MX2015002836A - Fluidos de perforacion de emulsion inversa libres de sal y metodos para perforar pozos. - Google Patents

Abstract

Un fluido de perforación de emulsión inversa, y un método para el uso del mismo en perforación de pozos, con buenas propiedades reológicas a altas temperaturas y presiones. Una modalidad de los fluidos de perforación está libre de arcillas y lignitos organofílicos, libre de cloruro de calcio, y comprende glicerol en la fase interna, y un agente de suspensión que comprende una combinación de una diamina de dímero graso y un ácido de cadena corta, tal como ácido cítrico. En una modalidad, el aceite base para la emulsión es una parafina y/o un aceite mineral. Los fluidos de perforación proporcionan buenas propiedades reológicas incluyendo buena suspensión de recortes de perforación.

Description

FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE EMULSIÓN INVERSA LIBRES DE SAL Y METODOS PARA PERFORAR POZOS CAMPO DE LA INVENCIÓN La presente invención se relaciona a composiciones y métodos para perforar, cementar y revestir pozos en formaciones subterráneas, particularmente formaciones productoras de hidrocarburos. Más particularmente, la presente invención se relaciona a fluidos de perforación de emulsión inversa basados en aceite o fluidos sintéticos los cuales combinan una alta compatibilidad ecológica con buenas propiedades de estabilidad y rendimiento. Más particularmente, la invención se relaciona a fluidos de perforación de emulsión inversa libres de arcilla.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN Un fluido o lodo de perforación es un fluido especialmente diseñado que se pone en circulación a través de un pozo conforme el pozo está siendo perforado para facilitar la operación de perforación. Las diversas funciones de un fluido de perforación incluyen eliminar los recortes de perforación del pozo, enfriar y lubricar la broca de perforación, ayudando en el apoyo de la tubería de perforación y la broca de perforación, y proporcionando una cabeza hidrostática para mantener la integridad de las paredes del pozo y prevenir reventones en el pozo. Los sistemas de fluidos de perforación específicos se seleccionan para optimizar una operación de perforación de acuerdo con las características de una formación geológica en particular.

Los lodos basados en aceite o en fluidos sintéticos normalmente se usan para perforar lutitas hinchadas o desprendidas, sal, yeso, anhidrita u otras formaciones evaporíticas, formaciones que contienen sulfuro de hidrógeno y pozos calientes (a más de alrededor de 149°C (300 grados Fahrenheit ("° F"))), pero pueden usarse en otros pozos que penetran una formación subterránea también. A menos que se indique lo contrario, los términos "lodo de aceite" o "fluido de perforación o lodo basado en aceite" debe entenderse a incluir aceites sintéticos y otros fluidos sintéticos así como aceites naturales o tradicionales, y tales aceites deben entenderse que comprenden emulsiones inversas.

Los lodos basados en aceite usados en la perforación típicamente comprenden: un aceite base (o fluido sintético) que comprende la fase externa de una emulsión inversa; una solución salina y acuosa (típicamente una solución que comprende alrededor de 30% de cloruro de calcio) que comprende la fase interna de la emulsión inversa; emulsionantes en la interface de las fases interna y externa; y otros agentes o aditivos para la suspensión, peso o densidad, humectación de aceite, control de filtración o perdida de fluidos, y control de la reologia. Tales aditivos comúnmente incluyen arcillas organofilicas y lignitos organofilicos. Ver H.C.H. Darlcy and George R. Gray, Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids 66-67, 561-562 (5a ed. 1988). Un fluido de perforación basado en emulsión inversa o basado en aceite puede comúnmente comprenderse entre alrededor de 50:50 hasta alrededor de 95:5 en volumen de aceite o fase oleaginosa a agua o fase acuosa.

La teenología reciente como se describe por ejemplo en la Patente de EU Nos.7,462,580 y 7,488,704 a Kirsner, et al., introdujo los fluidos de perforación basados en emulsiones inversas "libre de arcilla", los cuales ofrecen importantes ventajas sobre fluidos de perforación que contienen arcillas organofilicas. Como se usa en la presente, el término "libre de arcilla" (o "sin arcilla") significa un fluido de perforación elaborado sin adición de ninguna arcilla o lignitos organofilicos la composición del fluido de perforación.

