MXPA05006551A

MXPA05006551A - Fluido de perforacion de reologia plana.

Info

Publication number: MXPA05006551A
Application number: MXPA05006551A
Authority: MX
Inventors: Hoxha Burnham
Original assignee: Mi Llc
Priority date: 2003-08-25
Filing date: 2004-08-17
Publication date: 2005-08-16
Also published as: BRPI0407990B1; US20050049147A1; US7871962B2; DE602004012834T2; WO2005021676A1; EA007842B1; NO340427B1; CA2512841A1; EA200501063A1; NO20052850L; ATE391157T1; EP1567610B1; EP1567610A1; CA2512841C; BRPI0407990B8; BRPI0407990A; DE602004012834D1; NO20052850D0

Abstract

Un fluido de perforacion un fluido oleaginoso que forma la fase discontinua; un fluido no oleaginoso que es la fase discontinua; un emulsificador primario en concentracion suficiente para estabilizar la emulsion inversa; y un modificador de reologia que sirve para moderar el cambio de reologia a traves de intervalo de temperatura de 40 a 150 grados C. el modificador de reologia puede ser un dimero acido C12 a C22 graso poli carboxilico, trimero acido C12 a C22 graso poli carboxilico, tetramero acido C12 a C22 graso poli carboxilico, mezclas estos acidos o una poliamida en donde la poliamida es el producto de reaccion de condensacion de un acido C12-C22 graso y una poliamina seleccionar el grupo que consiste de dietilentriamina, trietilentetramina; y pentaetilentetramina. El fluido de perforacion de preferencia incluye un agente de lastre o un agente puente que puede seleccionarse de galena, hematita, magnetita, oxidos de hierro, illmenita, barita, siderita, celestita, dolomita, calcita asi como combinaciones y mezclas de estos y compuestos similares. Opcionalmente arcilla organofilica, agentes de perdida de fluido, materiales de reserva alcalina y otros componentes del fluido de perforacion de emulsion inversa convencionales pueden agregarse al fluido de perforacion.

Description

FLUIDO DE PERFORACIÓN DE REOLOGÍA PLANA ANTECEDENTES

[0001] En la perforación rotatoria de pozos subterráneos, numerosas funciones y características se esperan de un fluido de perforación. Un fluido de perforación deberá circular a través del pozo y transportar cortes o trozos por debajo de la broca, transportar los cortes subiendo el anillo y permitir su separación en la superficie. Al mismo tiempo, el fluido de perforación se espera que enfríe y limpie la broca de perforación, reducir la fricción entre la sarta de perforación y los lados del orificio, y mantener la estabilidad en las secciones sin forro de la perforación. El fluido de perforación también deberá formar una torta filtro de baja permeabilidad, delgada, que sella aberturas en formaciones penetradas por la broca y actúa para reducir el flujo de ingreso xndeseado de fluidos de formación desde las rocas permeables .

[0002] Los fluidos de perforación típicamente se clasifican de acuerdo con su material base. En fluidos de base de aceite, partículas sólidas se suspenden en aceite y agua o salmuera pueden emulsificarse con el aceite. El aceite típicamente es la fase continua. En fluidos de base de agua, partículas sólidas se suspenden en agua o salmuera, y el aceite puede emulsificarse en el agua. El agua típicamente es la fase continua. Fluidos neumáticos son una tercer clase de fluidos de perforación, en donde una corriente de alta velocidad de aire o gas natural retira los cortes de la perforación.

[0003] Los fluidos de perforación basados en aceite, en general se utilizan en la forma de lodos de emulsión inversa. Un lodo de emulsión inversa consiste de tres fases: Una fase oleaginosa, una fase no oleaginosa y una fase de partículas finamente divididas. También se incluyen típicamente emulsificantes y sistemas emulsificadores , agentes de lastre, aditivos para pérdida de fluido, reguladores de alcalinidad y semejantes, para estabilizar el sistema como un todo y para establecer las propiedades de desempeño deseadas . Datos particulares completos pueden encontrarse por ejemplo en el artículo por P. A. Boyd con título "New Base Oil in Low-Toxicity Oil Muds" (Nuevo aceite base empleado en lodos de aceites de baja toxicidad) en la Journal of Petroleum technology (revista de tecnología de Petróleo) 1985, 137 a 142 y en el artículo por R. B. Bennet con título "New Drilling Fluid Technology- ineral Oil Mud" (Nueva tecnología de fluido de perforación-lodo de aceite mineral) en la Journal of Petroleum Technology, 1984,975 a 981 y la literatura ahí citada.

[0004] Es importante que el perforador de pozos subterráneos sea capaz de controlar las propiedades reológicas de los fluidos de perforación. En las industrias de petróleo y gas actual es conveniente que los aditivos trabajen tanto en alta mar como en la costa y en ambientes de agua fresca y salada. Además, ya que las operaciones de perforación impactan en la vida de plantas y animales, los aditivos de fluidos de perforación deberán tener bajos niveles de toxicidad y deberán ser fáciles de manejar y utilizar para minimizar los peligros de contaminación ambiental y lesión a los operadores . Cualquier aditivo de fluido de perforación deberá también proporcionar los resultados deseados, pero al mismo tiempo el aditivo no deberá inhibir el desempeño deseado de otros componentes del fluido de perforación. El desarrollo de estos aditivos ayudará a las industrias de petróleo y gas el satisfacer la necesidad por mucho tiempo establecida por superiores adhesivos de fluido de perforación, que actúan para controlar las propiedades biológicas de los fluidos de perforación.

COMPENDIO

[0005] La materia en la presente descripción en general se dirige a un fluido de perforación formulado para incluir: Un fluido oleaginoso que forma la fase continua un fluido no oleaginoso que forma la fase discontinua, un emulsificador primario que está en concentración suficiente para estabilizar la emulsión inversa; y un modificador de reología seleccionado para lograr sustancialmente el resultado descrito anteriormente. Se prefiere que el modificador de reología sea de una concentración suficiente para lograr el resultado anteriormente descrito y se elige de ácidos grasos policarboxílicos y poliamidas. En una modalidad ilustrativa preferida, el dímero de ácido graso policarboxílico, ácido C12 a C22 graso policarboxílico, trímero de ácido C12 a C22 graso policarboxílico, tetrámero de ácido C12 a C22 graso policarboxílico, mezcla de estos ácidos, así como combinaciones y mezclas de estos y compuestos similares que deberán ser conocidos para una persona con destreza en la técnica. Para otra modalidad ilustrativa, el modificador de reología es una poliamida o mezcla de poliamidas formadas de la reacción de condensación de ácido C12 a C22 graso y di-, tri-, tetra- y penta-etilenpoliaminas y los compuestos similares resultantes que deberán ser conocidos por una persona con destreza en la técnica. Como se notó anteriormente, el fluido oleaginoso empleado en la presente modalidad ilustrativa forma la fase continua y de aproximadamente 30% a aproximadamente 100% en volumen del fluido de perforación y de preferencia se elige de combustible diesel, aceite mineral, aceite sintético, esteres, éteres, acétales, dialquil carbonatos, olefinas asi como combinaciones y mezclas de estos y compuestos similares que deberán ser conocidos por una persona con destreza en la técnica. En otra modalidad ilustrativa, el fluido no oleaginoso constituye la fase discontinua y es aproximadamente 1% a aproximadamente 30% en volumen del fluido de perforación, con fluido no oleaginoso preferido seleccionado de agua fresca, agua de mar, una salmuera que contiene sales orgánicas e inorgánicas disueltas, un liquido que contiene compuestos orgánicos visibles en agua, así como combinaciones y mezclas de estos y compuestos similares que deberán ser conocidos por una persona con destreza en la técnica.

