondeo más profundos y las capacidades para acceder a los recursos previamente no disponibles.

Durante la perforación y otras operaciones en un pozo de sondeo no revestido, el pozo de sondeo puede experimentar picos de presión como resultado de, entre otras cosas, el inicio del flujo de un fluido estático o casi estático, y el corrimiento del tubo de perforación o de revestimiento. Estos picos de presión pueden exceder brevemente la presión de fractura de una porción de la formación subterránea, y provocar que se forme un punto de pérdida de fluido (por ejemplo, una fractura o una microfractura). El reforzamiento de un pozo de sondeo puede mitigar los puntos inducidos de pérdida de fluido, lo cual mitiga consecuentemente la necesidad para tratamientos de remedio y tiempo no productivo.

En general, después de que una sección del pozo de sondeo ha sido perforada, es aplicado un revestimiento a la superficie de la formación subterránea a lo largo del pozo de sondeo, para prevenir así el colapso del pozo de sondeo, el daño a la formación subterránea, la pérdida del fluido hacia la formación subterránea, y similares, mientras que son perforadas secciones de pozo de sondeo adicionales. Un método de revestimiento de un pozo de sondeo incluye el desplazamiento del fluido de perforación con un fluido de mayor densidad y luego realizando la cementación. Durante el desplazamiento del fluido de perforación, el pozo de sondeo no revestido puede ser susceptible al daño, por ejemplo, la formación de un punto de pérdida del fluido, debido a que el fluido de mayor densidad produce una presión de sobrebalance que es en general más cercana a la presión de fractura. El ampliamiento de la ventana del peso del lodo puede mitigar y/o prevenir ventajosamente la formación de un punto de pérdida del fluido durante el desplazamiento del fluido y las operaciones de revestimiento.

Adicionalmente, después de que un endurecimiento es revestido en un pozo de sondeo, la posición en el pozo de sondeo que transita del pozo de sondeo revestido al pozo de sondeo no revestido (por ejemplo, el sitio de una zapata de revestimiento) puede ser uno de los puntos más débiles en el pozo de sondeo (es decir, el área con el mayor potencial a la fractura y provocar pérdida del fluido hacia la formación). En algunas operaciones, el SM es introducido dentro del pozo de sondeo primeramente a una concentración más alta, para crear una "zapata fuerte" mediante el reforzamiento de la porción del pozo de sondeo que realiza la transición de revestido a no revestido. La presente invención proporciona, en algunas modalidades, el desarrollo de fluidos de reforzamiento del pozo de sondeo que pueden ser capaces de producir zapatas con más altas resistencias y tiempos de vida más prolongados. Las zapatas mejoradas que refuerzan los pozos de sondeo en la transición de revestido a no revestido proporcionan además los beneficios enumerados anteriormente, como la capacidad de mejorar de manera segura secciones más largas de un pozo de sondeo.

Se debe notar que cuando "aproximadamente" es proporcionado al comienzo de una lista numérica, "aproximadamente" modifica cada número de la lista numérica. Se debe notar que en algunos listados numéricos de intervalos, algunos límites inferiores listados pueden ser mayores que algunos límites superiores listados. Una persona de experiencia ordinaria en la téenica reconocerá que el subgrupo seleccionado requerirá la selección de un límite superior en exceso del límite inferior seleccionado.

Por simplicidad, el término "materiales de reforzamiento del pozo de sondeo de prueba" (TWSM, por sus siglas en Inglés) como se utiliza en la presente, se refiere al WSM utilizado en conjunto con la medición de una propiedad de un tapón que comprende el WSM, con una herramienta de la presente invención. Entonces, como se utiliza en la presente el término "materiales de reforzamiento del pozo de sondeo diseñados" (DWSM, por sus siglas en Inglés) se refiere al WSM utilizado en los fluidos de reforzamiento del pozo de sondeo para el uso en las operaciones de pozo de sondeo con base en la propiedad del tapón que comprende un TWSM (incluyendo cualquier valor derivado de los mismos, que se describen con más detalle más adelante). Se debe notar que los términos TWSM y DWSM no deben ser considerados como composiciones limitantes o exclusivas. Es decir, cualquier WSM puede ser utilizado como un TWSM o un DWSM.

Algunas modalidades pueden involucrar la medición de una propiedad de un tapón que comprende al menos un TWSM, utilizando un Aparato de Taponamiento de Poro, en donde el tapón es alojado en una vía de paso de una herramienta de la presente invención.

Como se utiliza en la presente, el término "herramienta" se refiere a un implemento que comprende al menos una vía de paso que se extiende desde un primer extremo a través de un extremo opuesto del implemento, donde la vía de paso modela una abertura en una formación subterránea (por ejemplo, un poro, una fractura, o una microfractura). Como se utiliza en la presente, el término "Aparato de Taponamiento de Poro" se refiere en general a un aparato y/o sistema capaz de aplicar presiones diferenciales a través de la vía de paso de una herramienta, para formar así un tapón en la vía de paso y/o aplicar presiones diferenciales a un tapón alojado en la vía de paso de la herramienta, y se describe con más detalle más adelante en la presente.

Una vía de paso es en general definida por una compuerta de entrada, una compuerta de salida, y paredes. En algunas modalidades, una vía de paso puede ser sintética (por ejemplo, maquinada o provocada por aplicación de presión a una abertura pequeña formada en la herramienta), nativa (por ejemplo, una fractura natural en una muestra de núcleo), o una combinación de las mismas (por ejemplo, una fractura natural que fue sintéticamente extendida para tener una compuerta de entrada y una compuerta de salida).

En algunas modalidades, las compuertas de entrada y salida de una vía de paso pueden ser sustancialmente de la misma forma pero de tamaño diferente. En algunas modalidades, una herramienta de la presente invención puede tener una vía de paso con una compuerta de entrada y una compuerta de salida con una forma de una hendidura (es decir, una forma sustancialmente rectangular que es al menos 50 veces mayor en longitud que en anchura), una fractura artificial o hecha por el hombre, o cualquier híbrido de las mismas.

Una herramienta adecuada de la presente invención puede, en algunas modalidades, tener una vía de paso sintética con una compuerta de entrada con la dimensión más pequeña entre aproximadamente 1000 micrómetros y aproximadamente 6000 micrómetros, una compuerta de salida con la dimensión más pequeña entre aproximadamente 100 micrómetros y aproximadamente 3000 micrómetros, y una longitud (es decir, la distancia entre la compuerta de entrada y la compuerta de salida) entre aproximadamente 5 cm y 20 cm. Una persona de experiencia ordinaria en la téenica con el beneficio de esta descripción debe entender que el tamaño y la forma de la vía de paso sintética de una herramienta de la presente invención puede depender de, entre otras cosas, el tipo de formación o las microfracturas de formación donde el WSM puede ser empleado en operaciones de reforzamiento de pozo de sondeo.

A manera de ejemplo no limitante, una vía de paso puede ser una ranura ahusada. En general, una ranura ahusada es una vía de paso sintética con paredes que se ahúsan desde el tamaño y la forma de la compuerta de entrada hasta el tamaño y la forma de la compuerta de salida. El ahusamiento puede ser un ángulo constante, a dos o más ángulos a una transición aguda entre los ángulos, a dos o más ángulos con una transición suave entre los ángulos (por ejemplo, transiciones redondeadas), o cualquier híbrido de los mismos. Un ejemplo no limitante de una herramienta de la presente invención que tiene una vía de paso de ranura ahusada se ilustra en la Figura 5 con una compuerta de entrada a 2500 micrómetros de lado a lado, y el punto de salida a 1000 micrómetros de lado a lado.

