MXPA04011809A - Metodo para formular y utilizar un barro de perforacion con geles fragiles. - Google Patents

Abstract

Se expone un metodo para tuberia de revestimiento de perforacion, en, y/o cementar un barreno en una formacion subterranea sin perdida significativa de fluido para perforacion, asi como tambien composiciones para utilizarse en este metodo. El metodo emplea un fluido para perforacion que comprende un gel fragil o que tiene un comportamiento de gel fragil y proporcionar una reologia de barro oleoso superior y un desempeno general. El fluido es especialmente ventajoso para utilizarse en pozos de agua profunda debido a que el fluido exhibe minima diferencia entre la densidad de circulacion equivalente en el fondo del pozo y la densidad superficial pese a las diferencias en las velocidades de perforacion o penetracion. Cuando se utiliza una combinacion de ester y olefina isomerizada para la base del fluido, el fluido constituye un fluido para perforacion con emulsion invertida aceptable y de acuerdo con la reglamentacion ambiental. El fluido de preferencia no contiene arcillas organofilicas.

Description

MÉTODO PARA FORMULAR Y UTILIZAR UN BARRO DE PERFORACIÓN CON GELES FRÁGILES ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN 1. Campo de la invención La presente invención se relaciona con composiciones y métodos para perforar, cementar y revestir barrenos en formaciones subterráneas, en particular formaciones que portan hidrocarburos. Más particularmente, la presente invención se relaciona con fluidos para perforación con base oleosa o de fluido sintético y fluidos que comprenden emulsiones invertidas tales como por ejemplo, fluidos que utilizan ésteres que tienen gran compatibilidad ecológica y buena estabilidad y propiedades de desempeño. 2. Descripción de la técnica relevante Un fluido o barro para perforación es un fluido diseñado especialmente que se hace circular a través de una perforación de pozo a medida que el pozo se está perforando para facilitar la operación de perforación. Las diversas funciones de un fluido para perforación incluyen eliminar virutas de taladrado de la perforación de pozo, enfriar y lubricar la broca, ayudar en el soporte del tubo de perforación y la broca, y proporcionar un cabezal hidrostático para mantener la integridad de las paredes de la perforación del pozo y evitar estallidos en el pozo. Los sistemas de fluido para perforación especificos se seleccionan para optimizar una operación de perforación de acuerdo con las características de una formación geológica particular. Los barros con base oleosa o de fluido sintético por lo general se utilizan para formaciones de pizarra, sal, yeso, anhidrita u otras de evaporita que hinchan o provocan desprendimiento en la perforación, formaciones que contienen sulfuro de hidrógeno, y huecos con alta energía o calientes (superiores a aproximadamente 148.88°C (300°F)), aunque también se pueden utilizar en otros orificios que penetran una formación subterránea. A menos que se indique de otra manera, los términos "barro oleoso" o "barro con base oleosa o fluido para perforación" se debe entender que incluyen aceites sintéticos u otros fluidos sintéticos así como también aceites naturales o tradicionales, tales como por ejemplo se deben entender que los aceites comprenden emulsiones invertidas. Los barros con base oleosa utilizados en perforación típicamente comprenden: un aceite base (o fluido sintético) que comprende la fase externa de una emulsión invertida; una solución acuosa, salina, (típicamente una solución que comprende aproximadamente 30% de cloruro de calcio) que comprende la fase interna de la emulsión invertida; emulsionantes a la interfaz de las fases interna y externa; y otros agentes o aditivos para suspensión, ponderación o densidad, humectación oleosa, pérdida de fluidos o control de filtración y control de reologia. Estos aditivos comúnmente incluyen arcillas organofílicas y lignitas organofí licas . Véase, H.C.H. Darley and George R. Gray, Composition and Properties of Drilling and Completion Fluids 66-67, 561-562 (5a edición 1988). Un fluido para perforación con base oleosa o de emulsión invertida por lo general puede comprender entre aproximadamente 50:50 hasta 95:5 en volumen de una fase oleosa a fase acuosa. Un barro oleoso simplemente consta del 100% de aceite en volumen; es decir, no existe ninguna fase interna acuosa. Los barros con base en emulsión invertida o fluidos para perforación comprenden un segmento clave de la industria de los fluidos para perforación. Sin embargo, los fluidos para fluidos para perforación con base en emulsión invertida cada vez más se han sometido a mayores restricciones ambientales y demandas de desempeño y costo. Por consiguiente existe una necesidad -en aumento y un amplio interés en la industria por fluidos para perforación novedosos que proporcionen desempeño mejorado mientras que todavía tengan aceptación ambiental .

SOMARIO DE LA INVENCIÓN La presente invención proporciona un fluido y un método para perforar barrenos o pozos en formaciones subterráneas con pérdida reducida de fluidos o barros de perforación en la formación. Esta ventaja de la invención se produce mediante la formulación, provisión o utilización de un fluido para perforación que forma "gel frágil". Un "gel" se puede definir de varias formas. Una definición indica que un "gel" es una suspensión en general coloidal o una mezcla de partículas microscópicas de agua (y cualesquiera aditivos hidrofílieos ) dispersos a aproximadamente de manera uniforme a través del aceite (y cualesquiera aditivos hidrofóbleos ) , de tal forma que el fluido o gel tenga una consistencia generalmente homogénea y gelatinosa. Otra definición establece que un "gel" es un coloide en una forma más sólida que un "sol o coloide liquido" y define un "sol" como un sistema coloidal fluido, en especial uno en el cual la fase continua es un liquido. Todavía otra definición establece que un "gel" es un coloide en el cual la fase dispersa se ha combinado con la fase continua para producir un producto similar a gelatina viscosa. Una gel tiene una estructura que se constituye continuamente. Si la tensión de fluencia de un fluido aumenta a través del tiempo, el fluido se gelifica. La tensión de fluencia es la tensión requerida que se debe ejercer para iniciar una deformación . Un "gel frágil", en el sentido en el que se utiliza en la presente, es un "gel" que se rompe o adelgaza fácilmente, y que se licuifica o se torna menos similar a gel y más similar a líquido bajo tensión, tal como la que se provoca al mover el fluido, pero que regresa rápidamente a un gel cuando se detiene o elimina el movimiento u otra tensión, tal como cuando se detiene la circulación del fluido, como por ejemplo cuando se detiene la perforación. La "fragilidad" de los "geles frágiles" de la presente invención contribuye al comportamiento único y sorprendente y las ventajas de la presente invención. De esta forma los geles son "frágiles" ya que se cree que se pueden romper mediante una simple onda de presión o una onda de compresión durante la perforación. Parece que se rompen instantáneamente cuando se perturban, regresando de un gel nuevamente en una forma liquida con mínima presión, fuerza y tiempo y con menos presión, fuerza y tiempo que la que se sabe se requiere para convertir los fluidos de la técnica anterior de un estado similar a gel a un estado fluido . Cuando se detiene la perforación mientras se está utilizando un fluido de perforación de la presente invención, y por consiguiente las tensiones o fuerzas asociadas con la perforación se reducen o eliminan sustancialmente , el fluido para perforación forma una estructura de gel que permite que se suspendan las virutas de taladrado y los materiales de ponderación para suministro hacia la superficie del pozo. El fluido de perforación de la invención suspende las virutas de taladrado a través de sus características de gel o similares a gel, sin necesidad de que las arcillas organof licas agreguen viscosidad al fluido. Como resultado, no se presentan problemas de corrimiento. No obstante, cuando se reanuda la perforación, el gel frágil no se convierte tan fácil ni instantáneamente en un liquido o estado fluido ya que no se observa una corriente de fuga de presión apreciable o notable con el equipo o los instrumentos para perforación mientras existe presión (PWD, por sus siglas en inglés). Por contraste, estas fugas de presión se observan por lo general o normalmente cuando se están utilizando fluidos de la técnica anterior. Además, el fluido para perforación de la invención en general mantiene valores consistentemente bajos para la diferencia en su densidad superficial y su densidad equivalente en el fondo del pozo durante las operaciones de perforación sin importar las variaciones en la velocidad de perforación o penetración en la formación subterránea y sin tomar en cuenta otras tensiones en el fondo del pozo sobre el fluido. Los geles frágiles de la invención pueden ser visco-elásticos, lo que contribuye a su comportamiento único y a las ventajas de la invención. El fluido para perforación