[0006] Un emulsificador primario ilustrativo deberá estar presente en concentración suficiente para estabilizar la emulsión inversa y de preferencia se elige de compuestos que incluyen ácidos grasos, jabones de ácidos grasos, amidoaminas, poliamidas, poliaminas, oleato ésteres tales como mono oleato de sorbitan, dioleato de sorbitan, derivados imidazolina o derivados alcohol y combinaciones o derivados de los anteriores. Mezclas de esos anteriores así como otros emulsificadores , pueden emplearse para esta aplicación, así como combinaciones y mezclas de estos y compuestos similares que deberán ser conocidos por una persona con destreza en la especialidad. En una modalidad ilustrativa, un agente de lastrado o un agente de puenteo se incluyen opcionalmente en el fluido de perforación y en dichas instancias, el agente de lastrado o agente de puenteo se elige de galena, hematita, magnetita, óxido de hierro, illmenita, barita, siderita, celestita, dolomita, calcita, así como combinaciones y mezclas de estos y compuestos similares que deberán ser conocidos por una persona con destreza en la técnica. Como se anotó previamente, los fluidos ilustrativos también pueden incluir componentes convencionales de lodos de perforación de emulsión inversa incluyendo pero no limitados a: gentes de control de perdida de fluido, materiales de reservas alcalinas y otros componentes de fluido de perforación de emulsión inversa convencionales, que deberán ser bien conocidos por una persona con destreza en la técnica.

[0007] Otra modalidad ilustrativa de la materia descrita incluye un fluido de perforación que comprende: Un fluido oleaginoso, que forma la fase continua del fluido de perforación; un fluido no oleaginoso que forma la fase discontinua del fluido de perforación; un emulsificador primario que esté en concentración suficiente para estabilizar la emulsión inversa; una arcilla organofilica; y un modificador de reología, El modificador de reologia que se emplea en la modalidad ilustrativa pueden ser ácidos grasos policarboxílicos, anteriormente anotados. En una modalidad ilustrativa alterna, el modificador de reología es una poliamida como se notó anteriormente. Como se notó previamente, el componente de fluido oleaginoso de la presente modalidad ilustrativa es de aproximadamente 30% a aproximadamente 100% de volumen del fluido de perforación y esta compuesto por un material seleccionado de combustible diesel, aceite mineral, combustible o aceite sintético, esteres, éteres, acétales, di-alquilcarbonatos, olefinas así como combinaciones y mezclas de estos y compuestos similares, que deberán ser conocidos por una persona con destreza en la técnica.

[0008] Similármente, el fluido no oleaginoso empleado en la modalidad ilustrativa es de aproximadamente 1% a aproximadamente 70% en volumen del fluido de perforación y se elige de agua fresca, agua de mar, una salmuera que contiene sales orgánicas o inorgánicas disueltas, un líquido que contiene compuestos orgánicos miscibles en agua, así como combinaciones y mezclas de estos y compuestos similares que deberán ser conocidos por una persona con destreza en la especialidad. Los fluidos ilustrativos también pueden incluir componentes convencionales de lodo de perforación de emulsión inversa, incluyendo pero no limitados a: Agentes de lastrado o puenteo, agentes de control de perdida de fluido, materiales de reserva de álcali, y otros componentes de fluido de perforación de emulsión inversa convencionales, que deberán ser bien conocidos por una persona con destreza en la técnica. Cuando se incluye un agente de lastrado o agente de puenteado, puede seleccionarse de galena, hematita, magnetita, óxido de hierro, illmenita, barita, siderita, celestita, dolomita, calcita asi como combinaciones y mezclas de estos y compuestos similares que deberán ser conocidos por una persona con destreza en la técnica.

[0009] Una persona con destreza en la especialidad también deberá comprender y apreciar que la materia reivindicada incluye el uso de los fluidos aqui descritos durante el taladrado de un pozo subterráneo.

[0010] Estas y otras características se establecen más completamente en la siguiente descripción de modalidades preferidas o ilustrativas de la materia descrita y reivindicada.

DESCRIPCIÓN DE MODALIDADES ILUSTRATIVAS [00011] La presente descripción en general se dirige a fluido de perforación de base aceite, que es útil en la formulación de perforación, terminación y reparación o estímulo de pozos subterráneos, de preferencia pozos de petróleo y gas . Los fluidos también pueden emplearse como fluidos de empaque, fluidos de fracturación y otros usos de perforación similares en donde se desean propiedades de reología plana. La utilidad de los fluidos de perforación y los fluidos de emulsión inversa descrita en este documento deberán ser conocidas por una persona con destreza en la especialidad y se anota en el libro COMPOSITION AND PROPERTIES OF DRILLTNG AND COMPLETION FLUIDS, (COMPOSICIÓN Y PROPIEDADES DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN ? TERMINACIÓN), 5a. Edición, H.C.H. Darley y George R. Gray, Gulf Publishing Company, 1988, los contenidos del cual aqui se incorporan por referencia.

[0012] En una modalidad de la materia descrita, un fluido de perforación se formula para incluir un fluido oleaginoso, un fluido no oleaginoso, un emulsificador primario, y un modificador de reología. Cada uno de estos componentes se describe con mayor detalle a continuación.

[0013] Un fluido oleaginoso es un liquido y más preferiblemente es un aceite natural o sintético sin más preferiblemente el fluido oleaginoso se elige del grupo que incluye combustible diesel; aceite mineral; un aceite sintético tal como poliolefinas , polidiorganosiloxanos, siloxanos u órganosiloxanos; y sus mezclas. La concentración del fluido oleaginoso deberá ser suficiente de manera tal que se forme una emulsión inversa y puede ser menor que a aproximadamen e 99% del volumen de la emulsión inversa. En una modalidad, la cantidad de fluido oleaginoso es de aproximadamente 30% a aproximadamente 95% en volumen y más preferible a aproximadamente 40% a aproximadamente 90% en volumen del fluido de emulsión inversa. El fluido oleaginoso en una modalidad puede incluir una mezcla de olefina interna y alfa olefina. Como se describe en una solicitud de patente copendiente con título "ENVIRONMENTALLY FRIENDLY OLEFIN MIXTURE DRILLING FLUIDS" , (FLUIDOS DE PERFORACIÓN CON MEZCLA DE OLEFINAS AMBIENTALMENTE AMIGABLE) , una combinación de olefinas internas y alfa olefinas puede emplearse para crear un fluido de perforación que tiene un balance de propiedades deseables tales como toxicidad y biodegradabilidad. Específicamente, en una modalidad ilustrativa, una mezcla de una olefina C16.13 interna una olefina C1S_18 interna; una olefina C1S_1S interna y una C16 alfa olefina se elabora con una proporción en peso 5/2/1. 5/1.5 respectivamente. Esto resulta en un fluido oleaginoso que tiene un balance de propiedades de toxicidad y biodegradabilidad .

[0014] El fluido no oleaginoso empleado en la formulación de fluido de emulsión inversa es un liquido y de preferencia un liquido acuoso. Más preferiblemente, el líquido no oleaginoso puede seleccionarse del grupo que incluye agua fresca, agua de mar, una salmueRa que contiene sales disueltas orgánicas y/o inorgánicas, líquidos que contienen compuestos orgánicos miscibles en agua, combinaciones de estos y compuestos similares empleados en la formulación de emulsiones inversas . La cantidad de fluido no oleaginoso típicamente es menor que el límite máximo teórico para formar una emulsión inversa. De esta manera, en una modalidad ilustrativa, la cantidad de fluido no oleaginoso es menor que aproximadamente 70% en volumen y de preferencia de aproximadamente 1% a aproximadamente 70% en volumen. En otra modalidad ilustrativa, el fluido no oleaginoso de preferencia es de aproximadamente 5% a aproximadamente 60% en volumen del fluido de emulsión inversa.