En algunas modalidades, las paredes (o al menos una pared) de una vía de paso en una herramienta de la presente invención pueden ser ajustables para permitir así el cambio de la distancia entre las paredes opuestas. Dependiendo de la configuración de las paredes ajustables, la compuerta de entrada y/o la compuerta de salida pueden también ser ajustables para proporcionar así el ajuste de la dimensión más pequeña de la compuerta de entrada y/o compuerta de salida.

En algunas modalidades, una herramienta de la presente invención puede comprender un sujetador y el inserto capaz de acoplarse operablemente con un sujetador. Una herramienta de la presente invención que comprende un sujetador y el inserto puede ventajosamente permitir el cambio de las dimensiones de la vía de paso con mayor facilidad y a menos costo. Además, la incorporación de sensores en un inserto, como se describe más adelante, puede proporcionar venta osamente mantenimiento y cuidado más fáciles de los sensores, incluyendo el reemplazo de un sensor.

En algunas modalidades, la medición de una propiedad de un tapón alojado en una vía de paso de una herramienta de la presente invención puede ser lograda utilizando al menos un sensor acoplado a la herramienta. Un sensor acoplado a una herramienta incluye, pero no está limitado a, un sensor incrustado en al menos una porción de la herramienta, un sensor incrustado en al menos una porción de un componente de la herramienta, un sensor colocado sobre al menos una porción de la herramienta, un sensor colocado sobre al menos una porción de un componente de herramienta, o cualquier híbrido de los mismos.

Las Figuras 6a-6e proporcionan ilustraciones en sección transversal de los ejemplos no limitantes de las configuraciones de herramienta/sensor donde las marcas de pequeñas líneas paralelas ilustran al menos algunos de los sitios en que un sensor puede ser acoplado a una herramienta. La Figura 6a proporciona una sección transversal de una herramienta, que ilustra que un sensor puede estar incrustado en la herramienta proximal a la vía de paso de la herramienta. La Figura 6b proporciona una sección transversal de herramienta, que ilustra que una pared de la vía de paso puede tener una capa colocada sobre la misma en la que el sensor está acoplado. La Figura 6c proporciona una sección transversal de herramienta, que ilustra que una vía de paso puede tener múltiples capas donde el sensor está acoplado a una capa diferente de la capa proximal a la vía de paso. La Figura 6d proporciona una sección transversal de herramienta que ilustra una herramienta que comprende un sujetador y un inserto, donde el inserto tiene más de una capa y el sensor puede ser acoplado a una capa diferente de la capa proximal a la vía de paso. La Figura 6e proporciona una sección transversal de herramienta que ilustra una herramienta que comprende un sujetador y un inserto, donde el inserto tiene más de una capa y el sensor puede ser acoplado a una capa proximal a la vía de paso.

Los sensores adecuados para el uso en conjunto con una herramienta de la presente invención pueden incluir, pero no están limitados a, calibradores de fuerza, celdas de carga, sensores piezoeléctricos, calibradores de tensión, medidores de temperatura, sensores de temperatura, sensores magnéticos, sensores ultrasónicos y similares, o cualquier híbrido de los mismos. Los sensores para el uso en conjunto con una herramienta de la presente invención pueden estar en la forma de nodos sensores, un arreglo de nodos sensores, un sensor alámbrico, un sensor de placa, y similares, cualquier híbrido de los mismos, o cualquier combinación de los mismos. Los sensores para el uso en conjunto con una herramienta de la presente invención pueden comunicarse con un dispositivo de salida (por ejemplo, una computadora, un ordenador, y similares) a través de cables, inalámbricamente, o cualquier combinación de los mismos.

Una persona de experiencia ordinaria en la téenica, con el beneficio de esta descripción, debe entender la pluralidad de configuraciones que una herramienta de la presente invención puede comprender con un sensor en un sitio adecuado. A manera de ejemplo no limitante, las Figuras 7a-7b incluye una sección transversal y una vista superior, respectivamente, de una herramienta que tiene una pluralidad de sensores de nodo incrustados en la herramienta proximales a la vía de paso de la herramienta, tal que la pluralidad de sensores están acomodados en un arreglo regular a lo largo de la altura y anchura de las dos paredes largas que constituyen la vía de paso que tiene una sección transversal oblonga. A manera de otro ejemplo no limitante, las Figuras 7C-D incluyen una sección transversal y una vista superior, respectivamente, de una herramienta comprendiendo un sujetador y un inserto, donde el inserto tiene dos capas con una pluralidad de sensores alámbricos incrustados en la capa de inserto, proximal a la vía de paso de la herramienta.

Las propiedades adecuadas del tapón que pueden ser medidas en una herramienta de la presente invención pueden incluir, pero no están limitadas a, una presión del tapón normal y/o el desplazamiento del tapón normal. Como se utiliza en la presente, el término "presión del tapón normal" se refiere a la presión ejercida sobre un tapón que está alojado en una vía de paso sobre las paredes de la vía de paso de la herramienta de la presente invención. Se debe notar que "presión del tapón normal" no está limitada a la presión ejercida únicamente a un ángulo de 90° desde las paredes de la vía de paso, sino más bien es un término más general referente a la presión a cualquier ángulo ejercido desde el tapón sobre la pared de la vía de paso. Como se utiliza en la presente, el término "desplazamiento del tapón normal" se refiere a la distancia máxima en que una pared de una vía de paso de una herramienta de la presente invención es desplazada por un tapón alojado en la vía de paso, a una presión dada y/o una presión diferencial dada.

Algunas modalidades pueden involucrar la medición de una presión del tapón normal y/o el desplazamiento del tapón normal a una pluralidad de presiones diferenciales ejercidas sobre el tapón en la dirección de la vía de paso. La Figura 8a proporciona una ilustración no limitante de un tapón alojado en una vía de paso de una herramienta que tiene sensores, donde los sensores son capaces de medir la presión del tapón normal a una presión diferencial dada ejercida en la dirección de la vía de paso, donde la presión hacia la compuerta de salida de la vía de paso es mayor que la presión hacia la compuerta de entrada de la vía de paso. La Figura 8b proporciona una ilustración no limitante de un tapón alojado en una vía de paso de una herramienta que tiene sensores, donde los sensores son capaces de medir el desplazamiento del tapón normal a una presión diferencial dada, ejercida en la dirección de la vía de paso, donde la presión hacia la compuerta de salida de la vía de paso es mayor que la presión hacia la compuerta de entrada de la vía de paso.

Los materiales adecuados que los que pueden ser formados en una herramienta de la presente invención, o una porción de la misma (por ejemplo, una porción de un inserto, un sujetador, o un recubrimiento) pueden incluir, pero no están limitados a, metal (por ejemplo, acero inoxidable), corcho, corcho sintético, una muestra de núcleo, núcleo sintético, piedra arenisca, cerámica, resina, polímeros, compuestos poliméricos, epóxidos o cualquier combinación de los mismos. Debido a que los sensores utilizados en conjunto con la presente invención miden en general las fuerzas ejercidas sobre una pared de una vía de paso sobre una herramienta, el material entre el sensor y la superficie de la pared puede, en algunas modalidades, ser ventajosamente deformable, reversible o irreversiblemente. Los materiales deformables adecuados pueden incluir, pero no están limitados a, corcho, corcho sintético, resinas, polímeros, compuestos poliméricos, epóxicos, o cualquier combinación de los mismos.