de la invención responde rápidamente a la adición de diluyentes, con la dilución del fluido que se presenta poco después de que se agregaron los diluyentes, sin la necesidad de circulaciones múltiples del fluido con el aditivo o aditivos diluyentes en la perforación del pozo que muestran el efecto de la adición de los diluyentes. El fluido para perforación de la invención también proporciona perfiles más uniformes entre el agua fría y las reologias del fondo del pozo, haciendo que el fluido sea ventajoso para utilizarse en pozos de agua profunda. Es decir, el fluido se puede diluir a temperaturas frias sin provocar que el fluido se diluya comparativamente a temperaturas mayores. En el sentido en el que se utiliza en la presente, los términos "agua profunda" con respecto a pozos y "superior" e "inferior" con respecto a la temperatura son términos relativos comprendidos por alguien con experiencia en la técnica de la industria petrolífera y gasífera. Sin embargo, en general, en el sentido en el que se utiliza en la presente, "pozos de agua profunda" se refiere a cualesquiera pozos a profundidades de agua mayores a aproximadamente 457.5 metros (1500 pies) de profundidad, "temperaturas superiores" significa temperaturas mayores a aproximadamente 48.88°C (120°F) y "temperaturas inferiores" significa temperaturas a aproximadamente 4.44 hasta 15.55°C (40 hasta 60°F) . La reologia de un fluido de perforación típicamente se mide entre aproximadamente 48.88 hasta 65.55°C (120 hasta 150°F) . También se proporciona por la invención un método para preparar y utilizar un fluido para perforación de la invención. E el método, se obtiene o se prepara un fluido para perforación con emulsión invertida que forma geles frágiles o que tiene un comportamiento de gel frágil, de preferencia sin la adición de arcillas organof ilicas o lignitas organofilica , y que tiene como su base una composición de emulsión invertida. Un ejemplo de una base adecuada es una combinación de ésteres con olefinas isomerizadas, o internas, ("la combinación de éster") según se describe en la solicitud de patente de los Estados Unidos número de serie 09/929,465, de Jeff Kirsner (co-inventor de la presente invención), Kenneth W. Pober and Robert W. Pike, presentada el 14 de agosto de 2001, titulada "Blends of Esters with Isomerized Olefins and Other Hydrocarbons as Base Oils for Invert Emulsión Oil uds", incorporada en la presente como referencia.

Los fluidos para perforación de la presente invención preparados con estas mezclas de éster proporcionan un fluido para perforación con emulsión invertida que tienen beneficios significativos en los términos de aceptación o de acuerdo con los reglamentos ambientales mientras que también proporcione una reologia de barro oleoso y un desempeño de barro oleoso general. Los ésteres en la mezcla pueden ser cualquier cantidad, aunque de preferencia deben comprender al menos aproximadamente 10 por ciento en peso hasta 99 por ciento en peso de la mezcla y las olefinas de preferencia deben comprender aproximadamente 1 por ciento en peso hasta 99 por ciento en peso de la mezcla. Los ésteres de la mezcla de preferencia constan de ácidos y alcoholes grasos y de mayor preferencia ácidos grasos entre aproximadamente Ce hasta C14 y 2-etilhexanol . Los ésteres elaborados de formas distintas que con los ácidos de alcoholes grasos, tales como por ejemplo, los ésteres elaborados a partir de olefinas combinadas con cualesquiera ácidos o alcoholes grasos, también se cree que son eficaces. Además, el fluido para perforación con emulsión invertida tiene agregado o se mezcla con el mismo otros fluidos o materiales necesarios para comprender un fluido de perforación completo . Estos materiales pueden incluir diluyentes o aditivos para control de reologia por ejemplo. Sin embargo, de preferencia las arcilla no organofilicas se agregan al fluido para perforación para utilizarse en la invención. Se debe entender que la caracterización del fluido para perforación como "fina arcilla" significa que carece de arcillas organofi licas . Aunque la omisión de arcillas organofilicas es un cambio radical con respecto a las enseñanzas de la preparación de los fluidos para perforación, esta omisión de arcillas organofilicas en la presente invención permite que el fluido para perforación tenga mayor tolerancia a los sólidos de taladrado (es decir, las propiedades del fluido no se alteran fácilmente por los sólidos o virutas de taladrado) y se cree (sin desear estar limitados a la teoría) que contribuyen a las propiedades superiores del fluido en la utilización como un fluido para perforación.

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS OIBPJOS Las Figuras 1(a), 1(b) y 1(c) proporcionan tres gráficas que muestran los datos de campo en comparación con las pérdidas de lodo de inyección que se presentan durante la perforación, revestimiento- consecutivo y cementación con un fluido de olefina isomerizada de la técnica anterior y con un fluido de la presente invención. La Figura 1(a) muestra las pérdidas en el fondo del pozo; la Figura 1(b) muestra los barriles perdidos por barril de la perforación perforada; y la Figura 1(c) muestra los barriles perdidos por pies. La Figura 2 es una gráfica que compara la pérdida del barro de inyección que se presenta durante el revestimiento consecutivo y la cementación en siete barrenos a diversas profundidades, en donde el barro utilizado en las primeras tres perforaciones fue un fluido de olefina isomerizada de la técnica anterior y el barro utilizado en los últimos cuatro orificios fue un fluido de la presente invención. La Figura 3 es una gráfica que indica la formación de gel en los fluidos de la presente invención y su respuesta cuando se separa en comparación con algunos fluidos de olefina isomerizada de la técnica anterior. La Figura 4 es una gráfica que compara las velocidades de relajación de diversos fluidos para perforación de la técnica anterior y los fluidos de la presente invención. La Figura 5(a) es una gráfica que compara las diferencias en la densidad superficial de pozos y la densidad de circulación equivalente para un fluido de olefina isomerizada y para el fluido de la invención en dos pozos comparables. La Figura 5(b) muestra la velocidad de penetración en los pozos en el momento en que se están tomando las mediciones de tiempo y densidad para la Figura 5(a). La Figura 6 es una gráfica que compara las diferencias en la densidad superficial del pozo y la densidad de circulación equivalente para un fluido de la invención con una magnitud de flujo de 2664.64 hasta 3069.63 litros (704 hasta 811 galones) por minuto en un barreno de 31.115 cm (12 1/4 pulgadas) perforado de 2803.56 metros hasta 4120.55 metros (9,192 pies hasta 13,510 pies) en aguas profundas y que incluye la velocidad de penetración. La Figura 7 es una gráfica que compara las diferencias en la densidad superficial del pozo y la densidad de circulación equivalente para un fluido de la invención con una magnitud de flujo de 598.03 a 658.59 litros (158 a 174 galones) por minuto en un barreno de 16.51 cm (6 ½ pulgadas) perforado de 3753.33 metros hasta 4267.56 metros (12,306 pies hasta 13,992 pies) y que incluye la velocidad de penetración . La Figura 8 es una gráfica que compara las diferencias en la densidad superficial del pozo y la densidad de circulación equivalente para un fluido de la invención a velocidades de perforación variables de 1424.96 metros hasta 3737.25 metros (4,672 pies hasta 12,250 pies), y una magnitud de flujo de 1975.77 hasta 2218.01 litros (522 hasta 586 galones) por minuto en un barreno de 24.89 cm (9 7/8") . La Figura 9(a) es una gráfica de barras que compara el limite de estirado de dos densidades de un fluido de la invención a temperaturas de prueba estándar de 4.44 y 48.88 °C (40 y 120°F) . Las Figuras 9(b) y (c) son gráficas de las lecturas de cuadrante del instrumento Fann para estas mismas dos densidades de un fluido de la invención con respecto a una variación de velocidades de esfuerzo cortante a temperaturas de prueba estándar de 4.44 y 48.88°C (40 y 120 °F) . La Figura 10 es una gráfica que compara la viscosidad de diversas bases de emulsión invertidas conocidas para fluidos de perforación con la base de emulsión invertida para un fluido de perforación de la presente invención.