[0015] El emulsificador primario utilizado en la formulación de un fluido de perforación de acuerdo con las enseñanzas de la presente descripción deberá seleccionarse para formar una emulsión inversa útil y estable, conveniente para perforación rotatoria. El emulsificador primario deberá estar presente en una concentración suficiente para formar una emulsión inversa estable que sea útil para perforación rotatoria. En una modalidad ilustrativa, el emulsificador primario se elige de los emulsificadores que han demostrado utilidad en las emulsiones de esta invención, son ácidos grasos, jabones de ácidos grasos, amidoaminas, poliamidas, poliaminas, oleato ésteres tales como mono oleato de sorbitan, dioleato de sorbitan, derivados de imidazolina o derivados de alcohol y combinaciones o derivados de los anteriores . Mezclas de estos materiales así como otros emulsificadores pueden emplearse para esta aplicación. Otros compuestos surfactantes pueden emplearse en conjunto con el emulsificador primario aquí empleado. En estos casos, es importante sin embargo que la cantidad y naturaleza de estos surfactantes suplementarios no deberán de interferir en la habilidad y propiedades dado el fluido de emulsión inversa por el agente de modificación de reología para actuar como aquí se describe .

[0016] El modificador de reología de la presente descripción se utiliza para reducir el incremento en viscosidad es decir aplastar las características biológicas del fluido de perforación sobre un intervalo de temperatura desde aproximadamente 4.44 a 65.6 grados C (40 a aproximadamente 150 grados F) . En una modalidad ilustrativa, el modificador de reologia es un ácido graso policarboxílico . Más preferiblemente, el ácido graso policarboxílico es trimérico y por lo tanto al menos tres grupos carboxílo en la molécula y más preferiblemente el ácido policarboxílico trimérico se deriva de talol u otros ácidos carboxílicos de cadena larga insaturadas similares (es decir, ácidos grasos) que tienen desde 12 a 22 átomos de carbono. Una modalidad particularmente preferida está comercialmente disponible de M-l, de Houston TX como EMI-755. Habrá de notarse que los ácidos grasos policarboxílicos empleados en la presente invención pueden incluir un dímero ácido C12 a C22 graso policarboxílico, trímero ácido C12 a C22 graso policarboxílico, tetrámero ácido C12 a C22 graso policarboxílico, mezclas de estos ácidos.

[0017] En otra modalidad ilustrativa de la presente invención, el modificador de reologia es un modificador de reologia basado en poliamida de propiedad, basado en una mezcla de amidas y aminas comercialmente disponibles de M-l de Houston TX como EMI-756. Cuando el modificador de reologia es una poliamida, la poliamida de preferencia es el producto de reacción de condensación de y un ácido C12-C22 graso y una poliamina seleccionada del grupo que consiste de dietilentriamina, trietilentetramina; y pentaetilentetramina . En general, el producto de condensación se basa en un equivalente de ácido graso por cada equivalente de amina presente en el material de partida amina.

[0018] La concentración del modificador de reología deberá ser suficiente para lograr los resultados de la presente invención. En una modalidad ilustrativa en donde el modificador de reología es un ácido poli-carboxilico trimérico de talol, la concentración de ácido turmérico presente en el fluido de perforación puede estar en el intervalo desde .0454 a 2.268 kg (0.1 a 5 libras) por barril de fluido de perforación y mas preferiblemente es desde aproximadamente .2268 a .9062 kg (0.5 a 2 libras) por barril de fluido. En otra modalidad ilustrativa, la poliamida tiene una concentración mayor a .0454 kg (0.1 Ib) y hasta 2.2628 kg (5.0 Ib) por barril.

[0019] Aunque no se desea estar ligado por ninguna teoría de acción especifica, se considera que los perfiles de reología relativamente planos lo grados por la presente invención son el resultado por la interacción del modificador de reología con los sólidos finos, como arcillas organofílicas y sólidos de baja gravedad presentes en el fluido de perforación. Se considera que la interacción esta algo motivada por la temperatura, de manera tal que la mejora es mayor a superiores temperaturas y más débil a menores temperaturas . Una teoría es que el cambio en temperatura provoca un cambio en la conformación molecular del modificador de reología, de manera tal que a temperaturas superiores, hay más interacciones moleculares y de esta manera superior viscosidad que la que se observa a menores temperaturas. En forma alterna se especula que la absorción/desorción del modificador de reología sobre superficies de los sólidos presentes en el fluido, se relacionan a las propiedades de viscosidad observadas. Independientemente del modo de acción, se ha encontrado que en adición de los modificadores de reología, como se describe aquí, a fluidos de perforación, resulta en las propiedades de viscosidad observadas y descritas a continuación.

[0020] Los fluidos de perforación descritos son especialmente útiles en la perforación, terminación y reparación o estimulación dé "pozos subterráneos—de petróleo y gases. En particular, los fluidos son útiles para formular lodos de perforación y fluidos de terminación para utilizar en pozos de alta desviación -y_ pozos de largo alcance . Estos lodos y fluidos son especialmente útiles en la perforación de pozos horizontales en formaciones que contienen hidrocarburos.

[0021] El método empleado para preparar los fluidos de perforación actualmente descritos, no es critico. Métodos convencionales pueden ser utilizados para preparar los fluidos de perforación de la presente invención en una forma análoga a aquella normalmente empleada para preparar fluidos de preparación basados en aceites convencionales . En un procedimiento representativo, una cantidad deseada de fluido oleaginoso tal como un aceite base y una cantidad adecuada del emulsificador primario se mezclan en conjunto seguido por el agente modificador de reología y los componentes restantes se agregan con mezclado continuo. Una emulsión inversa con base en este fluido puede formarse por agitación vigorosa, mezclado o cizalla del fluido oleaginoso con un fluido no oleaginoso.

[0022] Los fluidos de la presente invención además pueden contener componentes adicionales dependiendo del uso final de la emulsión inversa, siempre que no interfieran con la funcionalidad de los agentes de modificación de reología aquí descritos. Por ejemplo, reserva alcalina, agentes humectantes, arcillas organofílicas, viscosificadores , agentes humectantes, reserve, agentes humectantes, agentes puente y agentes para control de pérdida de fluidos pueden agregarse a las composiciones fluidas de esta invención para adicionarle propiedades funcionales . La adición de estos agentes deberá ser bien conocida por una persona con destreza en la especialidad de formulación de fluidos y lodos de perforació .

[0023] Es convencional en muchas emulsiones inversas el incluir una reserva alcalina de manera tal que la formulación fluida total sea básica (es decir, pH mayor a 7) . Típicamente está en la forma de cal o mezclas alternas de óxidos e hidróxidos alcalinos y alcalinotérreos . Una persona con destreza en la especialidad deberá comprender y apreciar que el contenido de cal de un fluido de perforación variará dependiendo de las operaciones que se realizad y las formaciones que se taladran. Además, habrá de apreciarse que el contenido de cal, también conocido como alcalinidad o reserva alcalina es una propiedad que se mide típicamente de acuerdo con las normas API aplicables que utilizan métodos que deberán ser bien conocidos por una persona con destreza en la técnica de formulación de lodos o fangos .

[0024] Los agentes humectantes que pueden ser adecuados para utilizar incluyen, talol crudo, talol crudo oxidado, fosfato ésteres orgánicos, imidazolinas y amidoaminas modificadas, alquil sulfatos y sulfonatos aromáticos y semejantes, y combinaciones y derivados de estos. Versawet® y Versa et®NS son ejemplos de agentes humectantes comercialmente disponibles fabricados y distribuidos por M-l L.L.C. que pueden emplearse en los fluidos de perforación descritos. Silwet L-77, L-7001, L7605 y L-7622 son ejemplos de surfactantes y agentes humectantes comercialmente disponibles fabricados y distribuidos por Union Carbide Chemical Company Inc.