En algunas modalidades, el material que forma una herramienta de la presente invención, o una porción de la misma, puede tener una permeabilidad en el intervalo de un límite inferior de impermeable, 1 nD, 10 nD, 25 nD, 50 nD, 100 nD, ó 500 nD hasta una límite superior de aproximadamente 10 miliDarci (mD), 1 mD, 500 microD, 100 microD, 10 microD, o 500 nD, y en donde la permeabilidad puede estar en intervalo de cualquier límite inferior a cualquier límite superior y abarca cualquier subgrupo entre éstos. A manera de ejemplo no limitante, una herramienta de acero inoxidable puede ser impermeable, mientras que una herramienta elaborada de piedra arenisca puede tener una permeabilidad de aproximadamente 10 mD. Una persona de experiencia ordinaria en la téenica con el beneficio de esta descripción debe entender que la elección de una permeabilidad del material que forma una herramienta puede depender, entre otras cosas, del tipo de formación o de las microfracturas de la formación donde WSM puede ser empleado en las operaciones de reforzamiento del pozo de sondeo.

En general, los métodos de la presente invención incluyen, en algunas modalidades, la formación de un tapón de TWSM en una herramienta de la presente invención y luego aplicar una presión o presión diferencial al tapón mientras que se mide una presión del tapón normal y/o un desplazamiento del tapón normal del tapón de TWSM. En algunas modalidades, la medición de una presión del tapón normal y/o un desplazamiento del tapón normal puede ocurrir durante la formación del tapón.

A manera de ejemplo no limitante, la formación de un tapón puede involucrar un Aparato de Taponamiento de Poro, un ejemplo no limitante del cual es ilustrado en la Figura 9, que comprende en serie una celda de muestra de volumen de 500 mi que tiene un pistón móvil, una herramienta que tiene una vía de paso a través de ésta con el sensor a lo largo de la vía de paso, y un montaje para recolectar el filtrado mientras que se prueba (ilustrado como soportes, un depósito de filtrado, una tapa, y la válvula en la Figura 9). Como se muestra en la Figura 9, la celda de muestra es colocada tal que la presión puede ser aplicada desde el fondo para empujar así la muestra en el depósito de muestra a través de la vía de paso, y recolectar el filtrado y el depósito del filtrado por arriba. Esta configuración invertida puede ayudar a prevenir que los componentes del fluido de reforzamiento de pozo de sondeo que se sedimentan durante la prueba estática contribuyan al funcionamiento del TWSM. La formación de un tapón en un Aparato de Taponamiento de Poro puede en general ser lograda mediante el paso de un fluido que comprende un TWSM de interés a través de una herramienta apropiada a presiones diferenciales cada vez mayores hasta que se forma un tapón, es decir, ningún fluido completo (por ejemplo, el lodo incluyendo los fluidos y los sólidos) es capaz de pasar a través de la herramienta.

Una vez que un tapón de TWSM es formado en una herramienta de la presente invención, algunas modalidades de la presente invención pueden involucrar la aplicación de presión o presión diferencial al tapón de TWSM en el Aparato de Taponamiento de Poro; y la medición de una presión del tapón normal y/o del desplazamiento del tapón normal del tapón de TWSM. En algunas modalidades, la aplicación de presión al tapón de TWSM puede ser realizada en el mismo para el Aparato de Taponamiento de Poro o un Aparato de Taponamiento de Poro diferente. Además, en algunas modalidades, la aplicación de presión al tapón de TWSM puede ser realizada con un fluido diferente del fluido de reforzamiento de pozo de sondeo, por ejemplo, un fluido de perforación o el fluido base de un fluido de perforación. Utilizando otro fluido, especialmente un fluido que no comprende un TWSM, se puede proporcionar ventajosamente un mejor análisis de las propiedades de reforzamiento del pozo de sondeo del tapón.

A manera de ejemplo no limitante, después de que el tapón es formado en la herramienta, un Aparato de Taponamiento de Poro puede ser cargado con un fluido de perforación que no contiene TWSM. La presión puede ser aplicada desde el fondo, como se describe anteriormente, en intervalos de 7.03 kg/cm2 (100 psi) como se ilustra en la Figura 9. En cada intervalo, puede ser medida una presión del tapón normal y/o el desplazamiento del tapón normal, del tapón. Alternativamente, una presión del tapón normal y/o un desplazamiento del tapón normal del tapón pueden ser medidos continuamente, es decir, durante los incrementos de presión y el sostenido de la presión. Como se muestra en la Figura 9, la presión o la presión diferencial continua a través de la presión de rompimiento del tapón, es decir, la presión a la cual el tapón permite que el fluido de perforación completo pase a través de la ranura ahusada. Se debe notar que como se describe en este ejemplo, la Prueba de Presión de Tapón involucra la prueba de la herramienta en el Aparato de Taponamiento de Poro en el cual fue formado el tapón. No obstante, en algunas modalidades, la herramienta puede ser transferida a un segundo Aparato de Taponamiento de Poro para la prueba después de que el tapón es formado.

Una persona de experiencia ordinaria en la téenica con el beneficio de esta descripción debe entender que la pluralidad de procedimientos de aplicación de presión, adecuados, para aplicar presión o presión diferencial al tapón mientras que se mide una presión del tapón normal y/o un desplazamiento del tapón normal, del tapón. Los ejemplos de los procedimientos de aplicación de presión adecuados pueden incluir, pero no están limitados a, un incremento estable en la presión o en la presión diferencial, un incremento exponencial en la presión o en la presión diferencial, un incremento gradual en la presión o en la presión diferencial, una disminución estable en la presión o en la presión diferencial, una disminución exponencial en la presión o en la presión diferencial, una disminución gradual en la presión o en la presión diferencial, cualquier híbrido de las mismas, o cualquier combinación de las mismas. A manera de ejemplo no limitante, las Figuras 10a-10c proporcionan ilustraciones de los procedimientos adecuados de aplicación de presión que pueden ser aplicados a un tapón, mientras que se mide una presión del tapón normal y/o un desplazamiento del tapón normal del tapón. La Figura 10a ilustra un procedimiento de aplicación de presión que incluye, en orden, una presión estable a la presión de sobrecarga inicial (igual a la presión de fractura), un incremento estable y luego una presión sostenida, un incremento estable y luego la presión sostenida, una disminución estable y luego presión sostenida, un incremento estable y luego presión sostenida, y finalmente una disminución sostenida y luego presión sostenida mayor que la presión de sobrecarga inicial. La Figura 10b ilustra un procedimiento de aplicación de presión que incluyen, en orden, comenzar a partir de la presión de sobrecarga inicial (igual a la presión de fractura) un incremento exponencial y luego una disminución exponencial a una presión sostenida mayor que la presión de formación de poro, una disminución estable y luego una presión sostenida a la presión de formación de poro, y finalmente un incremento exponencial y luego disminución exponencial a una presión sostenida mayor que la presión de sobrecarga. Este procedimiento de aplicación de presión, y otros como el mismo, pueden simular ventajosamente los picos de presión que pueden ser experimentados en un pozo de sondeo cuando, por ejemplo, las bombas son encendidas. La Figura 10c ilustra un procedimiento de aplicación de presión que incluye, en orden, comenzar a partir de la presión de sobrecarga inicial (igual a la presión de fractura) una breve presión sostenida seguida por un incremento exponencial en la presión, otra presión sostenida luego un incremento exponencial en la presión, seguido por una presión sostenida más prolongada, luego una disminución en estado estable en la presión, y luego una repetición del procedimiento de aplicación de presión. La repetición dentro de un procedimiento de aplicación de presión puede proporcionar ventajosamente introspectiva hacia la durabilidad de un tapón que comprende TWSM.