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LAS MODALIDADES PREFERIDAS La presente invención se ha probado en el campo y los datos de campo demuestran el desempeño ventajoso de la composición de fluido de la invención y el método para utilizarla. Como se ilustra en las Figuras 1(a), (b), (c) y 2, la presente invención proporciona un fluido para perforación con emulsión invertida que se pueda utilizar para perforar barrenos o pozos en formaciones subterráneas, y en otras operaciones de perforación en estas formaciones (tales como por ejemplo, en el revestimiento y cementación de pozos), sin pérdida significativa del fluido para perforación en comparación con las operaciones de perforación, con fluidos de la técnica anterior. Las Figuras 1(a), (b) y (c) muestran tres gráficas que comparan la pérdida de fluidos real experimentada en la perforación de 10 pozos en la misma formación subterránea. En nueve de los pozos, se utilizó un fluido con base en olefina isomerizada (en este caso, la marca PETROFREE® SF disponible de Halliburton Energy Services, Inc. en Houston, Texas), observada como una "norma" industrial para cumplir totalmente con los reglamentos ambientales actuales. En un pozo, se utilizó un sistema ACCOLADEMR, un fluido que tiene las características de la invención y está disponible comercialmente de Halliburton Energy Services, Inc. en Houston, Texas (y que también cumple totalmente con los reglamentos ambientales actuales). El orificio perforado con un sistema ACCOLADEMR fue de 31.115 cm (12.25 pulgadas) de diámetro. Los orificios perforados con el fluido PETROFREE® "estándar" fueron de aproximadamente 30.48 cm (12 pulgadas) de diámetro con excepción de dos orificios desviados que fueron de aproximadamente 21.59 cm (8.5 pulgadas) de diámetro. La Figura 1(a) muestra el número total de barriles de pérdida de fluidos en la perforación, mantenimiento y cementación de orificios. La Figura 1 (b) muestra el número total de barriles de fluido perdidos por barril de pozo perforado. La Figura 1 (c) muestra el número total de barriles de pérdida de fluido por centímetro (pie) del pozo perforado, revestido o cementado. Para cada uno de estos pozos graficados en estas Figura 1(a), (b) y (c), el fluido para perforación (o barro) perdido cuando se está utilizando un fluido de la invención fue visiblemente menor que cuando se utilizó el fluido de la técnica anterior. La Figura 2 compara la pérdida de barro con los dos fluidos para perforación en el revestimiento consecutivo y la cementación a diferentes profundidades de pozo en la misma formación subterránea. El fluido con base de olefina isomerizada de la técnica anterior se utilizó en los primeros tres pozos mostrados en la gráfica de barras y un fluido de la presente invención se utilizó en los siguientes cuatro pozos mostrados en el diagrama de barras. Nuevamente, fue notable la reducción en la perdida de fluidos cuando se utilizó el fluido de la presente invención. La reducción significativa en la pérdida de barro observada con la presente invención se cree que se debe al menos en parte sustancial al comportamiento de gel frágil del fluido de la presente invención y a la estructura química del fluido que contribuye, provoca, o da por resultado en ese comportamiento de gel frágil. De acuerdo con la presente invención, los fluidos que tienen geles frágiles o comportamiento de gel frágil proporcionan una reducción significativa en la pérdida de barro durante las operaciones de perforación (y revestimiento y cementación) en comparación con las pérdidas de barro presentadas con otros fluidos para perforación que no tienen un comportamiento de gel frágil. Sin estar vinculados por la teoría, se cree, por ejemplo, que la estructura de los fluidos para perforación de la invención, es decir, la estructura de gel frágil, que contribuyen al comportamiento de gel frágil da por resultado en menor presión de sobrecarga y achicamiento mientras se está realizando el revestimiento consecutivo lo cual a su vez da por resultado en menor pérdida de barro durante estas operaciones de revestimiento. De esta forma, de acuerdo con el método de la invención, la pérdida de fluidos de perforación se puede reducir al emplear un fluido de perforación en las operaciones de perforación que se formula para comprender geles frágiles o para exhibir un comportamiento de gel frágil. En el sentido en el que se utiliza en la presente, el término "operaciones de perforación" debe significar perforación, revestimiento consecutivo y/o cementación a menos que se indique de otra manera. La Figura 3 representa en forma gráfica los datos que indican la formación de gel en muestras de dos fluidos ACCOLADE® de pesos diferentes (15.15 y 18.69 kg/it (12.65 y 15.6 ppg)) de la presente invención y dos fluidos de emulsión invertida de la técnica anterior con pesos comparativos (14.49 y 18.69 kg/lt (12.1 y 15.6 ppg)) (marca PETROFREE® SF) a 48.88°C (120°F). Cuando los fluidos están en descanso o estáticos (como cuando se ha detenido la perforación en el pozo) , las curvas son planas o relativamente planas (véase el área a aproximadamente 50-65 minutos de tiempo transcurrido por ejemplo) . Cuando se reanuda la tensión de esfuerzo cortante (como en la perforación), las curvas se mueven ve rticalmente hacia arriba o en general verticalmente (véase el área a aproximadamente 68 hasta 80 minutos transcurridos por ejemplo), con la altura de la curva que será proporcional a la cantidad de gel formado -entre mayor sea la curva mayor será la acumulación de gel. Las curvas entonces descienden y el nivel sale o comienza a salir, con la velocidad más rápida en la que se forma la linea horizontal (y lo más cercano a la linea horizontal se aproxima a la horizontal verdadera) lo que indica la menor resistencia del fluido a la tensión y la menor presión requerida para mover el fluido. La Figura 3 indica una respuesta y desempeño superior por los fluidos de perforación de la presente invención. No sólo hacer que los fluidos de la presente invención acumulen más gel cuando están en reposo, lo que permite que los fluidos de la invención mantengan mejor los materiales de ponderación y las virutas de taladrado en suspensión cuando está en reposo -un fluido de la técnica anterior es más probable que tenga dificultad de suspensión de estos materiales sólidos- sino que los fluidos de la presente invención no obstante proporcionan sorprendentemente menos resistencia al esfuerzo cortante, lo cual da por resultado en mejores ECD como se analizará con mayor detalle más adelante. La Figura 4 proporciona datos adicionales que muestran el gel o comportamiento similar a gel de los fluidos de la presente invención. La Figura 4 es una gráfica de las velocidades de relajación de diversos fluidos de perforación, incluyendo los fluidos de la presente invención y los fluidos con base de olefina isomerizada de la técnica anterior. En la prueba, conducida a 48.88°C (120°F), los fluidos se exponen a tensión y luego se elimina la tensión. El tiempo requerido para que los fluidos se relajen o para que regresen a su estado antes de la tensión se registró. Las curvas para los fluidos de la invención parecen elevar el nivel a través del tiempo mientras que los fluidos de la técnica anterior siguen disminuyendo. El aumento del nivel de las curvas se cree que indica que los fluidos están regresando a un gel verdadero o estructura similar a gel. La reducción significativa en la pérdida de barro observada con la presente invención también se cree que es debida en parte sustancial a la viseóelasticidad supuesta del fluido de la presente invención. Esta visco-elasticidad, junto con el comportamiento de gel frágil, se cree que permite que el fluido de la invención reduzca al mínimo la diferencia en su densidad en la superficie y su densidad de circulación equivalente en el fondo del pozo. Esta diferencia en una densidad superficial medida del fluido para perforación en el cabeza del pozo y la densidad de circulación equivalente del fluido para perforación en el fondo del pozo (según se mide típicamente durante la perforación mediante el equipo para medir la presión mientras se está perforando (PWD) del fondo del pozo) con frecuencia se denomina "ECD" en la industria. Bajos "EDC" es decir, una mínima diferencia en las densidades de circulación equivalentes superficiales y en el fondo del pozo, es decisiva en la perforación de pozo en aguas profundas y otros pozos en donde son pequeñas las diferencias en las presiones intersticiales de la formación subterránea y los gradientes de fractura. La Tabla 1 más adelante y la Figura 5(a) que muestra los datos de la Tabla 1 en forma gráfica ilustran la diferencia consistentemente estable y relativamente mínima en la densidad de circulación equivalente y el peso del barro real o la densidad superficial del pozo para los fluidos de la invención. Esta diferencia mínima se ilustra adicionalmente en la Figura 5(a) y en la Tabla 1 mediante el muestreo de la densidad de circulación equivalente en el fondo del pozo para un fluido de perforación con olefina isomerizada disponible comercialmente en comparación con el fluido para perforación de la presente invención. Ambos fluidos tienen la misma densidad superficial en el pozo. La diferencia en la densidad de circulación equivalente y la densidad superficial del pozo para el fluido de técnica anterior sin embargo fue consistentemente mayor que la diferencia para el fluido de la invención. La Figura 5(b) proporciona las velocidades de penetración o velocidades de perforación en el momento en que se realizaron las mediciones graficadas en la Figura 5(a) . La Figura 5(b) indica que el fluido de la invención proporcionó su desempeño superior -bajos ECD- a velocidades de perforación sorprendentemente más rápidas, hace su desempeño incluso más impresionante, a medida que las velocidades de perforación más rápidas tienden a aumentar los ECD con los fluidos de la técnica anterior.