[0025] Arcillas organofílicas , normalmente arcillas tratadas con amina, pueden ser útiles como agentes que imparten viscosidad en las composiciones fluidas de la materia descrita. La cantidad de arcilla organofílica empleada en la composición deberá ser minimizada para evitar un efecto adverso sobre las propiedades reológicas de los fluidos de perforación de la presente invención. Sin embargo, normalmente el intervalo normal de aproximadamente 0.1% a 6% en peso es suficiente para la mayoría de las aplicaciones. VG-69 y -PLUS son materiales de órgano-arcilla distribuidos por M-I L.L.C. , y Versa-HRP es un material de resina poliamida fabricado y distribuido por M-I L.L.C, que puede ser empleado en los fluidos de perforación reivindicados .

[0026] Agente de lastre o agentes que imparten densidad adecuados para utilizar en los fluidos de perforación descritos incluyen, galena, hematita, magnetita, óxidos de hierro, ilmenita, barita, siderita, celestita, dolomita, calcita, y semejantes. La cantidad de dicho material agregado, de haber, depende de la densidad deseada de la composición final. Típicamente, el material en peso se agrega para resultar en la densidad de fluido de perforación de hasta aproximadamente 2.878 kg/1 (24 libras por galón) . El material en peso se agrega hasta 2.519 kg/1 (21 libras por galón) y mas preferible hasta 2.339 kg/1 (19.5 libres por galón) .

[0027] Agentes de control de pérdida de fluido típicamente actúan al reducir las paredes de la perforación conforme el pozo se perfora. Agentes para control de perdidas de fluido convenientes que pueden encontrar utilidad en esta invención incluyen lignitas modificas, compuestos asfálticos, guilsonita, humatos organofílicos preparados al reaccionar ácido húmico con amidas o polialkylen poliaminas, y otros aditivos de perdida de fluido no tóxicos. Típicamente, agentes para control de pérdida de fluido se agregan en cantidades menores a aproximadamente 10% y de preferencia menores a aproximadamente 5% en peso del fluido.

[0028] Los siguientes ejemplos se incluyen para demostrar modalidades preferidas de la materia reivindicada. Habrá de apreciarse por aquellos con destreza en la especialidad que las técnicas y composiciones descritas en los ejemplos que siguen representan técnicas descubiertas por los inventores para funcionar bien y de esta manera puede considerarse que constituyen modos de práctica preferidos. Sin embargo, aquellos con destreza en la especialidad habrán de, a la luz de la presente descripción apreciar que muchos cambios pueden realizarse en las modalidades específicas que se describen y aun obtener un resultado semejante o similar sin alejarse del alcance de la materia reivindicada .

Información General Relevante a los Ejemplos

[0029] Estas pruebas se realizaron de acuerdo con los procedimientos en el boletín API RP 13B-2, 1990. Las siguientes abreviaturas en ocasiones se emplean para describir los resultados de la presente invención.

[0030] "PV" es viscosidad plástica, es una variable empleada en el cálculo de características de viscosidad de un fluido de perforación, medida en unidades de centipoise (cp) .

[0031] »yp» es el punto de cadencia, que es otra variable utilizada en el cálculo de características de viscosidad de fluidos de perforación, medido en libras por 100 pies cuadrados (lb/100ft2 [*48.86 kg / cm2] ) .

[0032] "AV" es viscosidad aparente, que es otra variable empleada en el cálculo de característica de viscosidad de fluido de perforación, medida en unidades centipoise (cp) .

[0033] "GELS" es una medida de las características de suspensión, o las propiedades tixotrópicas de un fluido de perforación, medidas en libras por 100 pies cuadrados lb/100 ft2 [*48.86 kg / cm2] ) .

[0034] "API F.L." es el término empleado para perdida de filtrado API en mililitros (mi) .

[0035] "HTHP" es el término empleado para perdida de fluido con alta presión, alta temperatura, medida en mililitros (mi) de acuerdo con el boletín API P 13 B-2, 1990.

[0036] Los componentes de los fluidos de perforación reivindicados incluyen fluido oleaginoso, un fluido no oleaginoso, un empaque emulsificador y un modificador de reología. Otros productos químicos empleados para constituir el sistema son básicamente los mismos que aquellos típicamente empleados para formular sistemas de fluido de perforación inversa convencionales. Una descripción de los componentes individuales se da a continuación :

[0037] EMI 595 - es el emulsificador principal es una amidoamina que tiene química y estructura diseñadas para minimizar las interacciones con los sólidos de formación y de perforación. La concentración recomendad es 7-8 ppb, pero puede usarse en concentraciones que varían de 5 a 10 ppb. Sin embargo, superiores concentraciones pueden resultar en un efecto menor de adelgazamiento en la reología. El producto esta comercialmente disponible de Champion Chemicals y/o M-1 LLC.

[0038] EMI-157 - es un agente humectante basado en ácido oleico y se utiliza como emulsificador secundario. La concentración recomendada es 1-2 ppb. Concentraciones sobre 2 ppb deberán ser sometidas a pruebas piloto para incremento de reología y de carácter de lustre brillantez o radiancia del sistema. El producto esta comercialmente disponible de M-I LLC.

[0039] EMI-755 - es un modificador de reología basado en ácido trímero . El perfil de reología plana se genera utilizando este modificador de reología. El compuesto se considera que mejora la reología de extremo bajo y punto de cedencia, al interactuar con sólidos finos tales como órgano arcilla y sólidos de baja gravedad. La interacción parece ser dependiente de la temperatura de manera tal que la mejora es mayor a superior temperatura y más débil a más baja temperatura. Se considera que la interacción puede deberse a un cambio de la conformación del ácido trímero con la temperatura, tal que pueda abrir mas a altas temperaturas, de esta manera generando mas viscosidad que a bajas temperaturas; o debido a absorción/desorción de las superficies de los sólidos. La mejora en reología de extremo bajo y punto de cadencia puede ser afectada por la cantidad de órgano arcilla y sólidos de baja gravedad finos en el sistema. Una gran cantidad de órgano arcillas o sólidos de baja gravedad finos tiende a provocar un mayor incremento en estas propiedades y un perfil más plano. Cuando se utiliza este compuesto como el modificador de reología, es mejor mantener el contenido de sólidos bajo en gravedad en el intervalo de 2-4%. La concentración recomendada es de 0.1 hasta 5.0 ppb y de preferencia 1-2 ppb.

[0040] EMI-756 - es un viscosificador o agente que imparte viscosidad basado en poliamida y modificador de reologla que puede emplearse para incrementar la viscosidad y mejorar el control de sedimentación del sistema de reología plana cuando se requiere. Este viscosificador es químicamente diferente del modificador de reología basado en ácido trímero, de esta manera interactúa con sólidos de forma diferente. Este polímero puede generar alta viscosidad cuando se agrega a un sistema que contiene una cantidad moderada a grande de sólidos de baja gravedad, por lo tanto es altamente recomendada la prueba piloto antes de su adición. La concentración recomendada es de aproximadamente 0.1 hasta 5.0 ppb y preferentemente 0.25-1.0 ppb.

[0041] EMI-711 - es un agente de adelgazamiento que puede emplearse para reducir la reología total del sistema sin cambiar significativamente el perfil de reologla plana. Debido a su potencia, EMI-711 deberá ser sometido a prueba piloto antes de agregar al sistema activo. Típicamente, un nivel de tratamiento de 0.25 ppb o menos es un buen punto de partida.