En fluidos de perforación de emulsión inversas convencionales, y en los nuevos fluidos de perforación de emulsión inversa "libres de arcilla" primero descritos por Kirsner, et al., la salmuera en vez de agua pura se usa para la fase interna porque las sales tales como el cloruro de calcio en la salmuera, mejorar el balance de presiones osmóticas durante la perforación a través de la lutita. Esto es, que la sal ayuda a mantener la actividad del agua del fluido de perforación al igual que la actividad del agua de la lutita, por lo tanto previniendo el flujo de agua del fluido de perforación hacia las lutitas y asi evitando la hinchazón de la lutita. La concentración de la sal usada en la fase interna depende en la actividad de agua presente en las lutitas.

El uso de altas concentraciones de sales de cloruro puede elevar las cuestiones de disposición y preocupaciones ambientales y también pueden resultar en alta conductividad lo cual interfiere con la sensibilidad de los registros de inducción durante la perforación exploratoria. Electrolitos alternativos, tales como acetato o formiato de potasio, han sido usados, pero estas sales son a menudo de costos prohibitivos y siguen limitando la sensibilidad del registro de inducción. Otros sustitutos tales como cloruro de potasio, cloruro de sodio, y sulfato de magnesio resultan en cuestiones de disposición similares.

Los alcoholes, particularmente gliceroles, poligliceroles, y polioles de éter cíclico también se han intentado usar como una alternativa a las salmueras de cloruro de calcio para la fase interna de fluidos de perforación de emulsión inversa convencionales. Una ventaja de usar alcoholes en la fase interna es que gran parte de la preocupación para el carácter iónico de la fase interna ya no se requiere. Cuando el agua no está presente en el sistema, la hidratación de las lutitas se reduce enormemente. Los alcoholes pueden aún interactuar con las arcillas de las lutitas pero el hinchamiento se considera aún mucho menos importante que con el agua. Convencionalmente, el problema con usar alcoholes como una fase interna de una emulsión inversa es que las emulsiones inversas tienden a ser menos estables a las altas temperaturas encontradas comúnmente en las formaciones subterráneas durante la perforación para hidrocarburos. Se considera que esta inestabilidad se debe a los alcoholes que tienen a separarse o volverse insolubles a temperaturas elevadas. Incluso cuando los alcoholes más tolerantes al calor se emplean, el asentamiento de barita y una indeseable alta tasa de filtración indicando inestabilidad de emulsión inversa a altas temperaturas y altas presiones ha sido observada.

Los fluidos o lodos de perforación basados en mulsiones inversas (también llamados lodos de perforación inversos o fluidos o lodos inversos) comprenden un segmento clave de la industria de los fluidos de perforación, pero cada vez se están sometiendo más a restricciones ambientales y demandas de rendimiento y costos. Las complejidades e imprevisibilidad del comportamiento e interacción de los componentes del fluido unos con otros y con las condiciones encontradas durante la perforación hace que cubrir estas demandas sea desafiante. Existe una necesidad continua y por lo tanto un interés en toda la industria en nuevos fluidos de perforación que proporcionen un rendimiento mejorado mientras aún logre una aceptación ambiental y económica.

SUMARIO DE LA INVENCIÓN La presente invención proporciona un fluido de perforación de emulsión inversa, y un método para el uso de los mismos en la perforación de pozos. Esto es, el fluido de perforación de la invención comprende una fase interna libre de sal y un agente de suspensión que comprende una amina hidrófoba, tal como una diamina de dimero o diamina de dimero graso, y un ácido orgánico de cadena corta. La fase interna libre de sal comprende un alcohol acuoso, tal como glicerol. El aceite base para la emulsión en una modalidad es una parafina y/o aceite mineral. El fluido de perforación también es "libre de arcilla," esto es, que se elabora sin adición de cualquier arcilla organofilica o lignito organofilico a la composición del fluido de perforación. El fluido de perforación también se elabora sin la adición de cloruro de calcio o sales similares.