TABLA 1 Comparación de las densidades de circulación equivalente PROFUNDIDAD Datos PWD Peso del Datos PWD Sistema barro Fluido con base ACCOLADEMR En la de olefina Velocidad superfiisomerizada de bombeo : cie del Velocidad de 934 gpm pozo bombeo: 936 gpm (en pies) BIT: 31.115 BIT: 31.115 cm cm (12.25") (12.25") (ppg) (ppg) 3233 m (10600) 12.29 12.0 12.51 3264.72 cm (10704) 12.37 12.0 12.53 3293.39 cm (10798) 12.52 12.0 12.72 3324.19 cm (10899) 12.50 12.2 12.70 3355.30 cm (11001) 12.50 12.2 12.64 3387.02 cm (11105) 12.52 12.2 12.70 3416 m (11200) 12.50 12.2 12.69 3446.80 cm (11301) 12.55 12.2 12.70 3477 m (11400) 12.55 12.2 12.71 3507.5 cm (11500) 12.59 12.2 12.77 3539.22 cm (11604) 12.59 12.2 12.79 3568.5 cm (11700) 12.57 12.2 12.79 3599.61 cm (11802) 12.60 12.2 12.79 3630.11 cm (11902) 12.62 12.2 12.81 3660 m (1200) 12.64 12.2 12.83 3690.80 cm (12101) 12.77 12.2 12.99 3721 m (12200) 12.77 12.3 12.99 3751.5 cm (12300) 12.76 12.3 13.01 La Figura 6 representa gráficamente la densidad de circulación equivalente en un sistema ACCOLADEMR, según se mide en el fondo del pozo durante la perforación de un barreno de 31.115 cm (12 1/4 pulgada) desde 2803.56 cm (9,192 pies) hasta 4120.55 cm (13,510 pies) en aguas profundas (1494.5 cm (4,900 pies)), bombeo a 2664.64 hasta 3069.63 litros (704 hasta 811 galones) por minuto, y lo compara con la densidad superficial del fluido. También se muestra la velocidad de penetración ("ROP") (o velocidad de proporción). Estos datos muestran adicionalmente los ECD consistentemente bajos y estables para el fluido, no obstante las diferencias en la velocidad de perforación y por consiguiente las diferencias en las tensiones sobre el fluido. La Figura 7 gráfica similarmente la densidad de circulación equivalente de un sistema ACCOLADEMR, según se mide en el fondo del pozo durante la perforación de un barren.o de 16.51 cm (6 1/2 pulgadas) de 3753.33 metros (12,306 pies) hasta 4267.56 metros (13,992 pies), bombeo a 598.03 hasta 658.59 litros ( a 174 galones) por minuto en agua profunda, y lo compara con la densidad superficial del fluido. También se muestra la velocidad de penetración (o velocidad de proporción) . ? pesar de la velocidad de perforación relativamente errática para este pozo, los ECD para el fluido de perforación fueron mínimos, consistentes, y estables. La comparación de la Figura 7 con la Figurar 6 muestra que a pesar de que el barreno más estrecho de la Figura 6 (15.51 cm (6 1/2 pulgadas) en comparación con el barreno de 31.115 cm (12 1/4 pulgada) para cuyos datos se muestran en' la Figura 6), que podrían proporcionar mayor tensión sobre el fluido, el desempeño del fluido es efectivamente el mismo . La Figura 8 representa gráficamente la densidad de circulación equivalente de un sistema AC00LADEMR, según se mide -en el fondo del pozo durante la perforación de un barreno de 24.89 cm (9 7/8 de pulgada) de 1424.96 cm (4, 672 pies) hasta 3736.25 cm (12,250 pies) en aguas profundas, bombeo a 1975.77 a 2214.22 litros (522 a 585 galones) por minuto, y lo compara con la densidad superficial del fluido y la velocidad de penetración ("ROP") (o velocidad de perforación) . El fluido de perforación proporcionó ECD bajos, consistentes incluso a velocidades de perforación superiores. La presente invención también proporciona un fluido para perforación con un perfil reológico relativamente plano. La Tabla 2 proporciona los datos reológicos de ejemplo para un fluido de perforación de la invención que comprende 17.49 kg/lt (14.6 libras por el galón). ("ppg") de un sistema ACCOLADEMR.