Algunas modalidades de la presente invención pueden involucrar la formación de un tapón de TWSM en un Aparato de Taponamiento de Poro; la aplicación de presión o presión diferencial al tapón de TWSM en el Aparato de Taponamiento de Poro; y la medición de una presión del tapón normal y/o el desplazamiento del tapón normal del tapón de TWSM. Algunas modalidades de la presente invención pueden involucrar la formación de un tapón de TWSM en un Aparato de Taponamiento de Poro; la aplicación de una serie de presiones o presiones diferenciales al tapón de TWSM en el Aparato de Taponamiento de Poro; y la medición de una presión del tapón normal y/o desplazamiento del tapón normal del tapón de TWSM para al menos una de las presiones o presiones diferenciales en la serie.

En algunas modalidades, una presión del tapón normal y/o desplazamiento del tapón normal de un tapón pueden ser utilizados para calcular una pluralidad de valores aplicables al reforzamiento de pozo de sondeo, por ejemplo, la tensión circunferencial incrementada, sostenida, la resistencia a la compresión del tapón, la resistencia al esfuerzo cortante del tapón, y cualquier combinación de las mismas. A manera de ejemplo no limitante, una característica del tapón puede ser utilizada para calcular el intervalo de tensiones circunferenciales del pozo de sondeo en las cuales un tapón de una composición dada de WSM es operable. Por ejemplo, la presión del tapón normal puede ser directamente proporcional a la tensión circunferencial cercana al pozo de sondeo, es decir, el incremento en la presión del tapón normal puede trasladarse para incrementarse en la tensión circunferencial cercana al pozo de sondeo. Además, la resistencia a la compresión del tapón puede ser también proporcional a la presión del tapón normal y/o al desplazamiento del tapón normal.

En algunas modalidades, una presión del tapón normal, el desplazamiento del tapón normal, y/o valores aplicables al reforzamiento de pozo de sondeo pueden ser utilizados, al menos en parte, para determinar una capacidad de reforzamiento de pozo de sondeo relativa, para un TWSM dado. Como se utiliza en la presente, "relatividad", conforme ésta se refiere a la capacidad de reforzamiento de pozo o más TWSM y la comparación de uno o más TWSM a una escala de reforzamiento de pozo de sondeo. Debido a una presión del tapón normal, al desplazamiento del tapón normal, y/o los valores aplicables al reforzamiento de pozo de sondeo, y consecuentemente los valores de reforzamiento de pozo de sondeo relativos, dependen, entre otras, de la configuración de la vía de paso y del material de herramienta, una escala de capacidad de reforzamiento de pozo de sondeo puede ser dependiente de, entre otras cosas, la configuración de la vía de paso y el o los materiales de los cuales es elaborada la herramienta o el componente de la misma.

Algunas modalidades de la presente invención pueden involucrar la determinación de un valor de reforzamiento de pozo de sondeo relativo, de un TWSM con base en, al menos en parte, una presión del tapón normal, el desplazamiento del tapón normal, y/o los valores aplicables al reforzamiento de pozo de sondeo. Además, si las mediciones de una presión del tapón normal y/o el desplazamiento del tapón normal son realizadas a una pluralidad de presiones y/o presiones diferenciales, entonces la pluralidad de presión del tapón normal, el desplazamiento del tapón normal, y/o los valores aplicables al reforzamiento de pozo de sondeo, pueden ser utilizados para determinar un valor de reforzamiento relativo de pozo de sondeo, de un TWSM.

En general, una presión del tapón normal, el desplazamiento del tapón normal, y/o los valores aplicables al reforzamiento de pozo de sondeo de un tapón de TWSM y/o una capacidad de reforzamiento relativa de pozo de sondeo de un TWSM, pueden ser utilizados para diseñar los fluidos de reforzamiento del pozo de sondeo y/o los aditivos de reforzamiento de pozo de sondeo.

En algunas modalidades, los fluidos de reforzamiento del pozo de sondeo y/o aditivos de reforzamiento de pozo de sondeo pueden comprender DWSM que son los mismos o diferentes que el TWSM. Las similitudes o las diferencias pueden estar en la composición, la concentración, la concentración relativa cuando dos o más WSM son empleados, la distribución del tamaño, y similares, o cualquier combinación de los mismos. A manera de ejemplo no limitante, el TWSM puede incluir fibras de carbono con una proporción entre dimensiones de aproximadamente 15 en combinación con partículas de sílice con un diámetro promedio de aproximadamente 250 micrómetros, mientras que el DWSM de un aditivo de reforzamiento del pozo de sondeo designado puede incluir fibras de carbono con una proporción entre dimensiones de aproximadamente 15 en combinación con las partículas de sílice con un diámetro promedio de aproximadamente 500 micrómetros. A manera de otro ejemplo no limitante, una serie de TWSM puede incluir fibras de rayón con diferentes concentraciones relativas de carbono grafitico elástico y cascarillas de nuez trituradas, mientras que el DWSM de un fluido de reforzamiento de pozo de sondeo diseñado, puede incluir fibras de rayón con carbono grafitico elástico y cascarillas de nuez trituradas en una concentración relativa no probada.

Algunas modalidades pueden involucrar la introducción de un fluido de reforzamiento de pozo de sondeo (o un aditivo de reforzamiento del pozo de sondeo) dentro de al menos una porción de un pozo de sondeo que penetra una formación subterránea, donde el fluido de reforzamiento de pozo de sondeo (o el aditivo de reforzamiento del pozo de sondeo) comprende DWSM. Algunas modalidades pueden involucrar la introducción de un fluido de reforzamiento de pozo de sondeo (o un aditivo de reforzamiento del pozo de sondeo) que comprende un DWSM dentro de una porción de un pozo de sondeo que penetra una formación subterránea, para producir así una sección reforzada del pozo de sondeo.

Algunas modalidades pueden involucrar el reforzamiento de al menos una porción de un pozo de sondeo durante la operación de perforación, es decir, mientras que se perfora al menos una porción de un pozo de sondeo que penetra una formación subterránea. En algunas modalidades, un fluido de perforación puede comprender un fluido base y DWSM. En algunas modalidades, un fluido de perforación puede comprender un fluido base y un aditivo de reforzamiento del pozo de sondeo diseñado. Los fluidos base adecuados para fluidos de perforación incluyen fluidos base adecuados para el fluido de reforzamiento de pozo de sondeo y son proporcionados adicionalmente en la presente.

Algunas modalidades pueden involucrar la perforación de un pozo de sondeo antes de, después de, y/o durante el reforzamiento del pozo de sondeo. En algunas modalidades, un fluido de perforación que no comprende un DWSM puede ser utilizado antes de o después de un fluido de reforzamiento de pozo de sondeo (o el aditivo de reforzamiento del pozo de sondeo) que comprende un DWSM. En tales modalidades, los fluidos consecutivamente introducidos dentro del pozo de sondeo pueden tener la misma o diferentes composiciones y/o las mismas o diferentes características, por ejemplo, densidad y/o peso. Algunas modalidades pueden involucrar el retirar sustancialmente, por ejemplo, lavando a chorro, un fluido (o aditivo) del pozo de sondeo antes de la introducción del fluido subsecuente. Algunas modalidades pueden involucrar el cambio del fluido al vuelo para proporcionar el reforzamiento de pozo de sondeo con DWSM, como sea necesario.