Como se usa en la presente, el término "perforación" o "perforación de pozos" debe entenderse en el sentido más amplio de operaciones de perforación, lo cual incluye correr las tuberías de revestimiento y cementarlas así como perforarlas, a menos que se indique específicamente lo contrario. El método de la invención comprende usar el fluido de perforación de la invención en la perforación de pozos. Durante la perforación, el fluido de perforación no es dependiente de las arcillas organofilicas (también llamadas "órgano-arcillas") para obtener suspensión de recortes de perforación y otros sólidos en reposo, y carece de un importante (si existe alguno) pico de presión bajo la reanudación de la perforación.

El fluido de perforación de la invención proporciona las ventajas de un sistema organofilico libre de arcilla así como estabilidad de alta presión, alta temperatura (HTHP). Mientras algo de arcilla organofílica puede entrar al fluido en el campo, por ejemplo, debido a la mezcla de fluidos recielados con el fluido de la invención, el fluido de la invención es tolerante de tal arcilla en cantidades sustanciales, esto es, en cantidades menores de alrededor de 1.36 kgs (tres libras) por barril. El fluido de la invención, sin embargo, se comporta más como un fluido tradicional de perforación cuando más de alrededor de 1.36 kgs (tres libras) por barril de órgano-arcillas están presentes. Similarmente, el fluido de la invención es tolerante al cloruro de calcio y sales similares que pueden entrar al fluido en cantidades insustanciales.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN En una modalidad, la presente invención proporciona un fluido de perforación de emulsión inversa que cubre las limitaciones ambientales contra las sales de cloruro de calcio y proporciona un rendimiento mejorado en el campo, incluso a altas presiones y temperaturas. En esta u otra modalidad, los fluidos de la presente invención son "sin arcilla" o "libres de arcilla", lo que significa que están elaboradas sin la adición de arcillas o lignitos organofilíeos.

Los fluidos de perforación de emulsiones inversas para su uso en una modalidad de la presente invención son sistemas basados en aceites minerales o sistemas basados en aceites minerales/parafinas, tales que, por ejemplo, el fluido de emulsión inversa INNOVERT® disponible de Baroid Fluid Services, una Compañía de Halliburton, en Houston, Texas y Duncan, Oklahoma el cual tiene una parafina y/o base de aceite mineral. Un ejemplo de un aceite base comercialmente disponible para su uso en la invención es la base de aceite de keroseno hidrogenado desulfurado ESCAID® 110 de ExxonMobil, USA en Houston, Texas y ExxonMobil Chemical Company en Houston, Texas. En otra modalidad, la fase oleaginosa de los fluidos de perforación de emulsiones inversas de la presente invención puede ser un aceite sintético que comprende un éster u olefina; un aceite de diésel; o un aceite mineral seleccionado del grupo que consiste de n-parafinas, iso-parafinas, alcanos cíclicos, alcanos ramificados, y mezclas de los mismos.

En una modalidad, la fase interna de los fluidos de perforación de emulsiones inversas de la presente invención pueden contener algo de agua pero se comprende de al menos alrededor de 60% de fase interna de glicerol acuoso, y puede contener tanto como alrededor de 90% de glicerol. Llegando a tener tan poco como alrededor de 40% de glicerol en la fase interna o tanto como 100% de glicerol en la fase interna puede también proporcionar los beneficios de la presente invención. Otros alcoholes pueden sustituirse para el glicerol, alcoholes tales como alcoholes polihídricos inferiores; poligliceroles; y combinaciones de los mismos unos con otros y/o con gliceroles, sin embargo tales sustituciones no se prefieren.

La fase interna en una modalidad de la invención es "libre de sal". Como se usa en la presente, "libre de sal" significa sin la adición de sales de cloruro de calcio, o sustituyentes conocidos tales como cloruro de potasio, cloruro de sodio, sulfato de magnesio, acetato o for iato de acetato. No obstante, tal fluido "libre de sal" de la invención es tolerante a tales sales que podrían entrar en los fluidos en cantidades insustanciales, esto es, en cantidades menores que alrededor de 1.36 kgs (tres libras) por barril, como puede ocurrir, por ejemplo, en el uso en el campo como cuando el fluido de la invención se mezcla con fluidos de perforación recielados. Los fluidos de la invención sin embargo, se comportan más como fluidos tradicionales cuando las cantidades mayores de 1.36 kgs (tres libras) por barril de sales están presentes.