[0042] VG Plus - esta órgano arcilla se utiliza en una cantidad mínima para proporcionar cierto cuerpo y viscosidad para adecuada suspensión de barita y estructura de gel . Típicamente, 1-2 ppb de esta órgano arcilla deberá ser suficiente para este propósito. Para aplicaciones a alta temperatura o para control de sedimentación de partículas de barita en el anillo, otras órgano arcillas tales como Bentone 42 y VG Supreme, pueden emplearse para reemplazar VG Plus . VG Plus puede agregarse en la forma de pre-mezcla durante el taladrado para mantener el perfil de reologia plano. VG-Plus, está comercialmente disponible de M-l LLC.

[0043] EcoTrol - es un agente para el control de pérdida de fluido. Concentración típica requerida es 0.5-1.0 ppb para sistemas de reologia plana. La temperatura y cizalla tienen a facilitar la dispersión y solubilización de este producto en el sistema. EcoTrol está comercialmente disponible de M-l LLC.

Ejemplo It Formulación y Propiedades de Lodo Base

[0044] La composición y mezclado de tres fluidos de reologia plana con lastre de lodo en el intervalo de 11.0 ppg a 15.6 ppg se muestran en la tabla 1 como una ilustración. El mezclado de la formulación de fluidos de perforación no es significativamente diferente de lo procesado para mezclar otros fluidos de emulsión inversa. Estos procesos deberán ser bien conocidos por una persona con destreza en la técnica de formulación de fluidos de perforación. Sin embargo, debido a los ejemplos de estabilizantes por cizalla, temperatura y sólidos de perforación no están disponibles en la planta de mezclado, las propiedades iniciales de un fluido de emulsión inversa recientemente preparado pueden ser bastante diferente de un lodo en campo utilizado. Para asegurar que las propiedades iniciales de EMS 4000 se aproximen a sus propiedades estabilizadas, la estabilidad de emulsión del fluido también requiere ser supervisada a menudo para asegurar que sea haya aplicado suficiente cizalla. Para mantener un perfil de reología bajo y plano, la proporción S/W, cantidades de órgano arcilla y modificadores de reología se ajustaron ligeramente con el peso del lodo.

Tabla 1. Composición de sistema de reología plana de diferente proporción de sintético/agua y peso de lodo. El orden recomendado de mezclado es el mismo que el orden en que los productos se citan. ii.o ppg 13.0 ppg 15.6 ppg Relación S/W 70/30 75/25 80/20 1. Base (Mezcla IO/AO) , 0.5714 0.5600 0.5278 bbls 2. VG Plus , ppb 2 1 0.75 3. Cal , ppb 3 3 3 11.0 ppg 13.0 ppg 15.6 ppg 4. EMI-595, ppb 7 7 7 5. MI-157, ppb 2 1.5 2 6. salmuera CaCl2, bbls 0.2571 0.2023 0.1428 (20%) (25%) (25%) 7. EcoTrol , ppb 0.5 0.5 0.5 8. Barita, ppb 185 290 442 9. EMf-755, ppb 2 2.5 1.7

[0045] Las propiedades reologicas y de pérdida de fluido HTHP de los fluidos de reología plana anteriores después de laminado caliente se ilustran en la tabla 2. Para demostrar el perfil de reologla plana, la reologia de los fluidos se mide utilizando el viscómetro Fann 35A a 4.44, 21.1 y 37.78 grados C (40, 70, y 100 grados F) , o 4.44, 37.78 y 65.6 grados C (40, 100 y 150 grados F) después de laminar en caliente a 37.78 o 65.6 grados C (100 o 150 grados F) por 16 horas, respectivamente. Ya que el fluido de 11.0 ppg se lamina en caliente solo a 37.78 grados C (100 grados F) , la medición a 65.6 grados C (150 grados F) se consideró irrelevante .

Tabla 2. Propiedades de fluidos de reología plana típicos después de laminado en caliente (AHR = after hot rolling) a las temperaturas indicadas . 11.0, AHR a 37.78 13.00 ppg, AHR a 15.6 ppg AHR a 65.6 grados C (loo 65.6 grados C grados C (iso grados F) (150 grados F) grados F) Reolo4.44 21.1 37.78 4.44 37.78 65.61 4.44 37.78 65.61 gía a C C C C G C C C C (40 (70 (100 (40 (100 (150 (40 (100 (150 F) F) F) F) F) F) F) F) F) 600 104 73 60 106 62 45 128 65 50 300 59 41 35 62 38 30 72 37 31 200 43 31 27 46 29 25 53 28 25 100 27 20 20 29 20 19 31 19 18 6 10 10 12 9 11 11 8 8 10 3 9 9 12 8 10 10 7 8 9 PV 45 32 25 44 24 15 56 28 19 11.0, AHR a 37.78 13.00 ppg, AHR a 15.6 ppg AHR a 65.6 grados C (100 65. S grados C grados C (150 grados F) (150 grados F) grados F) Reolo- 4.44 21.1 37.78 4.44 37.78 65.61 4.44 37.78 65.61 gía a C C C C C C c C C (40 (70 (100 (40 (100 (150 (40 (100 (150 F) F) F) F) F) F) F) F) F) YP 14 9 10 18 14 15 16 9 12 10" Gel 14 15 15 13 13 10 11 11 11 10' Gel 22 21 22 22 17 14 20 18 20 ES 290 670 520 HPEPL 5.6 a 93.3 grados 5.2 a 121.1 grados 14.2 a 121.1 grados C (200 grados F) C (250 grados F) C (250 grados F)

[0046] Al revisar los datos ilustrativos anteriores, una persona con destreza en la técnica habrá de notar la reologia similar exhibida a pesar de diferentes pesos de lodo. Además, habrá de notarse que mientras que hubo un ligero cambio en reología de la formulación de lodo, el cambio es menos sustancial que un lodo comparable sin el beneficio de los modificadores de reologxa aquí descritos.

Ejemplo 2; Efectos de Contenidos de Organo Arcilla y Modificador de Reología

[0047] Debido a que se produjeron las propiedades de reología plana a partir de la interacción del modificador de reología y órgano arcillas, es necesario investigar los efectos del modificador de reología como una fusión de los contenidos de órgano arcilla. Una revisión de los datos resultantes ilustra el cambio de propiedades reológicas como una funsión del contenido de órgano arcilla (C) y modificador de reología ( M = rheology modifier) . Para facilitar una comparación directa, una comparación gráfica es útil siempre que la escala vertical se ajuste a lo mismo en todas las tres gráficas. Una persona con destreza en la técnica deberá notar en los datos ilustrativos anteriores que una tendencia a incrementar propiedades al incrementar el contenido de órgano arcilla y modificador de reología. Con base en los datos iniciales , se concluyó que la formulación de sistema más efectiva sería aquella que contenga 1-2 ppb de órgano arcillas, 5-8 ppb de emulsificado , 1-2 ppb de agente humectante, 1-2 ppb de modificador de reología y 0.5-1 ppb de agente para control de pérdida de fluido .

Ejemplo 3; Efectos de Solidos, Agua de Mar y Contaminación de Cemento.

[0048] Utilizando fluido 13.0 ppg como un ejemplo, la retención de la propiedad reologica plana del sistema en el caso de sólidos de perforación, agua marina y contaminación de cemento, se ilustra en la tabla 3. Debido a que el sistema o es 100% inerte a la contaminación, algunos cambios en propiedades reológicas ocurren después de que se agrega cada contaminante, cuando se comparan con el lodo base libre de contaminantes . Un cambio notable es el incremento en la resistencia de gel de 10 minutos después de contaminación de sólidos . Este incremento se atribuye a la interacción del modificador de reología y los sólidos de baja gravedad.