En algunas modalidades, un fluido de perforación utilizado después del reforzamiento de un pozo de sondeo con DWSM puede tener una densidad circulante, equivalente, incrementada, con relación a un fluido de perforación utilizado antes del reforzamiento del pozo de sondeo. La densidad circulante equivalente, como se utiliza en la presente, se refiere a la densidad efectiva ejercida por un fluido en circulación contra una formación, que toma en cuenta la caída de presión en el anillo alrededor del punto que es considerado. La densidad circulante equivalente puede ser efectuada por diversos parámetros que incluyen, pero no están limitados a, la viscosidad del fluido de perforación, la velocidad de bombeo, el peso del fluido de perforación, el tamaño del anillo, y cualquier combinación de los mismos. El reforzamiento de pozo de sondeo incrementa las tensiones cercanas al pozo de sondeo, por ejemplo, las tensiones circunferenciales, las cuales pueden permitir que sea sostenida una ventana más alta del peso del lodo.

En algunas modalidades, un fluido de perforación utilizado después del reforzamiento de un pozo de sondeo con DWSM puede tener un peso de fluido de perforación incrementado con relación a un fluido de perforación utilizado antes del reforzamiento del pozo de sondeo. En algunas modalidades, el peso del fluido de perforación puede estar en el intervalo de los pesos del fluido de perforación que corresponden a aproximadamente la presión de poro, a pesos de fluido de perforación que corresponden aproximadamente a la presión de fractura. En algunas modalidades, los pesos del fluido de perforación que corresponden a la presión de poro pueden estar en el intervalo de aproximadamente 0.24 kg/1 (2 libras por galón) hasta aproximadamente 2.4 kg/1 (20 ppg). Los pesos del fluido de perforación que corresponden a la presión de fractura pueden ser determinados con una prueba de fuga, la cual es comúnmente conocida para una persona de experiencia ordinaria en la téenica, cuando se realiza para determinar la presión máxima que una formación puede resistir.

Materiales de Reforzamiento del Pozo de Sondeo y Fluidos de Reforzamiento del Pozo de Sondeo El WSM adecuado para el uso en conjunto con la presente invención puede incluir, pero no está limitado a, partículas, fibras, y cualquier combinación de las mismas. Las partículas y/o las fibras pueden ser naturales o sintéticas, degradables o no degradables, y mezclas de las mismas. Se debe entender que el término "particulado" o "partículas", como se utiliza en la presente, incluye todas la formas conocidas de materiales, incluyendo materiales sustancialmente esféricos, materiales crenulados, materiales de baja proporción entre dimensiones, materiales poligonales (tales como materiales cúbicos), discos, híbridos de los mismos, y cualquier combinación de los mismos. Se debe entender que el término "fibra", como se utiliza en la presente, incluye todas las formas conocidas de materiales con proporciones entre dimensiones medias a altas, incluyendo filamentos y colecciones de filamentos. En algunas modalidades, la proporción entre dimensiones de una fibra puede estar en el intervalo de un límite inferior de aproximadamente 5, 10, ó 25 hasta un límite superior ilimitado. Mientras que el límite superior de la proporción entre dimensiones se cree que no está limitado, la proporción entre dimensiones de las fibras aplicables puede estar en el intervalo de un límite inferior de aproximadamente 5, 10, ó 25 hasta un límite superior de aproximadamente 10,000, 5000, 1000, 500, ó 100, y en donde la proporción entre dimensiones puede estar en intervalo de cualquier límite inferior hasta cualquier límite superior y abarca cualquier subgrupo entre éstos. En algunas modalidades, la longitud de una fibra puede estar en el intervalo de un límite inferior de aproximadamente 150, 250, 500, ó 1000 micrómetros hasta un límite superior de aproximadamente 6000, 5000, 2500, ó 1000, y en donde la longitud de la fibra puede estar en el intervalo de cualquier límite inferior hasta cualquier límite superior y abarca cualquier subgrupo entre éstos. Las fibras pueden ser hinchables, es decir, incrementarse en volumen por la absorción del solvente. Las fibras pueden ser agregados de filamentos donde el agregado puede o no tener una proporción entre dimensiones media a alta.

En algunas modalidades, al menos un material en partículas puede ser utilizado en combinación con al menos una fibra en un fluido de reforzamiento de pozo de sondeo. Las partículas adecuadas y/o las fibras pueden incluir aquellas que comprenden materiales adecuados para el uso en una formación subterránea que incluyen, pero no están limitadas a, cualquier material de circulación perdida conocido, agente de formación de puente, agente de control de pérdida del fluido, agente de desviación, agente de taponamiento, y similares, y cualquier combinación de los mismos. Los ejemplos de materiales adecuados pueden incluir, pero no están limitados a, arena, esquisto, mármol molido, bauxita, materiales de cerámica, materiales de vidrio, pelotillas metálicas, fibras sintéticas de alta resistencia, carbono grafitico elástico, hojuelas de celulosa, madera, resinas, materiales poliméricos (reticulados o de otro modo), materiales de politetrafluoroetileno, piezas de cascarillas de nuez, materiales particulados resinosos curados que comprenden piezas de cascarillas de nuez, piezas de cascarillas de semillas, materiales particulados resinosos curados, que comprenden piezas de cascarillas de semilla, piezas de pepitas de frutas, materiales particulados resinosos curados que comprenden piezas de pepitas de frutas, materiales compuestos, y cualquier combinación de los mismos. Los materiales compuestos adecuados pueden comprender un aglutinante y un material rellenador, en donde los materiales rellenadores adecuados incluyen sílice, alúmina, carbón ahumado, negro de carbono, grafito, mica, dióxido de titanio, meta-silicato, silicato de calcio, caolín, talco, zirconia, boro, ceniza volante, microesferas de vidrio huecas, vidrio sólido, y cualquier combinación de los mismos.