TABLA 2 Propiedades en el fondo del pozo del sistema ACCOLADE Reologia FANN 75 Sistema ACCOLADEMR de 17.49 kg/lt (14.6 lb/gal) Temp. °C 48.88 4.44 4.44 4.44 26.66 98.88 110 121.11 132.22 (°F) (120) (40) (40) (40) (80) (210) (230) (250) (270) Pre s i ón 0 0 3400 6400 8350 15467 16466 17541 18588 600 rpm 67 171 265 325 202 106 98 89 82 300 rpm 39 90 148 185 114 63 58 52 48 10 200 rpm 30 64 107 133 80 49 45 40 37 100 rpm 19 39 64 78 47 32 30 27 25 6 rpm 6 6 10 11 11 8 9 8 8 3 rpm 5 6 10 11 11 8 9 8 8 Viscosidad 32 81 117 140 88 43 40 37 34 plástica (cP) Las Figuras 9(b) y (c) comparan el efecto de la temperatura sobre las presiones observadas con dos diferentes pesos de fluido (14.49 y 14.85 Kg/lt (12.1 y 12.4 ppg)) cuando se aplican seis velocidades de esfuerzo cortante diferentes y en aumento (2, 6, 100, 200, 300, y 600 rpm) . Se utilizaron dos temperaturas de prueba común 4.44 y 48.88°C (40 y 120°F) . El cambio en la temperatura y el peso del fluido dio por resultado en un cambio mínimo en el comportamiento del fluido. La Figura 9(a) compara el límite de estirado de dos formulaciones de peso diferente (14.49 kg/lt (12.1 libras por el galón) y 14.85 kg/lt (12.4 libras por el galón) ) de un fluido de la presente invención a dos temperaturas diferentes 4.44 y 48.88°C (40 y 120°F). El límite de estirado es inexplicablemente menor a 4.44° que a 48.88° (40° a 120°). Los fluidos con base oleosa de la técnica anterior típicamente tienen menores límites de estirado a temperaturas mayores, a medida que los aceites tradicionales o de la técnica anterior tienden a disminuir o tener viscosidad reducida a medida que aumentan las temperaturas. Por contraste, el fluido de la invención se puede diluir a temperaturas menores sin afectar significativamente la viscosidad del fluido a temperaturas mayores. Esta particularidad o característica de la invención es un indicador adicional de que la invención proporcionará buen desempeño como un fluido para perforación y proporcionará bajo ECD. Además, esta característica indica la capacidad del fluido para mantener la viscosidad a temperaturas mayores. La Figura 10 compara la viscosidad de un fluido base para comprender un fluido de perforación de la presente invención con fluidos base conocidos de algunos fluidos para perforación con emulsión invertida de la técnica anterior. El fluido base para el fluido de perforación de la presente invención es uno de mayor espesor o más viscoso. Todavía cuando se compara un fluido de perforación de la invención, el fluido de perforación tiene bajos ECD, proporciona buena suspensión de las virutas de taladrado, obstrucción de partículas satisfactoria y mínima pérdida de fluidos en el uso. Estas ventajas sorprendentes de los fluidos de perforación de la invención se cree que se facilitarán en parte mediante una sinergia o compatibilidad del fluido base con diluyentes adecuados para el fluido. Los diluyentes expuestos en la solicitud de patente internacional Nos. PCT/USO 0 /35609 y PCT/US00/35610 de Halliburton Energy Services, Inc., Cognis Deutschland GmbH & Co KG . , Heinz Muller, Jeff irsner (co-inventor de la presente invención) y Kimberly Burrows (co-inventor de la presente invención), ambas presentada el 29 de Diciembre de 2000 y tituladas "Thinners for Invert Emulsions", y ambas incorporadas en la presente como referencia, son particularmente útiles en la presente invención para efectuar esta "dilución selectiva" del fluido de la presente invención; es decir la dilución a menores temperaturas sin hacer el fluido demasiado diluido a temperaturas mayores. Estos diluyentes pueden tener la siguiente fórmula general: R- (C2H40)n(C3H60)m(C4H80) k-H k-H ("fórmula I"), en donde R es un radical alquilo lineal o ramificado, saturado o insaturado que tiene entre aproximadamente 8 hasta 24 átomos de carbono, n es un número que varia de entre aproximadamente 1 hasta 10, m es un número que varia entre aproximadamente 0 hasta 10, y k es un número que varia entre aproximadamente 0 hasta 10. De preferencia, R tiene entre aproximadamente 8 hasta 18 átomos de carbono; de mayor preferencia, R tiene entre aproximadamente 12 hasta 18 átomos de carbono; y con la máxima preferencia, R tiene entre aproximadamente 12 hasta 14 átomos de carbono. También, con la máxima preferencia, R es insaturado y lineal. El diluyente se puede agregar al fluido para perforación durante la preparación inicial del fluido o más tarde a medida que el fluido se está utilizando para perforación o para fines de servicio en el pozo en la formación. La cantidad agregada es una cantidad eficaz para mantener o producir la viscosidad deseada del fluido de perforación. Para los fines de esta invención, una "cantidad eficaz" o diluyente de la fórmula (I) de preferencia está entre aproximadamente 0.22 hasta 6.80 Kg (0.5 hasta 15 libras) por el barril del fluido o barro para perforación. Una cantidad más preferida del diluyente varia entre aproximadamente 0.45 hasta 2.71 kg (1 hasta 5 libras) por el barril del fluido para perforación y una cantidad más preferida está entre aproximadamente 0.680 hasta 1.360 kg (1.5 hasta 3 libras) de diluyente por barril del fluido para perforación. Las composiciones o compuestos de la fórmula (I) se pueden preparar mediante técnicas habituales de alcoxilación, tales como por ejemplo, al alcoxílar los alcoholes grasos correspondientes con óxido del etileno y/u óxido de propileno u óxido del butileno bajo presión en presencia de catalizadores ácidos o alcalinos como se sabe en la técnica. Esta alcoxilación se puede llevar a cabo en bloques, es decir, el alcohol graso se puede hacer reaccionar primero con óxido de etileno, óxido de propileno u óxido de butileno y como posteriormente, si se desea, con uno o más de los otros óxidos del alquileno. Alternativamente, esta alcoxilación se puede conducir aleatoriamente, en la cual cualquier mezcla deseada de óxido de etileno, óxido de propileno y/u el óxido de butileno se hace reaccionar con el alcohol graso. En la fórmula (I), los subíndices n y m respectivamente representan el número de moléculas de óxido de etileno (EO) y óxido de propileno (PO) o grupos en una molécula del alcohol graso etoxilado. El subíndice k indica el número de moléculas o grupos de óxido de butileno (BO) . Los subíndices n, m, y k no necesitan ser números enteros, debido a que indican en cada caso los promedios estadísticos de la alcoxilación. Se incluyen sin limitación aquellos compuestos de la fórmula (I) cuya distribución del grupo etoxi, propoxi y/o butoxi es muy estrecha, tal como por ejemplo, "etoxilatos de variación estrecha" también denominados "NRE" por aquellos expertos en la técnica. Para llevar a cabo los fines de esta invención, el compuesto de la fórmula (I) debe contener al menos un grupo etoxi. De preferencia, el compuesto de la fórmula I también contendrá al menos un grupo propoxi (C3H60-) o grupo butoxi (C4H80-) . Los alcóxidos mezclados que contienen los tres grupos alcóxido -óxido de etileno, óxido de propileno y óxido de butileno- son posibles para la invención aunque no se prefieren. De preferencia, para utilizarse de acuerdo con esta invención, el compuesto de la fórmula (I) tendrá un valor para m que varia entre aproximadamente 1 hasta 10 con k cero o un valor para k que varia entre aproximadamente 1 hasta 10 con m cero. De mayor preferencia, m será entre aproximadamente 1 hasta 10 y k será cero. Alternativamente, estos diluyentes pueden ser un surfactante no iónico que es un producto de reacción de óxido de etileno, óxido de propileno y/u óxido de butileno con ácidos carboxilicos de C10-22 o derivados de ácido carbóxilico de C10-22 que contienen al menos un doble enlace en la posición 9/10 y/o 13/14 que tiene unidades de la fórmula general: O I -CH-CH- I ("fórmula II") donde Ri es un átomo de hidrógeno o un grupo OH o un grupo OR2 donde R2 es un grupo alquilo de aproximadamente 1 hasta 18 átomos de carbono, o un grupo alquenilo entre aproximadamente 2 hasta 18 átomos de carbono o un grupo de la fórmula: O donde R3 es un átomo de hidrógeno, o un grupo alquilo entre aproximadamente 1 hasta 21 átomos de carbono o un grupo alquileno entre aproximadamente 2 hasta 21 átomos de carbono. Un diluyente de la fórmula (II) se puede utilizar sólo o se puede utilizar en combinación con un diluyente o co-diluyente de la fórmula (I) . Los diluyentes disponibles comercialmente preferidos incluyen, por ejemplo, productos que tienen las marcas COLDTROL® (derivado alcohólico), 0MC2MR (ácido graso oligomérico) , ATC® (éster de ácido graso modificado), que serán utilizados solos o en combinación, y disponibles de Halliburton Energy Services, Inc. en Houston, Texas. Las formulaciones de los fluidos de la invención, y también las formulaciones de los fluidos para perforación con base de olefina isomerizada de la técnica anterior, utilizados en la perforación de los barrenos citados en los datos anteriores, varían con los requerimientos particulares de la formación subterránea. La próxima Tabla 3, sin embargo, proporciona formulaciones de ejemplo y propiedades para estos dos tipos de fluidos analizados en los datos campo anteriores. Todos los productos de marca comercial en la Tabla 3 están disponibles Halliburton Energy Services, Inc. en Houston, Texas, incluyendo: estabilizante para la emulsión LE MÜLMR (una combinación de resina liquida oxidada y ácido graso poliaminado) ; emulsionante LE SUPERMULMR (ácido graso poliaminado ) ; agente para control de filtración DURATONE® HT (leonardita órgano f i lica ) ; agente para control de filtración ADAPTA® HP (copolimero adecuado particularmente para proporcionar un control de filtración HPHT en sistemas de fluido no acuosos); agente para suspensión RHEMOD LMR/vi s eos i fi cant e (ácido graso modificado); viscosificante GELTONE® II (arcilla organofí lica) ; agente para suspensión VIS-PLUS® (ácido carboxílico) ; agente de ponderación BAROID® (sulfato de bario molido); y agente humectante/diluyente DEEP-TREAT® (sal de sodio y sulfonato); para determinar las propiedades de la Tabla III, las muestras del fluido se sometieron a esfuerzo cortante en una mezcladora comercial Silverson a 7,000 rpm durante 10 minutos, se bamboleó a 65.65°C (150°F), durante 16 horas, y se agitó durante 10 minutos. Las mediciones se tomaron con los fluidos a 48.88°C (120°F), excepto donde se indique de otra manera.