Los fluidos de perforación de emulsiones inversas de la presente invención contienen un agente de suspensión que comprende una combinación de una amina hidrófoba, tal como, por ejemplo, una diamina de dímero o a diamina de dímero graso, y un ácido orgánico de cadena corta, tal como, por ejemplo, ácido cítrico. En una modalidad, esta combinación comprende una diamina de dímero graso de carbono 36 y ácido cítrico. Una preferida diamina de dímero graso de carbono 36 tiene la siguiente estructura molecular: El aditivo de amina hidrófoba puede tener la siguiente estructura general: R2 P- X R-, Ñ- donde R es un grupo hidrófobo o parcialmente hidrófobo con átomos de carbono en el rango de alrededor de 16 hasta alrededor de 54, de cadena recta o ramificados, y alifáticos, cicloalifáticos o arilalifáticos; N es una amina primaria, secundaria o terciaria en donde los grupos R1 y R2 pueden ser los mismos o diferentes y se seleccionan del grupo que consiste de a grupo de hidrógeno, grupo alquilo, grupo cianoalquilo, grupo aminoalquilo, grupo aminoarilo, grupo hidroxialquilo o un derivado de los mismos; alternativamente el R1 y R2 puede ser un grupo carbonilo, grupo carbonato, un grupo alcoxi, un grupo hidroxilo o un derivado de los mismos; X comprende un grupo hidrófilo tal como una amina la cual puede ser primaria, secundaria, o terciaria con los sustituyentes siendo un grupo de hidrógeno, grupo alquilo, grupo cianoalquilo, grupo aminoalquilo, grupo aminoarilo, grupo hidroxialquilo o un derivado de los mismos; alternativamente el grupo X puede ser un grupo amida, grupo óxido de amina, grupo betaina, grupo éster, grupo de ácido carboxilico, grupo éter, grupo hidroxilo, un grupo fosfato, un grupo fosfonato, un grupo pirrolidona, grupo de haloformilo, grupo nitrato, nitrito de grupo, grupo sulfato, grupo sulfonato, grupo imidazolina, grupo piridina, grupo de azúcar, o una combinación o derivado de los mismos. El ácido orgánico puede contener al menos un grupo COOH y puede seleccionarse del grupo que consiste de: ácido láctico, ácido fórmico, ácido acrilico, ácido acético, ácido cloroacético, ácido dicloroacético, tricloroacético ácido, ácido trifluoroacético, ácido propanoico, ácido butírico, ácido pentanoico, ácido hexanoico, ácido heptanoico, ácido oxálico, ácido malónico, ácido succínico, ácido glutárico, ácido adípico, ácido pimélico, ácido subérico, ácido azelaico, ácido sebácico, ácido maleico, ácido fumárico, ácido aspártico, ácido cítrico, isoácido cítrico, ácido aconítico, ácido tartárico, ácido benzoico, ácido p-aminobenzoico, ácido itálico, ácido tereftálico y ácido trimésico. En una modalidad, el ácido orgánico tiene al menos 0.1% p/p solubilidad en agua a 20°C.

Las formulaciones exactas de los fluidos de perforación de emulsiones inversas de la invención varían con los requerimientos particulares de la formación subterránea. Un ejemplo de una formulación de un fluido de perforación de emulsión inversa de la invención y que resulta de pruebas de laboratorio con los mismos se exhiben en la Tabla 1 a continuación para demostrar la efectividad de la invención. Experimentos Excepto donde se note de otro modo, todos los productos en la Tabla 1 están disponibles de Halliburton Energy Services, Inc. en Houston, Texas y Duncan Oklahoma, incluyendo: Copolimero reticulado ADAPTA® para el control de filtración HTHP; Agente de carga BAROID®, el cual es sulfato de barrio de tierra; Modificador de reología de diamina de dímero BDF™ 570.