En algunas modalidades, los materiales en partículas y/o las fibras pueden comprender un material degradable. Los ejemplos no limitantes de materiales degradables adecuados que pueden ser utilizados en la presente invención incluyen, pero no está limitado a, polímeros degradables (reticulados o de otro modo), compuestos deshidratados, y/o mezclas de los dos. En la elección del material degradable apropiado, se deben considerar los productos de degradación que resultarán. En cuanto a los polímeros degradables, un polímero es considerado como "degradable" en la presente, si la degradación es debido a, entre otras cosas, un proceso químico y/o por radicales tales como la hidrólisis, oxidación, la degradación enzimática, o la radiación con UV. Los polímeros pueden ser homopolímeros, aleatorios, lineales, reticulados, en bloque, de injerto, y en forma de estrella e hiper-ramificados. Tales polímeros adecuados pueden ser preparados mediante reacciones de policondensación, polimerizaciones por apertura de anillo, polimerizaciones por radicales libres, polimerizaciones aniónicas, polimerizaciones carbocatiónicas, y polimerización coordinativa por apertura de anillo, y cualquier otro proceso adecuado. Los ejemplos específicos de polímeros adecuados incluyen polisacáridos tales como dextrano o celulosa; quitina; quitosano; proteínas; ortoésteres; poliésteres alifáticos; poli (láctido); poli(glicólido); poli (e-caprolactona); poli (hidroxibutirato); poli (anhídridos); policarbonatos alifáticos; poli (ortoéteres); poli(aminoácidos); poli(óxido de etileno); polifosfazenos; y cualquier combinación de los mismos. De estos polímeros adecuados, los poliésteres alifáticos y los polianhídridos son los preferidos. Los compuestos deshidratados pueden ser utilizados de acuerdo con la presente invención como un particulado sólido degradable. Un compuesto deshidratado es adecuado para el uso en la presente invención si éste se degradará con el tiempo conforme es rehidratado. Por ejemplo, el material de borato anhidro sólido en partículas que se degradan con el tiempo, puede ser adecuado. Los ejemplos específicos de materiales de borato anhidros, sólidos, en partículas, que pueden ser utilizados incluyen, pero no están limitados a, tetraborato de sodio anhidro (también conocido como bórax anhidro) y ácido bórico anhidro. Los materiales degradables pueden también ser combinados o mezclados. Un ejemplo de una mezcla adecuada de materiales es una mezcla de poli(ácido láctico) y borato de sodio, donde el mezclado de un ácido y una base podría dar como resultado una solución neutra donde esto es deseable. Otro ejemplo más podría incluir una mezcla de poli(ácido láctico) y óxido bórico, una mezcla de carbonato de calcio y ácido poli(láctico), una mezcla de óxido de magnesio y ácido poli(láctico), y similares. En ciertas modalidades preferidas, el material degradable es carbonato de calcio más ácido poli(láctico). Donde una mezcla que incluye ácido poli(láctico), en ciertas modalidades preferidas, el ácido poli(láctico) está presente en la mezcla en una cantidad estequiométrica, por ejemplo, donde una mezcla de carbonato de calcio y ácido poli(láctico) es utilizado, la mezcla comprende dos unidades de ácido poli(láctico) para cada unidad de carbonato de calcio. Otras mezclas que sufren una degradación irreversible pueden ser también adecuadas, si los productos de la degradación no interfieren de manera indeseable ya sea con la conductividad de la torta de filtro prensa o con la producción de cualquiera de los fluidos provenientes de la formación subterránea.

Los ejemplos específicos de particulados adecuados pueden incluir, pero no están limitados a, materiales particulados BARACARB (mármol molido, disponible de Halliburton Energy Services, Inc.) incluyendo los materiales particulados BARACARB® 5, BARACARB® 25, BARACARB® 150, BARACARB® 600, BARACARB® 1200; STEELSEAL (carbono grafitico elástico, disponible de Halliburton Energy Services, Inc.) incluyendo los materiales particulados de polvo de STEELSEAL , STEELSEAL 50, STEELSEAL 150, STEELSEAL® 400 y STEELSEAL® 1000; WALL-NUT (cascarillas de nuez molidas, disponible de Halliburton Energy Services, Inc.) incluyendo WALL-NUT M, WALL-NUT gruesa, WALL-NUT® media, y WALL-NUT fina; BARAPLUG (agua salina, disponible de Halliburton Energy Services, Inc.) incluyendo BARAPLUG® 20, BARAPLUG 50, y BARAPLUG® 3/300; BARAFLAKE® (carbonato de calcio y polímeros, disponible de Halliburton Energy Services, Inc.); y similares; y cualquier combinación de los mismos.

Los ejemplos adicionales de fibras adecuadas pueden incluir, pero no están limitados a, fibras de celulosa que incluyen fibras celulósicas de viscosa, fibras celulósicas recubiertas con aceite, y fibras derivadas de un producto vegetal como las fibras de papel; carbono incluyendo fibras de carbono; fibras inorgánicas procesadas en forma fundida, que incluyen fibras de basalto, fibras de wolastonita, fibras metálicas no amorfas, fibras de óxido metálico, fibras de óxido metálico mixto, fibras de cerámica, y fibras de vidrio; fibras poliméricas incluyendo fibras de polipropileno y fibras de poli(nitrilo acrílico); fibras de óxido metálico; fibras de óxido metálico mixto; y similares; y cualquier combinación de las mismas. Los ejemplos pueden también incluir, pero no están limitados a, las fibras PAN, es decir, fibras de carbono derivadas de poli(acrilonitrilo); fibras PANEX (fibras de carbono, disponibles de Zoltek) incluyendo PANEX® 32, PANEX 35-0.125", y PANEX® 35-0.25"; PANOX (fibras PAN oxidadas, disponibles de SGL Group); fibras de rayón que incluyen BDFMR 456 (fibras de rayón, disponibles de Halliburton Energy Services, Inc.); fibras de poli(láctido) ("PLA"); fibras de alúmina; fibras celulósicas; fibras BAROFIBRE® incluyendo BAROFIBRE y BAROFIBRE® C (fibras celulósicas, disponibles de Halliburton Energy Services, Inc.); y similares; y cualquier combinación de las mismas.

En algunas modalidades, la concentración de un WSM en partículas en un fluido de reforzamiento de pozo de sondeo (o fluido de perforación) puede estar en intervalo desde un límite inferior de aproximadamente 4.54 g/b (0.01 libras por barril ("PPB"), 22.7 g/b (0.05 PPB), 45.3 g/b (0.1 PPB), 226.8 g/b (0.5 PPB), 454 g/b (1 PPB), 1.36 kg/b (3 PPB), 2.27 kg/b (5 PPB), 4.54 kg/b (10 PPB), 11.34 kg/b (25 PPB), ó 22.78 kg/b (50 PPB) hasta un límite superior de aproximadamente 68.04 kg/b (150 PPB), 45.46 kg/b (100 PPB), 34.02 kg/b (75 PPB), 22.68 kg/b (50 PPB), 11.34 kg/b (25 PPB), 4.54 kg/b (10 PPB), 2.27 kg/b (5 PPB), 1.81 kg/b (4 PPB), 1.36 kg/b (3 PPB), 0.90 kg/b (2 PPB), 454 g/b (1 PPB), ó 226.8 g/b (0.5 PPB), y en donde la concentración del WSM en partículas puede estar en intervalo de cualquier límite inferior hasta cualquier límite superior y abarca cualquier subgrupo entre éstos. En algunas modalidades, la concentración de un WSM en fibras en un fluido de reforzamiento de pozo de sondeo (o fluido de perforación) puede estar en intervalo de un límite inferior de aproximadamente 0.54 g/b (0.01 PPB), 22.7 g/b (0.05 PPB), 45.3 g/b (0.1 PPB), 226.8 g/b (0.5 PPB), 454 g/b (1 PPB), 1.36 kg/b (3 PPB), 2.27 kg/b (5 PPB), ó 4.54 kg/b (10 PPB) hasta un límite superior de aproximadamente 54.43 kg/b (120 PPB), 45.36 kg/b (100 PPB), 34.02 kg/b (75 PPB), 22.68 kg/b (50 PPB), 9.07 kg/b (20 PPB), 4.54 kg/b (10 PPB), 2.27 kg/b (5 PPB), 1.81 kg/b (4 PPB), 1.36 kg/b (3 PPB), 0.90 kg/b (2 PPB), 454 g/b (1 PPB), ó 226.8 g/b (0.5 PPB), y en donde la concentración de WSM en fibras puede estar en el intervalo de cualquier límite inferior hasta cualquier límite superior y abarca cualquier subgrupo entre éstos. Una persona de experiencia ordinaria en la téenica, con el beneficio de esta descripción, debe entender que las concentraciones de WSM en partículas y/o en fibras puede afectar la viscosidad del fluido de reforzamiento de pozo de sondeo, y por lo tanto debe ser ajustado para asegurar la distribución adecuada del WSM en partículas y/o en fibras, dentro del pozo de sondeo.