Tabla 3. Efectos de sólidos, agua de mar, contaminación de cemento en un lodo de reologia plano de 13 ??9· Ha que notar que el perfil de reología plana se retiene después de la contaminación, a pesar de algunos cambios notables en reologia.

Lodo Base 13.0 ppg Base + 35 ppb de Arcilla OCMA Reología 4.44 37.78 65.61 4.44 37.78 65.61 a grados grados grados grados grados grados C (40 C (100 C (150 C (40 C (loo C (150 grados F) grados grados grados F) grados grados F) F) F) F) 600 106 62 45 149 90 73 300 62 38 30 88 59 52 200 46 29 25 66 48 43 100 29 20 19 43 36 34 6 9 11 11 16 21 20 3 8 10 10 14 20 20 PV 44 24 15 61 31 21 YP 18 14 15 27 28 31 10" Gel 13 13 10 22 26 24 10' Gel 22 17 14 36 35 32 Lodo Base 13.0 ppg Base + 35 pp£> de Arcilla OCMA Reología 4.44 37.78 S5.S1 4.44 37.78 65.61 a grados grados grados grados grados grados C (40 C (loo C (150 C (40 C (íoo C (150 grados F) grados grados grados F) grados grados F) F) F) F) ES - - 670 - - 660 HTHP a 5.2 5.8 121.1 grados C (250 grados F) (CONT: TABLA 3) Base + Agua de Mar al 10% Base + 10 pp> de Cemento Ciase G Reología 4.44 37.78 65.61 4.44 37.78 65.61 a grados grados grados grados grados grados C C (40 C (100 C (150 C (40 C (100 (150 grados grados F) grados grados grados F) grados F) F) F) F) 600 130 71 55 115 62 44 300 76 4S 37 65 36 29 200 57 37 31 49 28 23 100 38 28 23 31 19 17 6 13 16 11 9 10 9 3 12 15 10 8 9 8 PV 54 25 18 50 26 15 YP 22 21 19 15 10 14 10" Gel 19 17 11 15 12 9 10' Gel 21 18 16 21 17 12 Base + Agua de Mar al 10% Base + 10 ppb de Cemento Clase G Reología 4.44 37.78 65.61 4.44 37.78 65.61 a grados grados grados grados grados grados C C (40 C (100 C (150 C (40 G (100 (150 grados grados F) grados grados grados F) grados F) F) F) F) ES - - 230 - - 630 HTHP FL 4.5 4 a 121.X grados C (250 grados F) revisar los datos ilustrativos anteriores, una persona con destreza en la técnica deberá comprender y apreciar que en una comparación de la lectura 6-rpm, YP, y resistencia de Gel 10' de arcilla o OCMA, agua de mar y fluidos contaminados con cemento con lodo base, la propiedad de reología plana original es más o menos retenida después de contaminación.

[0050] Pruebas de contaminación similares también se han conducido utilizando la formulación del lodo 11.0 ppg. Debido a la superior órgano-arcilla en la formulación, la contaminación de sólido resultó en un incremento mayor en reologia. Sin embargo, cuando el sistema se diluyó adecuadamente con una pre-mezcla para mantener el peso de lodo original, la reologia regresó al intervalo deseado. Cambios reológicos ilustrativos del sistema 11.0 ppg antes y después de la contaminación de sólidos y dilución, se dan en la Tabla 4.

Tabla 4. Propiedades reológicas del sistema 11.0 ppg después de contaminación de sólidos y dilución al 10% con un fluido base no pesado que tiene una proporción 80/20 S/W.

Base AHR 11. 0, ppg Base + 35 ppb de Base + 35 ppb a 21 .1 grados C Arcilla AHR OCMA a arcilla OCMA + (100 grados F) 21.1 grados C (100 Dilución de grados F) premezcla al 10%* Reolo4.44 21.1 37.78 4.44 37.78 65.61 4.44 37.78 65.61 gia a C C C C C C C C c (40 (70 (100 (40 (100 (150 (40 (100 (150 F) F) F) F) F) F) F) F) F) 600 106 72 59 162 113 92 119 90 77 300 59 39 34 94 70 62 69 55 50 200 43 29 26 71 56 51 52 44 41 Base AH 11.0, ppg Base + 35 ppb de Base + 35 ppb a 21.1 grados C Arcilla AHR OCMA a arcilla OCMA + (100 grados F) 21.1 grados C (100 Dilución de grados F) premezcla al 10%* Reolo- 4.44 21.1 37.78 4.44 37.78 65.61 4.44 37.78 65.61 gía a C C C C C C C C c (40 (70 (100 (40 (100 (150 (40 (100 (150 F) F) F) F) F) F) F) F) F) 100 26 20 18 47 40 40 34 31 31 6 9 9 11 21 25 28 15 17 20 3 8 9 10 21 24 27 15 17 20 PV 47 33 25 68 43 30 50 35 27 YP 12 6 9 26 27 32 19 20 23 10" Gel 14 13 13 31 32 33 24 25 26 10' Gel 20 18 17 42 40 42 36 37 36 ES 290 540 530 * remezcla : base 80/20 que contiene 1 ppb VG Plus, 3 ppb Cal, 7 ppb EMI-595, 2 ppb MI-157 y 1 ppb EMI-755

[0051] Una persona con destreza en la técnica deberá de apreciar que los resultados de prueba ilustrativos anteriores indican que para la prueba en campo, las propiedades del sistema pueden mantenerse con dilución adecuada. El tratamiento con una pequeña cantidad de adelgazador puede utilizarse para reducir adicionalmente la reologia.

Ejemplo 4; Adición de Cal

[0052] Mientras que se prueba el fluido de perforación de 11 ppg formulado como se describe aquí, se notó que el perfil de reologia plana es más aparente después de termoañej amiento que antes de termoañej amiento, indicando que el tiempo y la temperatura pueden ser factores importantes que pueden estabilizar las propiedades planas . Para la mayoría de las aplicaciones en donde la temperatura en el fondo de la perforación está sobre 65.61 grados C (150 grados F) , el sistema fluido deberá estabilizarse después de unos cuantos días de perforación. Sin embargo, en pozos con una baja temperatura en el fondo de la perforación y corta longitud de sección, la propiedad de reologia plana puede no ser completamente desarrollada y estabilizada. De esta manera, puede ser necesario lograr la reologia plana aquí descrita con un fluido recientemente preparado. En el proceso de intento de estabilizar la propiedad reológica plana de fluido recientemente preparado, se notó que la adición de cal puede ayudar en lograr esta meta.

[0053] La Tabla 5 muestra las propiedades de dos fluidos 11.0 ppg (A y B) que se mezclaron bajo condiciones similares con composición de lodo similar. La única diferencia es que el segundo fluido (B) tiene .454 kg (una libra) extra de cal agregada al final del mezclado .