TABLA 3 Formulaciones de ejemplo Mezcla de resina líquida oxidada y estabilizante de emulsión con ácido graso poliarainado. emulsionante de ácido graso poliaminado. agente para control de filtración con leonardita organofílica. agente para control de filtración de copolímero HTHP para sistemas no acuosos. agente/viscosificante de la suspensión de ácido graso modificado. viscosif icante de arcilla organofilica. agente para suspensión de ácido carboxílico. agente de ponderación de sulfato de bario molido, agente/diluyente humectante con sal de sodio y sulfonato .

Tabla 3- continuación B. propiedades La presente invención se dirige a la utilización de fluidos para perforación con base en emulsión invertida que contienen geles frágiles o exhiben comportamiento de gel frágil en operaciones de perforación, tales como por ejemplo, perforación, revestimiento consecutivo y cementación. La presente invención también se dirige a la reducción de la pérdida de fluidos para perforación o barros de perforación durante estas operaciones de perforación al emplear fluidos para perforación con base en emulsión invertida que contienen geles frágiles o exhiben comportamiento de gel frágil, y que de preferencia proporcionan bajos ECD. Los fluidos para perforación con emulsión invertida de la presente invención tienen una base de emulsión invertida. Esta base no se limita a una formulación individual. Los datos analizados anteriormente provienen de los fluidos para perforación con emulsión invertida de ejemplo la invención que comprende una mezcla de uno o más ésteres y uno o más olefinas isomerizadas , o internas, ("mezcla de ésteres") tal como se describe en la solicitud de patente de los Estados Unidos Número de serie 09/929,465, de Jeff Kirsner (co-inventor de la presente invención) , Kenneth W. Pober and Robert W.

Pike, presentada el 14 de agosto de 2001, titulada "Blends of Esters with Isomerized Olefins and Other Hydrocarbons as Base Oils for Invert Emulsión Oil Muds", incorporada en la presente como referencia. En esta mezcla, de preferencia los ésteres comprenderán al menos aproximadamente 10 por ciento en peso de la mezcla y pueden comprender hasta aproximadamente 99 por ciento en peso de la mezcla, aunque los ésteres se pueden utilizar en cualquier cantidad. Los ésteres preferidos para la mezcla constan de ácidos y alcoholes grasos entre aproximadamente Cs y Ci y se exponen particularmente o de mayor preferencia en la patente de los Estados Unidos No. Re. 36,066, re-otorgada el 25 de enero de 1999 como un re-otorgamiento de la patente de los Estados Unidos No. 5,232,910, cedida a Henkel KgaA de Dusseldorf, Alemania, y Baroid Limited de Londres, Inglaterra, y en la patente de los Estados Unidos No. 5,252,554, otorgada el 12 de octubre de 1993, y cedida a Henkel Kommanditgesellschaft auf Aktien de Düsseldorf, Alemania y Baroid Limited de Aberdeen, Escocia. Los ésteres expuestos en la patente de los Estados Unidos No. 5,106,516, otorgada el 21 de abril de 1992 y la patente de los Estados Unidos No. 5,318,954, otorgada el 7 de junio de 1984, ambas cedidas a Henkel Kommanditgesellschaft auf Aktien, de Düsseldorf, Alemania, también se pueden utilizar. Los ásteres más preferidos para utilizarse en la invención constan de ácidos grasos entre aproximadamente C12 y C14 y 2-etilhexanol o ácidos grasos de aproximadamente Ce y 2-etilhexanol. Estos ésteres más preferidos están disponibles comercialmente con las marcas PETROFREE® y PETROFREE LVMR, respectivamente, de Halliburton Energy Services, Inc. en Houston, Texas. Aunque se prefiere los ésteres producidos con ácidos y alcoholes grasos, los ésteres elaborados de otras formas, tal como por ejemplo al combinar definas con cualesquiera ácidos o alcoholes grasos, también pueden ser eficaces. Las olefinas isomerizadas o internas, para mezclar con los ésteres para una mezcla de éster pueden ser cualquiera de estas olefinas, de cadena recta, ramificada, o cíclicas, de preferencia que tengan entre aproximadamente 10 y 30 átomos de carbono. En especial se prefieren las olefinas isomerizadas o internas, que tengan entre aproximadamente 40 hasta 70 por ciento en peso Ci6 y entre aproximadamente 20 hasta 50 por ciento en peso C18. Un ejemplo de una olefina isomerizada para utilizarse en una mezcla de ásteres en la invención que está disponible comercialmente es el fluido SFMR base, disponible de Halliburton Energy Services, Inc. en Houston, Texas. Alternativamente, otros hidrocarburos tales como parafinas, aceites minerales, triésteres de glicérido, o combinaciones de los mismos se pueden sustituir o agregar a las definas en la mezcla de ásteres. Estos otros hidrocarburos pueden comprender entre aproximadamente 1 por ciento en peso hasta 99 por ciento en peso de esta mezcla. Se pueden preparar fluidos para perforación con emulsión invertida que comprendan SFMR sin el éster, sin embargo, no se cree que estos fluidos proporcionen las propiedades superiores de los fluidos de la invención con el éster. Los datos de campo analizados anteriormente han demostrado que los fluidos de la invención son superiores a los fluidos para perforación con base en olefina isomerizada de la técnica anterior, y los fluidos de la invención tienen propiedades especialmente ventajosas en pozos subterráneos perforados en aguas profundas. Además, se cree que los principios del método de la invención se pueden utilizar con fluidos para perforación con emulsión invertida que forman geles frágiles o que tienen comportamiento de gel frágil, proporcionan bajos ECD y tienen (o parece tener) visco-elasticidad que puede no estar comprendidos de una mezcla del éster. Un ejemplo este fluido puede comprender un solvente polar en lugar de una mezcla de ésteres. Otros ejemplos de posibles bases para emulsión invertida adecuadas para los fluidos de perforación de la presente invención incluyen olefinas isomerizadas mezcladas con otros hidrocarburos tales como por ejemplo, alfa olefinas lineales, parafinas o naftenos o combinaciones de los mismos ("mezclas de hidrocarburo") . Las parafinas para utilizarse en las mezclas que comprenden emulsiones invertidas para fluidos de perforación para la presente invención pueden ser lineales, ramificadas, poliramificadas , cíclicas o isoparafinas , de preferencia que tengan entre aproximadamente 10 hasta 30 átomos de carbono. Cuando se combinan con ésteres u otros hidrocarburos tales como por ejemplo, olefinas isomerizadas, alfa-olefinas lineales o naftenos en la invención, las parafinas deben comprender al menos aproximadamente 1 por ciento en peso hasta 99 por ciento en peso de la mezcla, aunque de preferencia menos de aproximadamente 50 por ciento en peso. Un ejemplo de una parafina disponible comercialmente adecuada para las combinaciones útiles en la invención se denomina con la marca comercial XP-07MR, disponible de Halliburton Energy Services, Inc. en Houston, Texas. XP-07MR es principalmente una parafina lineal de C12-16. Los ejemplos de triésteres de glicérido para mezclas de éster/hidrocarburo útiles en las mezclas que comprenden emulsiones invertidas para fluidos de perforación de la presente invención pueden incluir sin limitación materiales tales como por ejemplo, aceite de semilla de colza, aceite de olivo, aceite cañóla, aceite de ricino, aceite de coco, aceite de maíz, aceite de semilla de algodón, manteca de cerdo, aceite de linaza, aceite de pezuñas, aceite de palma, aceite de cacahuete, aceite de perilla, aceite de salvado de arroz, aceite de cártamo, aceite de sardina, aceite de ajonjolí, aceite de soya y aceite de girasol. Los naftenos o hidrocarburos nafténicos para utilizarse en las mezclas que comprenden emulsiones invertidas para fluidos de perforación para la presente invención pueden ser cualquier compuesto o composición o material saturado, cicloparafínico, con una fórmula química de CnH2n donde