Los fluidos adecuados para suspender el WSM y los fluidos base adecuados para el uso en conjunto con la presente invención pueden comprender fluidos basados en aceite, fluidos basados en agua, fluidos miscibles en agua, emulsiones agua en aceite, o emulsiones aceite en agua. Los fluidos basados en aceites adecuados, pueden incluir alcanos, olefinas, compuestos orgánicos aromáticos, alcanos cíclicos, parafinas, fluidos de gasóleo, aceites minerales, querosenos hidrogenados desazufrados, y cualquier combinación de los mismos. Los fluidos basados en agua adecuados, pueden incluir agua fresca, agua salina (por ejemplo, agua que contiene una o más sales disueltas en ésta), salmuera (por ejemplo, agua salada saturada), agua de mar, y cualquier combinación de las mismas. Los fluidos miscibles en agua, adecuados, pueden incluir, pero no están limitados a, alcoholes, por ejemplo, metanol, etanol, n-propanol, isopropanol, n-butanol, sec-butanol, isobutanol, y t-butanol; glicerinas; glicoles, por ejemplo, poliglicoles, propilenglicol, y etilenglicol; poliglicolaminas; polioles; derivados de los mismos; cualquiera en combinación con sales, por ejemplo, cloruro de sodio, cloruro de calcio, bromuro de calcio, bromuro de zinc, carbonato de potasio, formiato de sodio, formiato de potasio, formiato de cesio, acetato de sodio, acetato de potasio, acetato de calcio, acetato de amonio, cloruro de amonio, bromuro de amonio, nitrato de sodio, nitrato de potasio, nitrato de amonio, sulfato de amonio, nitrato de calcio, carbonato de sodio, carbonato de potasio, y cualquier combinación de los mismos; cualquiera en combinación con un fluido basado en agua; y cualquier combinación de los mismos. Las emulsiones agua en aceite adecuadas, también conocidas como emulsiones invertidas, pueden tener una proporción de un aceite a agua desde un límite inferior de más de aproximadamente 50:50, 55:45, 60:40, 65:35, 70:30, 75:25, ó 80:20 hasta un límite superior de menos de aproximadamente 100:0, 95:5, 90:10, 85:15, 80:20, 75:25, 70:30, ó 65:35 en volúmenes en el fluido de tratamiento base, donde la cantidad puede estar en intervalo de cualquier límite inferior hasta cualquier límite superior y abarca cualquier subgrupo entre éstos. Los ejemplos de las emulsiones invertidas adecuadas incluyen aquellas descritas en la Patente de los Estados Unidos Número 5,905,061, la Patente de los Estados Unidos Número 5,977,031, y la Patente de los Estados Unidos Número 6,828,279, cada una de las cuales se incorpora por referencia en la presente. Se debe notar que para las emulsiones agua en aceite y aceite en agua, cualquiera mezcla de los anteriores puede ser utilizada, incluyendo el agua que es un fluido miscible acuoso.

En algunas modalidades, un fluido de reforzamiento de pozo de sondeo (o un fluido de perforación) puede comprender opcionalmente una molécula orgánica polar. En algunas modalidades, la adición de una molécula orgánica polar a un fluido basado en aceite puede incrementar ventajosamente la eficacia de WSM en ésta. Las moléculas orgánicas polares pueden ser cualquier molécula con una constante dieléctrica mayor de aproximadamente 2, por ejemplo, éter dietílico (constante dieléctrica de 4.3), etilamina (constante dieléctrica de 8.7), piridina (constante dieléctrica de 12.3), y acetona (constante dieléctrica de 20.7). Las moléculas orgánicas polares, adecuadas para el uso en la presente invención pueden incluir cualquier molécula orgánica polar incluyendo moléculas orgánicas próticas y apróticas. Las moléculas próticas adecuadas pueden incluir, pero no están limitados a, moléculas orgánicas con al menos un grupo funcional para incluir alcoholes, aldehidos, ácidos, aminas, amidas, tioles, y cualquier combinación de los mismos. Las moléculas apróticas adecuadas pueden incluir, pero no están limitados a, moléculas orgánicas con al menos un grupo funcional que incluyen ásteres, éteres, nitritos, nitrilos, cetonas, sulfóxidos, halógeno, y cualquier combinación de los mismos. Las moléculas orgánicas polares adecuadas pueden ser compuestos cíclicos que incluyen, pero no están limitados a, pirrol, piridina, furano, cualquier derivado de los mismos, y cualquier combinación de los mismos. Las moléculas orgánicas polares adecuadas pueden incluir una molécula orgánica con múltiples grupos funcionales incluyendo mezclas de grupos próticos y apróticos. En algunas modalidades, un fluido de perforación puede comprender múltiples moléculas orgánicas polares. En algunas modalidades, una molécula orgánica polar puede estar presente en un fluido de reforzamiento de pozo de sondeo (o un fluido de perforación) en una cantidad desde un límite inferior de aproximadamente 0.01%, 0.1%, 0.5%, 1%, 5%, ó 10% hasta un límite superior de aproximadamente 100%, 90%, 75%, 50%, 25%, 20%, 15%, 10%, 5%, 1%, 0.5%, ó 0.1% en volumen del fluido de reforzamiento de pozo de sondeo (o el fluido de perforación), y en donde la concentración de la molécula orgánica polar puede estar en intervalo de cualquier límite inferior hasta cualquier límite superior y abarca cualquier subgrupo entre éstos.

En algunas modalidades, otros aditivos pueden ser incluidos opcionalmente en los fluidos de reforzamiento de pozos de sondeo (o fluidos de perforación). Los ejemplos de tales aditivos puede incluir, pero no están limitado a, sales, agentes de lastre, sólidos inertes, agentes de control de pérdida del fluido, emulsificantes, auxiliares de la dispersión, inhibidores de la corrosión, adelgazadores de la emulsión, espesantes de la emulsión, agentes emulsificantes, tensioactivos, particulados, consolidantes, materiales de circulación perdida, aditivos de control de pH, agentes espumantes, rompedores, biocidas, reticuladores, estabilizadores, agentes quelantes, inhibidores de la incrustación, gas, solventes mutuos, oxidantes, reductores, y cualquier combinación de los mismos. Una persona de experiencia ordinaria en la téenica, con el beneficio de esta descripción, reconocerá cuándo un aditivo debe ser incluido en un fluido de reforzamiento de pozo de sondeo y/o el fluido de perforación, así como una cantidad apropiada de aditivo a incluir.