Tabla 5. La adición de .454 kg (una libra) extra de Cal al final del mezclado, tiende a estabilizar el perfil de reología plana antes de termoañej amiento . A ambos fluidos A y B tienen la misma composición del lodo excepto el contenido de Cal . llppg-A 11-ppg A, AHR Reología en .44 C 21.1 37.78 4.44 C 21.1 C 37.78 (40 F) C (70 C (100 (40 F) (70 F) C (100 F) F) F) 600 121 98 76 104 73 60 300 82 69 52 59 41 35 llppg-A 11-ppg A, AHR Reologla en 4.44 C 21.1 37.78 4.44 C 21.1 C 37.78 (40 F) C (70 C (100 (40 F) (70 F) C (100 F) F) F) 200 68 56 43 43 31 27 100 50 42 32 27 20 20 6 21 18 14 10 10 12 3 18 16 12 9 9 12 PV 39 29 24 45 32 25 YP 43 40 28 14 9 10 10" Gel 18 16 14 14 15 15 10' Gel 21 20 17 22 21 22 ES 280 290 (CONT: TABLA 5) 11 ppg-B 11 ppg-B, AHR Reología 4.44 S C 21.1 C 37.78 C 4.44 C 21.1 C 37.78 C a (40 F) (70 F) (100 F) (40 F) (70 F) (100 F) 600 98 78 63 107 73 60 300 57 47 42 60 41 35 200 43 37 34 45 3 0 27 100 29 27 26 29 21 2 0 6 13 16 17 10 9 12 3 12 15 15 9 8 11 PV 41 31 21 47 32 25 YP 16 16 21 13 9 10 10" Gel 18 19 18 13 15 15 10' Gel 25 25 25 23 23 22 ES 310 370

[0054] Al revisar una persona con destreza en la especialidad, habrá de apreciar que el .454 kg (una libra) extra de Cal agregada al final del mezclado, el segundo fluido exhibe el perfil de reología plana deseado antes de laminado en caliente. Sin embargo, después de termoañej ar a 21.1 grados C (100 grados F) ambos fluidos mostraron reología casi idéntica, indicando que el efecto de agregar Cal se afecta algo por el proceso de termoañej amiento .

[0055] Se considera que el tratamiento con Cal puede emplearse para equipar al fluido recientemente preparado con la propiedad de reología plana cuando dicha propiedad se requiere en la planta de mezclado. También se considera que el cemento probablemente tendrá un efecto bastante semejante en el sistema, cuando se utiliza un fluido recientemente preparado para perforar cemento. De esta manera, si el lodo recientemente preparado se planea para perforar cemento, dicho tratamiento puede ser no requerido en la planta de mezclado.

Ejemplo 5: Efectos de Adelgazador y Agente Humectante

[0056] Aunque el sistema de reología plana s diseña para operar más eficientemente con un baj contenido de sólidos perforados (2-4%) , a menudo pued ser necesario tratar el sistema con un adelgazador o agente humectante para reducir la viscosidad total y resistencia de gel del sistema, tal como antes de pasar las cajas o ademes. Datos ilustrativos de los efectos de diferentes adelgazador y agentes humectantes en la reologia de un sistema EMS 4000 13 ppg cargado con 50 ppb de arcilla OCMA, se han evaluado y muestran los efectos de diferentes adelgazadores y agentes humectantes en la propiedad de reologia plana de un EMS 4000 13 ppg. El lodo base contiene 50 ppb de arcilla OCMA como sólidos de perforación. Los adelgazadores más efectivos son NovaThin y EMI-711. Agentes humectantes tales como MI-157 y NovaWet actualmente provocan algo de incremento en reologia. VersaWet mostró menor impacto en la reologia.

[0057] Con base en los resultados de prueba, una persona con destreza en la técnica habrá de apreciar que NovaThin y EMI-711 proporcionan muy buenos efectos de adelgazamiento, mientras que agentes humectantes mostraron algunos incrementos en reologia. Debido al poderoso efecto adelgazante de EMI-711, la prueba piloto deberá conducirse antes de que se lleve a cabo la adición del producto en el equipo .

Ejemplo 6; Sedimentación en anillo de barita

[0058] Para aplicaciones de alcance extendido, la sedimentación en anillo de barita puede provocar diversos problemas potenciales. Un sistema de reología plana de 13.0 ppg se . ha probado para control de sedimentación en anillo de varita utilizando un probador de bucle con flujo de sedimentación en anillo.

[0059] Aproximadamente 10.6 L (2.8 galones) de prueba se circulan en el bucle de flujo que consiste de un tubo de prueba de plástico (5.08 cm (2" ID x 182.9 cm (6' pies) de largo), una bomba de circulación de un densitómetro . El tubo de plástico puede ajustarse en ángulos que varían desde la vertical (0 grados) a la horizontal (90 grados) . Dentro del tubo de plástico, una varilla de acero se utiliza para simular la sarta de perforación y puede girarse a velocidad que varían desde 0 a 225 rpm. Para evaluación de sedimentación en anillo de barita, la prueba normalmente se realiza a una inclinación de 60 grados con velocidades de bombeo variantes (desde 7.62 a 56.79 metros por minuto) 25 a 185 fpm (de velocidad anular) y rotaciones de tubo (de 0 a 225 rpm) . Cambios de peso del lodo debido a combadura/sedimentación de varita u otro agente de lastre en el tubo de prueba se determinan por el densitómetro bajo condiciones de circulación. Después de la prueba de sedimentación en anillo, los datos de peso del lodo se corrigen a una temperatura constante de 48.9 grados C (120 grados F) para comparación.

[0060] Al revisar los datos resultantes, una persona con destreza en la técnica habrá de apreciar que las curvas de sedimentación en anillo son gráficas de cambios en peso del lodo (primordialmente caída de peso del lodo) que se observan dentro de la prueba de 200 minutos. El lodo base trabajado sin arcilla OCMA, que no se ilustra, tiene una mayor caída de peso de lodo debido a su perfil de reología relativamente bajo. Después de agregar arcilla OCMA, sin embargo, la sedimentación en anillo de barita se minimizó significativamente debido a un incremento en reología. Algún efecto estabilizante se indica por la curva desnivelada.

[0061] El sistema se trazó con 1.0 ppb de EMI-756 y volvió a probar. Al revisar una persona con destreza en la técnica habrá de notar que una reducción adicional en sedimentación en anillo de barita se observa con el tratamiento, que solo provoca incremento del 15-20% en reología.

[0062] En vista de la descripción anterior, una persona con destreza ordinaria en la técnica habrá de comprender y apreciar que una modalidad ilustrativa de la materia reivindicada incluye un fluido de perforación formulado para incluir: un fluido oleaginoso que forma la fase continua; un fluido no oleaginoso que forma la fase discontinua, un emulsificador primario, que está en concentración suficiente para estabilizar la emulsión inversa; y un modificador de reología seleccionado para lograr sustancialmente el resultado descrito anteriormente. Se prefiere que el emulsificador de reología tenga una concentración suficiente para lograr el resultado descrito anteriormente y se elige de ácidos grasos policarboxílicos y poliamidas. En una modalidad ilustrativa preferida, el modificador de reología se elige del grupo que consiste de un dímero ácido C12 a C22 graso poli-carboxílico, trímero acido C12 a C22 graso policarboxílico, tetrámero, ácido C12 a C22 graso policarboxílico, mezcla de estos ácidos y poliamida en donde la poliamida es el punto de reacción de condensación de ácido C12-C22 graso y una poliamina seleccionada del grupo que consiste de dietilentriamina, trietilentetramina y pentaetilentetramina. Como se notó anteriormente, el fluido oleaginoso empleado en la presente modalidad ilustrativa forma la fase continua y es aproximadamente 30% a aproximadamente 100% en volumen del fluido de perforación y de preferencia se elige de combustible diesel, aceite mineral, aceite sintético, esteres, éteres, acétales, di-alquilcarbonatos , olefinas, así como combinaciones y mezclas de estos y compuestos similares que deberán ser conocidos por una persona con destreza en la técnica. En otra modalidad ilustrativa, el fluido no oleaginoso constituye la fase discontinua y es aproximadamente 1% a aproximadamente 70% en volumen del fluido de perforación, con el fluido no oleaginoso preferido que se elige de agua fresca, agua de mar, una salmuera que contiene sales disueltas orgánicas o inorgánicas, un líquido que contiene compuestos orgánicos miscibles en agua, así como combinaciones y mezclas de estos compuestos similares que deberán ser conocidos por una persona con destreza en la técnica.