n es un número entre aproximadamente 5 hasta 30. Todavía en otra modalidad, una mezcla de hidrocarburos se podría mezclar con una mezcla de ésteres para comprender una base para emulsión invertida para un fluido de perforación de la presente invención. Las proporciones exactas dé los componentes que comprenden una mezcla de ésteres (u otra mezcla o base para una emulsión invertida) para utilizarse en la presente invención variarán dependiendo de los requerimientos de la perforación (y las características necesarias para que la mezcla o base cumplan con aquellos requerimientos), suministro y disponibilidad de los componentes, costo de los componentes, y características de la mezcla o base necesarios para cumplir con los reglamentos ambientales o la aceptación ambiental. La elaboración de los diversos componentes de la mezcla de ésteres (u otra base de emulsión invertida) se entenderán por aquellos expertos en la técnica. Además, el fluido para perforación con emulsión invertida de la invención o para utilizarse en la presente invención se ha agregado a mezclado con la base de emulsión invertida, otros fluidos o materiales necesarios para comprender un fluido para perforación completa. Estos materiales pueden incluir por ejemplo aditivos para reducir o controlar la reologia de temperatura o para proporcionar dilución, tal como por ejemplo, aditivos que tengan las marcas COLDTROL® ; , RHEMOD LMR, ATC® y 0MC2MR; aditivos para proporcionar una viscosidad aumentada temporal para embarque (transporte al sitio del pozo) y para utilizarse en barridos, tales como por ejemplo, un aditivo que tenga la marca TEMPERUSMR (ácido graso modificado) ; aditivos para el control de filtración, tales como por ejemplo, aditivos que tengan la marca ADAPTA HP®; aditivos para controlar la alta presión a altas temperaturas (HTHP) y la estabilidad de la emulsión, tal como por ejemplo, aditivos que tengan la marca FACTANTMR (derivado de resina líquida bastante concentrada); y aditivos para emulsificación, tales como por ejemplo, aditivos que tengan la marca LE SUPER ULMR (ácido graso poliaminado) . Las mezclas de diluyentes tales como por ejemplo, los diluyentes OMC2MR, COLDTROL®, y ATC® pueden ser más eficaces en los fluidos de la invención que uno individual de estos diluyentes, Todos los productos de marca comercial mencionado anteriormente están disponibles de Halliburton Energy Services, Inc. en Houston, Texas , E . U . A . El fluido para perforación con emulsión invertida de la presente invención de preferencia no tiene agregado al mismo ninguna de las arcillas organofilicas . El fluido de la invención no necesita ser una arcilla organofilica o lignitas organofilicas para proporcionarle las características de viscosidad, suspensión necesarias, o el control de filtración para portar las virutas de taladrado a la superficie del pozo. Además, se cree que la falta de arcillas organofilicas y lignitas organofilicas mejoran la tolerancia del fluido a las virutas de taladrado. Es decir, se cree que la falta de arcillas organofilicas y lignitas organofilicas en el fluido de la invención permite que el fluido suspenda y porte las virutas de perforado sin cambio significativo en las propiedades reológicas del fluido. La descripción anterior de la invención pretende ser una descripción de las modalidades preferidas. Se pueden realizar diversos cambios en los detalles de los fluidos y el método descritos sin apartarse del alcance pretendido de esta invención según se define por las reivindicaciones anexas.

Claims (1)

1. NOVEDAD DE LA INVENCIÓN Habiendo descrito el presente invento, se considera como una novedad y, por lo tanto, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes REIVINDICACIONES : 1. Un método para conducir una operación de perforado en una formación subterránea utilizando un fluido para perforación de gel frágil caracterizado porque comprende: (a) una base de emulsión invertida; (b) uno o más diluyentes; (c) uno o más emulsionan es; y (d) uno o más agentes de ponderación. 2. El método según la reivindicación 1, caracterizado porque la emulsión invertida tiene una base continua que consta de al menos un componente seleccionado de al menos uno de los siguientes grupos : (i) ésteres preparados a partir de ácidos y alcoholes grasos, ésteres preparados a partir de olefina y ácidos o alcoholes grasos; (ii) definas que comprende alfa olefinas lineales, olefinas isomerizadas que tienen una cadena recta, olefinas que tienen una estructura ramificada, olefinas isomerizadas .que tienen una estructura cíclica; hidrocarburos de olefina; (iii) hidrocarburos de parafina que comprenden parafinas lineales, parafinas ramificadas, parafinas pol i rami fi cadas , parafinas cíclicas, isoparafinas ; (iv) hidrocarburos de aceite mineral; (v) triésteres de glicérido que comprenden aceite de semilla de colza, aceite de olivo, aceite cañóla, aceite de ricino, aceite de coco, aceite de maíz, aceite de semilla del algodón, manteca de cerdo, aceite de la linaza, aceite de pezuña, aceite de palma, aceite de cacahuete, aceite de perilla, aceite de salvado de arroz, aceite de cártamo, aceite de sardina, aceite de ajonjolí, aceite de soya, aceite de girasol; y (vi) hidrocarburos nafténicos. 3. El método según la rei indicación 2, caracterizado porque el diluyente se selecciona de al menos uno de los siguientes grupos: (i) un compuesto que tiene la fórmula: R- (C2H40)n(C3H60)m(C4H80) k-H donde R es un radical alquilo lineal o ramificado, saturado o insaturado que tiene entre aproximadamente 8 hasta 24 átomos de carbono, n es un número que varía entre aproximadamente 1 hasta 10, m es un número que varía entre aproximadamente 0 hasta 10, y k es un número que varía entre aproximadamente 0 hasta 10; y (ü) un surfactante no iónico, el surfactante que es el producto de reacción de al menos un óxido, seleccionado del grupo que consiste de óxido de etileno, óxido de propileno y óxido de butileno, con ácidos carboxílicos C10-22 o derivados de ácido carboxílico C10-22 que contienen al menos un doble enlace en la posición 9, 10, 13 ó 14 que tiene unidades estructurales de la fórmula general: O I -CH-CH- I donde Ri es un átomo de hidrógeno, o un grupo OH o un grupo OR2, y donde R2 es un grupo alquilo entre aproximadamente 1 hasta 18 átomos de carbono, o un grupo alquenilo entre aproximadamente 2 hasta 18 átomos de carbono o un grupo de la fórmula : C-R3 II o y donde R3 es un átomo de hidrógeno, o un grupo alquilo entre aproximadamente 1 hasta 21 átomos de carbono o un grupo alquileno entre aproximadamente 2 hasta 21 átomos de carbono. 4. El método según la reivindicación 1, caracterizado porque la operación es la perforación de un barreno. 5. El método según la reivindicación 1, caracterizado porque la operación es el revestimiento consecutivo en un barreno. 6. El método según la reivindicación 1, caracterizado porque la operación es la cementación de un barreno. 7. El método según la rei indicación 1, caracterizado porque el gel frágil es una estructura capaz de suspender las virutas de taladrado que se pueda descomponer inmediatamente mediante el movimiento del fluido. 8. El método según la reivindicación 4, caracterizado porque el gel frágil regresa a un estado fluido o líquido inmediatamente en el momento de reanudar la perforación después de un periodo de descanso . 9. El método según la reivindicación 4, caracterizado porque se observa una- fuga de presión apreciable mediante el equipo de presión mientras se está perforando cuando se reanuda la perforación. 10. El método según la reivindicación 1, caracterizado porque el diluyente reduce la viscosidad del fluido para perforación a temperaturas menores a un mayor grado de lo que se reduce la viscosidad del fluido para perforación a temperaturas mayores. 