Emulsionante EZ MUL® NT, el cual es un ácido graso poliaminado.

Emulsionante FACTANT®, el cual es un derivado de aceite de resina altamente concentrado el cual proporciona control de filtración HTHP y estabilización de emulsión; Viscosificador RHEMOD™, el cuál es un ácido graso modificado que se usa para proporcionar suspensión y viscosidad en fluidos de perforación no acuosos; Viscosificador/agente de suspensión TAU-MOD™, el cual es un material amorfo/fibroso; y Aceite ESCAID ® 110, el cual es un aceite de keroseno de baja toxicidad hidrogenado desulfurado que contiene menos del 0.1% de sufuro y menos que l%de compuestos aromáticos, y el cual está disponible de ExxonMobil Company, E.U.A., Houston, Texas, y ExxonMobil Chemical Company, Houston, Texas.

La Tabla 1 proporciona varias formulaciones de fluidos de perforación de emulsiones inversas preparadas con el aceite base ESCAID® 110 (comprendiendo keroseno hidrogenado desulfurado—hidrocarburos C11-C14: n-alcanos, isoalcanos, cíclicos, < 2% compuestos aromáticos), y una fase interna que tiene 60% de glicerol con el resto del agua. El Fluido 1 en la Tabla 1 es un "control" preparado de acuerdo a los fluidos de perforación de la téenica anterior, esto es, un fluido de perforación de emulsión inversa preparado con el aceite base ESCAID® y un fluido de fase interna que comprende glicerol, con un material amorfo/fibroso comercialmente disponible para un agente de suspensión un modificador de reologia de diamina de dí ero graso. El Fluido 2 en la Tabla 1 tiene la misma formulación que el Fluido 1 excepto que el Fluido 2 también incluye un viscosificador de ácido graso modificado comercialmente disponible. El Fluido 3 es un ejemplo de formulación de un fluido de la invención, que comprende los componentes del Fluido 1 pero también comprende ácido cítrico como un agente de suspensión, en vez del viscosificador de ácido graso modificado comercialmente disponible.

De este modo, la Tabla 1 a continuación proporciona un ejemplo de formulación y propiedades para el fluido de perforación de emulsión inversa libre de arcilla y libre de sal de la invención y la compara con el "control", un fluido de perforación de emulsión inversa libre de arcilla con glicerol en la fase interna y sin un ácido de cadena corta en combinación con un aditivo de diamina de dimero graso. La Tabla 1 también compara la formulación usando un viscosificador de ácido graso modificado disponible comercialmente con el aditivo de diamina de díero graso en vez del ácido de cadena corta.

En determinar las propiedades exhibidas en la Tabla 1, muestras de los fluidos se compartieron en una mezcladora comercial a 7,000 rpm para el tiempo indicado en la Tabla y luego girado a 121°C (250°F) por 16 horas, y luego agitado por 10 minutos. Las mediciones se tomaron con los fluidos a 49°C (120°F), excepto donde se indicó lo contrario. Las mediciones indican que los fluios de la invención proporcionan emulsiones inversas estables y -que tienen buenas propiedades reológicas para la perforación. Más aún, los fluidos de la invención pueden llegar a superar el problema común de la téenica anterior de los fluidos de perforación de emulsiones inversas que comprenden alcohol para la fase acuosa.