Por lo tanto, la presente invención está bien adaptada para alcanzar los fines y ventajas mencionados, así como aquellos que son inherentes en la presente. Las modalidades particulares descritas anteriormente son ilustrativas únicamente, ya que la presente invención puede ser modificada y practicada de maneras diferentes pero equivalentes, aparentes para aquellos expertos en la téenica que tengan el beneficio de la enseñanza de la presente. Además, no se pretenden limitaciones a los detalles de construcción o diseño mostrados en la presente, diferentes de cómo se describe en las reivindicaciones siguientes. Es evidente por lo tanto que las modalidades ilustrativas particulares descritas anteriormente pueden ser alteradas, combinadas o modificadas, y todas las variaciones tales son consideradas dentro del alcance y espíritu de la presente invención. La invención descrita ilustrativamente en la presente puede ser practicada adecuadamente en ausencia de cualquier elemento que no sea específicamente descrita en la presente y/o cualquier elemento opcional descrito en la presente. Mientras que las composiciones y los métodos son descritos en términos de "que comprende", "que contiene", o "que incluye" diversos componentes o pasos, las composiciones y métodos pueden también "consistir esencialmente de" o "consistir de" los diversos componentes y pasos. Todos los números e intervalos descritos anteriormente pueden variar en cierta cantidad. Siempre que se describa un intervalo numérico o con un límite inferior y un límite superior, cualquier número y cualquier intervalo incluido que caiga dentro del intervalo es específicamente descrito. En particular, cada intervalo de valores (de la forma, de aproximadamente a a aproximadamente b, " o, equivalentemente, "de aproximadamente a a b, " o, equivalentemente", de aproximadamente a-b") descritos en la presente debe entenderse que describe cada número e intervalo abarcado dentro del intervalo más amplio de valores. También, los términos en las reivindicaciones tienen su significado ordinario, común, a no ser que se defina explícita y claramente de otro modo por parte del solicitante. Además, los artículos indefinidos "un", "uno" o "una", como se utilizan en las reivindicaciones, son definidos en la presente para dar a entender uno o más de un elemento que éste introduce. Si existe algún conflicto en los usos de una palabra o término en esta descripción, y uno o más documentos de patente o de otro tipo que puedan ser incorporados en la presente por referencia, las definiciones que son consistentes con esta descripción deben ser adoptadas.

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 (22)

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

1. Un método, caracterizado porque comprende: proporcionar un fluido que comprende un material de reforzamiento del pozo de sondeo; pasar el fluido a través de una vía de paso de una herramienta que comprende al menos un sensor próximo a la vía de paso, para formar así un tapón que comprende el reforzamiento material del pozo de sondeo en la vía de paso; aplicar una presión diferencial al tapón en la vía de paso; y medir al menos un atributo del tapón, seleccionado del grupo que consiste de una presión del tapón normal, un desplazamiento del tapón normal, y cualquier combinación de los mismos con al menos un sensor.

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque comprende además: derivar al menos un valor seleccionado del grupo que consiste de la tensión circunferencial incrementada, sostenida, la resistencia a la compresión del tapón, la resistencia al esfuerzo cortante del tapón, y cualquier combinación de los mismos de al menos un atributo.

3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende: determinar un valor de capacidad de reforzamiento de pozo de sondeo relativo, para el material de reforzamiento del pozo de sondeo, con base al menos en parte en al menos un atributo.

4. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende: desarrollar un aditivo de reforzamiento del pozo de sondeo que comprende un segundo material de reforzamiento del pozo de sondeo basados en al menos en uno seleccionado del grupo que consiste de la presión del tapón normal, el desplazamiento del tapón normal, y cualquier combinación de los mismos.

5. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende: desarrollar un fluido de perforación que comprenda un segundo material de reforzamiento del pozo de sondeo basados en al menos en uno seleccionado del grupo que consiste de la presión del tapón normal, el desplazamiento del tapón normal, y cualquier combinación de los mismos.

6. El método de conformidad con la reivindicación 4 ó 5, caracterizado porque el primer material de reforzamiento del pozo de sondeo y/o el segundo material de reforzamiento del pozo de sondeo varían en al menos uno seleccionado del grupo que consiste de la concentración relativa de los componentes del mismo, la composición de los componentes del mismo, la distribución de tamaño de los componentes del mismo, y cualquier combinación de los mismos.

7. El método de conformidad con la reivindicación 4, 5, ó 6, caracterizado porque el primer material de reforzamiento del pozo de sondeo y/o el segundo material de reforzamiento del pozo de sondeo comprenden individualmente al menos uno seleccionado del grupo que consiste de un material en partículas, una fibra, y cualquier combinación de los mismos.

8. El método de conformidad con la reivindicación 4, 5, 6, ó 7, caracterizado porque la herramienta es formada a partir de un material que comprende al menos uno seleccionado del grupo que consiste de acero inoxidable, corcho, un corcho sintético, una muestra de núcleo, un núcleo sintético, una arena, una piedra arenisca, una cerámica, una resina, un material epóxico, y cualquier combinación de los mismos.

9. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones precedentes, caracterizado porque la vía de paso tiene al menos una pared ajustable.

10. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones precedentes, caracterizado porque al menos un sensor se selecciona del grupo que consiste de un medidor de fuerza, una celda de carga, un sensor piezoeléctrico, un sensor magnético, un sensor ultrasónico, y un medidor de tensión.

11. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones precedentes, caracterizado porque el pozo de sondeo de reforzamiento aditivo comprende al menos uno seleccionado del grupo que consiste de una partícula, una fibra, y cualquier combinación de los mismos.

12. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones precedentes, caracterizado porque el fluido comprende uno seleccionado del grupo que consiste de un fluido basado en agua, un fluido basado en aceite, una emulsión aceite en agua, y una emulsión agua en aceite.

13. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones precedentes, caracterizado porque el fluido comprende una fase continua oleaginosa y una molécula orgánica polar.

14. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones precedentes, caracterizado porque la herramienta o una porción de la misma es formada a partir de un material que comprende al menos uno seleccionado del grupo que consiste de acero inoxidable, corcho, un corcho sintético, una muestra de núcleo, un núcleo sintético, una arena, una piedra arenisca, una cerámica, una resina, un material epóxico, y cualquier combinación de los mismos.

15. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones precedentes, caracterizado porque la vía de paso tiene al menos una pared ajustable.

16. El método de conformidad con cualquiera de las reivindicaciones precedentes, caracterizado porque además comprende: introducir el fluido de perforación dentro de una sección de un pozo de sondeo que penetra una formación subterránea.

17. Una herramienta, caracterizada porque comprende: un implemento que comprende al menos una vía de paso que modela una abertura en una formación subterránea, la vía de paso que comprende una compuerta de entrada sobre un primer extremo del objeto, una compuerta de salida en un extremo opuesto de un objeto, y una pared que se extiende desde la compuerta de entrada hacia la compuerta de salida; y al menos un sensor en o sobre el implemento proximal a la pared de la vía de paso.

18. La herramienta de conformidad con la reivindicación 17, caracterizada porque al menos un sensor se selecciona del grupo que consiste de un medidor de fuerza, una celda de carga, un sensor piezoeléctrico, un sensor magnético, un sensor ultrasónico, y un medidor de tensión.

19. La herramienta de conformidad con la reivindicación 17 ó 18, caracterizada porque al menos un sensor es incrustado en el implemento.

20. La herramienta de conformidad con la reivindicación 17, 18, ó 19, caracterizada porque al menos un sensor está colocado sobre la pared de la vía de paso.

21. La herramienta de conformidad con la reivindicación 17, 18, 19, ó 20, caracterizada porque el implemento comprende un sujetador y un inserto capaz de acoplarse operablemente con un sujetador, en donde el inserto comprende al menos un sensor.

22. La herramienta de conformidad con la reivindicación 17, 18, 19, 20, ó 21, caracterizada porque la vía de paso tiene al menos una pared ajustable.