11. El método según la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido para perforación tiene un limite de estirado menor a menores temperaturas que a temperaturas mayores. 12. El método según la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido para perforación es visco-elástico. 13. El método según la reivindicación 1, caracterizado porque la densidad de circulación equivalente del fluido para perforación se aproxima a la densidad superficial del fluido para perforación. 14. El método según la reivindicación 4, caracterizado porque los ECO son menores de aproximadamente 0.5. 15. El método según la reivindicación 14, caracterizado porque la perforación es en aguas profundas. 16 El método según la reivindicación 14, caracterizado porque el fluido es tolerante a contaminantes, en donde los contaminantes comprenden virutas de taladrado provenientes de la perforación. 17. El método según la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido no exhibe corrimiento cuando está en reposo. 18. Una fluido para perforación con gel frágil caracterizado porque comprende: (a) una base de emulsión invertida; (b) uno o más diluyentes; (c) uno o más emulsionantes; y (d) uno o más agentes de ponderación. 19. El fluido para perforación según la reivindicación 18, caracterizado porque la emulsión invertida tiene una base continua que consta de al menos un componente seleccionado de al menos uno de los siguientes grupos: (i) ésteres preparados a partir de ácidos y alcoholes grasos, ésteres preparados a partir de olefinas y ácidos o alcoholes grasos; (ii) olefinas que comprende alfa olefinas lineales, olefinas isomeri zadas que tienen una cadena recta, olefinas que tienen una estructura ramificada, olefinas isomerizadas que tienen una estructura cíclica; hidrocarburos de olefina; (iii) hidrocarburos de parafina que comprenden parafinas lineales, parafinas ramificadas, parafinas polirami ficadas , parafinas cíclicas, isoparafinas; (iv) hidrocarburos de aceite mineral; (v) triésteres de glicérido que comprenden aceite de semilla de colza, aceite de olivo, aceite cañóla, aceite de ricino, aceite de coco, aceite de maíz, aceite de semilla de algodón, manteca de cerdo, aceite de la linaza, aceite de pezuñas, aceite de palma, aceite de cacahuete, aceite de perillas, aceite de salvado de arroz, aceite de cártamo, aceite de sardina, aceite de ajonjolí, aceite de soyas, aceite de girasol; y (vi) hidrocarburos nafténicos. 20. El fluido para perforación según la reivindicación 19, caracterizado porque el diluyente se selecciona de al menos uno de los siguientes grupos: (i) un compuesto que tiene la fórmula: R- (C2H40)n (C3H60)m(C4H80) k-H donde R es un radical alquilo lineal o ramificado, saturado o insaturado que tiene entre aproximadamente 8 hasta 24 átomos de carbono, n es un número que varia entre aproximadamente 1 hasta 10, m es un número que varia entre aproximadamente 0 hasta 10, y k es un número que varia entre aproximadamente 0 hasta 10; y (ii) un surfactante no iónico, el surfactante que es el producto de reacción de al menos un óxido, seleccionado del grupo que comprende óxido de etileno, óxido de propileno y óxido de butileno, con ácidos carboxilicos de C10-22 o derivados de ácido carboxilico de C10-22 que contienen al menos un doble enlace en la posición 9, 10, 13 o 14 que tiene unidades estructurales de la fórmula general : O I -CH-CH- I donde i es un átomo de hidrógeno, grupo OH o un grupo OR2/ y donde R2 es un grupo alquilo entre aproximadamente 1 hasta 18 átomos de carbono, o un grupo alquenilo entre aproximadamente 2 hasta 18 átomos de carbono o un grupo de la fórmula: C-R3 II o y donde R3 es un átomo de hidrógeno, o un grupo alquilo entre aproximadamente 1 hasta 21 átomos de carbono o un grupo alquileno entre aproximadamente 2 hasta 21 átomos de carbono. 21. El fluido para perforación según la reivindicación 19, caracterizado porque el fluido para perforar comprende una mezcla de ésteres y las olefinas, y los diluyentes y emulsionantes se derivan de ácidos grasos, en donde los ésteres se seleccionan del grupo que comprende ácidos grasos de aproximadamente C12 hasta C1 y 2-etilhexanol o ácidos grasos de Cg y 2-etilhexanol y las olefinas se seleccionan del grupo que comprende olefinas isomerizadas o internas que tienen entre aproximadamen e 40 hasta 70 por ciento en peso C16 y entre aproximadamente 20 hasta 50 por ciento en peso Ci8 y en donde los diluyentes se seleccionan del grupo que comprende: diluyentes que tienen la siguiente fórmula general : R-(C2H40)n(C3H60)m{C4H80)k-H donde R es un radical alquilo lineal, saturado, que tiene entre aproximadamente 12 hasta 14 átomos de carbono, n es un número que varia entre aproximadamente 1 hasta 10, m es un número que varía entre aproximadamente 0 hasta 10, y k es un número que varia entre aproximadamente 0 hasta 10; diluyentes que comprenden un surfactante no iónico que es un producto de reacción de óxido de etileno, óxido de propileno y/u óxido de butileno con ácidos carboxilicos de C10-22 o derivados de ácido carboxílico de C10-22 que contienen al menos un doble enlace en la posición 9/10 y/o 13/14 que tiene unidades de la fórmula general: O j -CH-CH- I donde Ri es un átomo de hidrógeno o un grupo OH o un grupo 0R2, donde R2 es un grupo alquilo entre aproximadamente 1 hasta 18 átomos de carbono, o un grupo alquenilo entre aproximadamente 2 hasta 18 átomos de carbono o un grupo de la fórmula: c-¾ II O donde R3 es un átomo de hidrógeno, o un grupo alquilo entre aproximadamente 1 hasta 21 átomos de carbono o un grupo alquileno entre aproximadamente 2 hasta 21 átomos de carbono, y combinaciones de los mismos; y donde el fluido para perforación comprende además al menos un aditivo adicional compatible con la mezcla de éster en donde el aditivo se selecciona del grupo que comprende de aditivos para control de filtración, aditivos para control de alta presión a alta temperatura, y aditivos para reducir o controlar la reologia de temperatura. 22. El fluido para perforación según la reivindicación 18, caracterizado porque el fluido para perforación forma una estructura que es capaz de suspender las virutas de perforado en descanso y que no se descompone instantáneamente por el movimiento. 23. El fluido para perforación según la reivindicación 18, caracterizado porque el fluido forma un gel frágil en el reposo. 24. El fluido para perforación según la reivindicación 18, caracterizado porque los ECD del fluido cuando se utiliza para perforar barrenos es menor a aproximadamente 0.5. 25. El fluido para perforación según la reivindicación 18, caracterizado porque el fluido es visco-elástico. 26. Un método para reducir la pérdida del fluido para perforación en una formación subterránea mientras se está perforando un barreno en la formación, el método caracterizado porque comprende utilizar el fluido para perforación de la reivindicación 18. 27. Un método por eliminar o evitar el corrimiento durante las operaciones de perforado, el método caracterizado porque comprende emplear el fluido para perforación de la reivindicación 18 en las operaciones de perforación. 28. Un método para reducir la pérdida del fluido de perforación en una formación subterránea mientras se está perforando un barreno en la formación, el método caracterizado porque comprende utilizar el fluido para perforación de la reivindicación 18. 29. Un método para preparar un fluido para perforación caracterizado porque comprende formular un fluido para perforación que comprende una base de emulsión invertida que comprende una mezcla de ásteres y comprende además un diluyente compatible con la mezcla de ésteres de tal forma que el fluido constituya una estructura en reposo capaz de suspender las virutas de taladrado sin corrimiento apreciable y en donde la estructura se pueda descomponer inmediatamente por el movimiento del fluido sin registrar una fuga de presión apreciable con el equipo de presión mientras se está perforando .