TABLA 1 Formulación de fluidos de perforación de emulsión inversa basados en aceite mineral/parafina de 12 ppg que contiene glicerol acuoso como la fase interna (OWR 70:30) Otros aditivos a comprender un fluido de perforación completo puede también usarse tanto como los aditivos no incluyan arcillas o lignitos organofílíeos, y no incluyan cloruro de sodio o sustitutos de sales de cloruro de sodio conocidos tales como cloruro de potasio, cloruro de calcio, * sulfato de magnesio, acetato o formiato de potasio. Los aditivos típicos adecuados para su uso en fluidos de perforación de la presente invención incluyen, por ejemplo: aditivos para reducir o controlar la reología de la temperatura o para proporcionar, adelgazamiento, por ejemplo, aditivos que tienen los nombres comerciales COLDTROL©, ATC©, y OMC2™; aditivos para mejorar la viscosidad, por ejemplo, un aditivo que tienen el nombre comercial RHEMOD L™; aditivos para proporcionar una viscosidad incrementada temporalmente para la embarcación (transporte al sitio del pozo) y para su uso en barridos, por ejemplo, un aditivo que tiene el nombre comercial TEMPERUS™ (ácido graso modificado); aditivos para el control de filtración, por ejemplo, aditivos que tienen el nombre comercial ADAPTA®; activadores emulsionantes como cal, aditivos para el control de altas temperaturas y altas presiones (HTHP) y estabilidad de emulsión, por ejemplo, aditivos que tienen el nombre comercial FACTANT™ (derivado de aceite de resina altamente concentrado); y aditivos para emulsificación, por ejemplo, aditivos que tienen el nombre comercial LE SUPERMUL™ (ácido graso poliaminado). Todos los productos de nombres comerciales anteriormente mencionados están disponibles de Halliburton Energy Services, Inc. en Houston, Texas, E.U.A. y Duncan Oklahoma, E.U.A.

Los fluidos de perforación de emulsiones inversas de la presente invención ventajosamente adquieren propiedades de suspensión superiores a aquellas comúnmente observadas con los fluidos de perforación de emulsiones inversas que comprenden alcohol en la fase acuosa. Simultáneamente, los fluidos de perforación de emulsiones inversas de la presente invención son ambientalmente compatibles o "amigables con el medio ambiente". Las pruebas de las formulaciones de la invención tales como el Fluido 3 en la Tabla 1 anterior, en un laboratorio de bioensayo en Houston, Texas, indicó que el aditivo de diamina de dimero graso BDF 570 es de conformidad con North Sea, siendo biodegradables (66.5% y 82.1% en 28 dias y 35 dias respectivamente) y muestra baja ecotoxicidad (48-hr LC50 de >10g/L, 96-hr LC50 de >10g/L y un 96-hr NOEC de lOg/L a los jóvenes peces marinos Cyprinodon Variegatus; 24-hr LC50, 48-hr LC50, 48-hr LC90 de >10g/L y un 48-hr NOEC de lOg/L de copépodos marinos Acartia Tonsa). El ácido cítrico se enlista en la lista PLONOR de aditivos y por tanto puede usarse en áreas ambientalmente sensibles. Por lo tanto, el agente de suspensión de la invención como se enseña en la presente es o puede elaborarse como biodegradable o compatibles con las regulaciones ambientales gubernamentales en vigor desde el 8 de mayo, 2012.

Como se indica en lo anterior, las ventajas de los métodos de la invención pueden obtenerse al emplear un fluido de perforación de la invención en operaciones de perforación. Las operaciones de perforación, ya sea al perforar un pozo vertical o direccional u horizontal, conduciendo un barrido, o corriendo tuberías de revestimiento, puede conducirse como se conoce por aquellos expertos en la téenica con otros fluidos de perforación. Esto es, un fluido de perforación de la invención se prepara u obtiene y se pone en circulación a través de un pozo conforme el pozo se perfora (o barre o cementa y reviste) para facilitar la operación de perforación. El fluido de perforación elimina los recortes de perforación del pozo, enfría y lubrica la broca de perforación, ayuda en el apoyo de la tubería de perforación y la broca de perforación, y proporciona una cabeza hidrostática para mantener la integridad de las paredes del pozo y prevenir reventones en el pozo. La formulación específica del fluido de perforación de acuerdo con la presente invención se optimiza para las características y condiciones (tales como temperatura) de la operación de perforación particulares y para las características particulares de la formación subterránea. Por ejemplo, el fluido se carga como sea apropiado para las presiones de formación y se adelgaza según lo apropiado para las temperaturas de formación. Como con otros fluidos de perforación "libres de arcilla", los fluidos de la invención logran un monitoreo a tiempo real y un rápido ajuste del fluido para alojar cambios en tales condiciones de la formación subterránea. Además, los fluidos de la invención pueden recielarse durante una operación de perforación de modo que los fluidos circulados en un pozo puedan ser recirculados en el pozo después de regresar a la superficie para la remoción de recortes de perforación, por ejemplo. El fluido de perforación de la invención puede incluso seleccionarse para uso en una operación de perforación para reducir la pérdida de lodos de perforación durante la operación de perforación y/o para cumplir con las regulaciones ambientales que controlan las operaciones de perforación en una formación subterránea en particular.

La descripción anterior de la invención está destina a ser una descripción de las modalidades preferidas. Diversos cambios en los detalles de los fluidos descritos y métodos de uso pueden hacerse sin separarse del alcance intencionado de esta invención como se define por las reivindicaciones adjuntas.

Claims (22)

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

1. Un fluido de perforación de emulsión inversa para la perforación en una formación subterránea, caracterizado porque comprende: una fase continua oleaginosa; una fase interna que comprende alcohol; y un agente de suspensión que comprende una amina hidrófoba y un ácido orgánico.

2. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el aditivo de amina hidrófoba tiene la siguiente estructura general: donde R es un grupo hidrófobo o parcialmente hidrófobo con átomos de carbono en el rango de alrededor de 16 hasta alrededor de 54, de cadena recta o ramificados, y alifáticos, cicloalifáticos o arilalifáticos; N es una amina primaria, secundaria o terciaria en donde los grupos R1 y R2 pueden ser los mismos o diferentes y se seleccionan del grupo que consiste de a grupo de hidrógeno, grupo alquilo, grupo cianoalquilo, grupo aminoalquilo, grupo aminoarilo, grupo hidroxialquilo o un derivado de los mismos; alternativamente el R1 y R2 puede ser un grupo carbonilo, grupo carbonato, un grupo alcoxi, un grupo hidroxilo o un derivado de los mismos; X comprende un grupo hidrófilo tal como una amina la cual puede ser primaria, secundaria, o terciaria con los sustituyentes siendo un grupo de hidrógeno, grupo alquilo, grupo cianoalquilo, grupo aminoalquilo, grupo aminoarilo, grupo hidroxialquilo o un derivado de los mismos; alternativamente el grupo X puede ser un grupo amida, grupo óxido de amina, grupo betaina, grupo éster, grupo de ácido carboxílico, grupo éter, grupo hidroxilo, un grupo fosfato, un grupo fosfonato, un grupo pirrolidona, grupo de haloformilo, grupo nitrato, nitrito de grupo, grupo sulfato, grupo sulfonato, grupo imidazolina, grupo piridina, grupo de azúcar, o una combinación o derivado de los mismos.

3. El fluido de perforación de emulsión inversa de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el ácido orgánico contiene al menos un grupo COOH.

4. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el ácido orgánico se selecciona del grupo que consiste de: ácido láctico, ácido fórmico, ácido acrilico, ácido acético, ácido cloroacético, ácido dicloroacético, tricloroacético ácido, ácido trifluoroacético, ácido propanoico, ácido butírico, ácido pentanoico, ácido hexanoico, ácido heptanoico, ácido oxálico, ácido malónico, ácido succínico, ácido glutárico, ácido adípico, ácido pimélico, ácido subérico, ácido azelaico, ácido sebácico, ácido maleico, ácido fumárico, ácido aspártico, ácido cítrico, isoácido cítrico, ácido aconítico, ácido tartárico, ácido benzoico, ácido p-aminobenzoico, ácido itálico, ácido tereftálico y ácido trimésico.

5. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el ácido orgánico tiene al menos 0.1% p/p solubilidad en agua a 20°C.

6. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el alcohol es uno seleccionado del grupo que consiste de: alcoholes polihídricos inferiores; gliceroles; poligliceroles; y combinaciones de los mismos.

7. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido está sustancialmente libre de cloruro de calcio, cloruro de potasio, cloruro de sodio sulfato de magnesio, acetato y formiato de potasio.

8. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido está sustancialmente libre arcillas organofilicas y lignitos.

9. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la fase oleaginosa comprende: un aceite sintético que comprende un éster u olefina; un aceite de diésel; o un aceite mineral seleccionado del grupo que consiste de n-parafinas, iso-parafinas, aléanos cíclicos, aléanos ramificados, y mezclas de los mismos.

10. La amina hidrófoba de conformidad con la reivindicación 2, caracterizada porque es una diamina de dímero graso C36 con la estructura molecular:

11. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el alcohol en la fase interna comprende al menos alrededor de 40% en peso de la fase interna.

12. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la fase interna además comprende agua.

13. Un método para la perforación en una formación subterránea que tiene lutitas, caracterizado porque comprende: proporcionar o usar un fluido de perforación de emulsión inversa que tiene: un aceite base; una fase interna que comprende un alcohol; y un agente de suspensión que comprende una combinación de una amina hidrófoba y un ácido orgánico en donde el aditivo de amina hidrófoba tiene la siguiente estructura general: donde R es un grupo hidrófobo o parcialmente hidrófobo con átomos de carbono en el rango de alrededor de 16 hasta alrededor de 54, de cadena recta o ramificados, y alifáticos, cicloalifáticos o arilalífáticos; N es una amina primaria, secundaria o terciaria en donde los grupos R1 y R2 pueden ser los mismos o diferentes y se seleccionan del grupo que consiste de a grupo de hidrógeno, grupo alquilo, grupo cianoalquilo, grupo aminoalquilo, grupo aminoarilo, grupo hidroxialquilo o un derivado de los mismos; alternativamente el R1 y R2 puede ser un grupo carbonilo, grupo carbonato, un grupo alcoxi, un grupo hidroxilo o un derivado de los mismos; X comprende un grupo hidrófilo tal como una amina la cual puede ser primaria, secundaria, o terciaria con los sustituyentes siendo un grupo de hidrógeno, grupo alquilo, grupo cianoalquilo, grupo aminoalquilo, grupo aminoarilo, grupo hidroxialquilo o un derivado de los mismos; alternativamente el grupo X puede ser un grupo amida, grupo óxido de amina, grupo taine, grupo éster, grupo de ácido carboxilico, grupo éter, grupo hidroxilo, un grupo fosfato, un grupo fosfonato, un grupo pirrolidona, grupo de haloformilo, grupo nitrato, nitrito de grupo, grupo sulfato, grupo sulfonato, grupo imidazolina, grupo piridina, grupo de azúcar, o una combinación o derivado de los mismos, en donde el ácido orgánico contiene al menos un grupo COOH con a solubilidad en agua de al menos 0.1% p/p a 20°C. perforar a través de lutitas en la formación subterránea con el fluido de perforación.

14 . El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque la amina hidrófoba es una diamina de dimero graso C36 con la estructura molecular

15. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el ácido orgánico es ácido cítrico.

16. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el fluido de perforación sustancialmente no contiene cloruro de calcio, cloruro de potasio, cloruro de sodio, sulfato de magnesio, acetato y formiato de potasio, arcillas organofilicas o lignitos.

17. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque la perforación se encuentra a temperaturas de hasta 162.7°C (325°F).

18. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el alcohol en la fase interna del fluido de perforación comprende al menos alrededor de 40% en peso de la fase interna.

19. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el alcohol en la fase interna del fluido de perforación se selecciona del grupo de alcoholes que consiste de alcoholes polihídricos inferiores, gliceroles, poligliceroles, y mezclas de los mismos.

20. El método de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque la fase oleaginosa comprende: un aceite sintético que comprende un éster u olefina; un aceite de diésel; o un aceite mineral seleccionado del grupo que consiste de n-parafinas, iso-parafinas, alcanos cíclicos, alcanos ramificados, y mezclas de los mismos.

21. Un fluido de perforación de emulsión inversa para la perforación en una formación subterránea, caracterizado porque comprende: una fase continua oleaginosa; una fase interna que comprende glicerol; y un agente de suspensión que comprende una combinación de una diamina de dimero graso C36 y ácido cítrico.

22. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 21, caracterizado porque el agente de suspensión es biodegradable o compatible con las regulaciones ambientales gubernamentales en vigor a partir del 8 de mayo, 2012.