[0063] Un emulsificador primario ilustrativo deberá estar presente en concentración suficiente para estabilizar la emulsión inversa y de preferencia se elige de compuestos que deberán ser conocidos por una persona con destreza en la técnica. En una modalidad ilustrativa, un agente de lastre o un agente de fuente se incluyen opcionalmente en el fluido de perforación y en dichos casos, el agente de lastre o agente puente se elige de galena, hematita, magnetita, óxidos de hierro, illmenita, barita, siderita, celestita, dolomita, calcita así como combinaciones y mezclas de estos y compuestos similares que deberán ser conocidos por una persona con destreza en la técnica. Como se anotó previamente, los fluidos ilustrativos también pueden incluir componentes convencionales de lodos de perforación de emulsión inversa, incluyendo pero no limitados a: agentes para control de pérdida de fluido, materiales de reserva alcalina, y otros componentes de fluidos de perforación en emulsión inversa que deberán ser bien conocidos por una persona con destreza en la especialidad.

[0064] Otra modalidad ilustrativa de la materia descrita incluye un fluido de perforación que comprende: un fluido oleaginoso, que forma la fase continua del fluido de perforación; un fluido no oleaginoso, que forma la fase discontinua del fluido de perforación; un emulsificador primario que está en concentración suficiente para estabilizar la emulsión inversa; una arcilla organofílica; y un modificador de reología. El modificador de reología que se emplea en la modalidad ilustrativa puede seleccionarse del grupo que consiste de un dímero ácido C12 a C22 graso policarboxilico, trímero ácido C12 a C22 graso policarboxilico, tetrámero ácido C12 a C22 graso policarboxilico, mezclas de estos ácidos y poliamida en donde la poliamida es el producto de reacción de condensación de un ácido C12-C22 graso y una poliamina seleccionada del grupo que consiste de dietilentriamina, trietilentetramina; y pentaetilentetramina. Cuando una poliamida se utiliza en una modalidad ilustrativa, la poliamida es el producto de condensación de un mol de dietilentriamina y tres moles de ácido C12-C22 graso. Como se anotó previamente el componente fluido oleaginoso de la presente modalidad ilustrativa es de aproximadamente 30% a aproximadamente 100% en volumen del fluido de perforación y está compuesto por un material seleccionado de combustible diesel, aceite mineral, aceite sintético, esteres, éteres, acétales, di-alquilcarbonatos , olefinas, asi como combinaciones y mezclas de estos y compuestos similares que deberán ser conocidos por una persona con destreza en la técnica. Similarmente, el fluido no oleaginoso empleado en la modalidad ilustrativa es de aproximadamente 1% a aproximadamente 70% en volumen del fluido de perforación y se elige de agua fresca, agua de mar, una salmuera que contiene sales disueltas orgánicas o inorgánicas, un líquido que contiene compuestos orgánicos miscibles en agua, así como combinaciones y mezclas de estos y compuestos similares que deberán ser conocidas por una persona con destreza en la técnica. Los fluidos ilustrativos también pueden incluir componentes convencionales de lodos de perforación de emulsión inversa, incluyendo pero no limitados a: agentes de lastre o puente, agentes para control de pérdida de fluido, materiales de reserva alcalinos, y otros componentes fluidos de perforación de emulsión inversa convencionales que deberán ser bien conocidos por una persona con destreza en la técnica. Guando se incluye un agente de lastre o agente puente, puede seleccionarse de galena, hematita, magnetita, óxido de hierro, illmenita, barita, siderita, celestita, dolomita, calcita, así como combinaciones y mezclas de estos y compuestos similares que deberán ser conocidos por una persona con destreza en la técnica.

[0065] Una persona con destreza en la técnica también habrá de comprender y apreciar que la materia reivindicada incluye el uso de fluidos aquí descritos durante la perforación de un pozo subterráneo. En una modalidad ilustrativa tal de un método de perforación rotatoria de un pozo subterráneo utilizando un fluido de perforación, la mejora incluye utilizar un fluido de perforación que incluye: un fluido oleaginoso, un fluido no oleaginoso, un emulsificador primario, una arcilla organofílica; y un modificador de reología. El fluido oleaginoso forma la fase continua y el fluido no oleaginoso forma la fase discontinua del fluido de perforación. El fluido oleaginoso es de aproximadamente 30% a aproximadamente 100% en volumen del fluido de perforación y está compuesto de un material seleccionado de combustible diesel, aceite mineral, aceite sintético, ésteres, éteres, acétales, di-alquilcarbonatos , olefinas, así como combinaciones y mezclas de estos y compuestos similares que deberán ser conocidos por una persona con destreza en la técnica. El fluido no oleaginoso comprende de aproximadamente 1% a aproximadamente 70% en volumen del fluido de perforación y el fluido no oleaginoso se elige de agua fresca, agua de mar, una salmuera que contiene sales disueltas orgánicas o inorgánicas, un liquido que contiene compuestos orgánicos miscibles en agua así como combinaciones y mezclas de estos y otros fluidos que deberán ser conocidos por una persona con destreza en la especialidad. El emulsificador primario deberá estar en concentración suficiente para estabilizar la emulsión inversa y puede seleccionarse de combinaciones y mezclas de estos y otros fluidos que deberán ser conocidos por una persona con destreza en la técnica. Las características de reología plana del fluido se imparten sustancialmente por la inclusión del modificador de reología, que se elige de ácidos grasos poli carboxílicos y poli amidas. En una modalidad ilustrativa, el ácido graso poli carboxílico es una mezcla de ácidos poli carboxílicos agregados en concentración suficiente, de manera tal que la concentración de ácido graso poli carboxílico trimérico en el fluido de perforación es mayor que .0454 kg (0.1 Libra) por barril y hasta 2.268 kg (5.0 libras) por barril. Otra modalidad ilustrativa utiliza una poli amida como el modificador de reología, que es el producto de condensación de un mol de dietilentriamina y tres moles de ácido C12-C22 graso así como combinaciones y mezclas de estos y otros compuestos que deberán ser conocidos por una persona con destreza en la técnica. Como se notó previamente, los fluidos ilustrativos también pueden incluir componentes convencionales de lodos de perforación de emulsión inversa, incluyendo pero no limitados a: agentes de lastre o puente, agentes de control de pérdida de fluido, materiales de reserva alcalina y otros componentes fluidos de perforación de emulsión inversa convencionales que deberán ser conocidos por una persona con destreza en la técnica.

[0066] Mientras que los aparatos, composiciones y métodos anteriormente descritos se han descrito en términos de modalidades preferidas o ilustrativas será aparente por aquellos con destreza en la técnica que pueden aplicarse variaciones al proceso aquí descrito sin apartarse del concepto y alcance de la materia reivindicada. Todos estos sustituyentes y modificaciones similares aparentes para aquellos con destreza en la técnica se consideran dentro del alcance y concepto de la materia como se establece en las siguientes reivindicaciones .

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un fluido de perforación caracterizado porque comprende un fluido oleaginoso, en donde el fluido oleaginoso es la fase continua del fluido de perforación; un fluido no oleaginoso, en donde el fluido no oleaginoso es la fase discontinua del fluido de perforación; un emulsificador primario, en donde el emulsificador primario está en concentración suficiente para estabilizar la emulsión inversa; un modificador de reología, en donde el modificador de reología se elige el grupo que consiste de un dímero ácido C12 a C22 graso poli carboxílico, trímero ácido C12 a C22 graso poli carboxílico, tetrámero ácido C12 a C22 graso poli carboxílico, mezclas de estos ácidos, y poliamida en donde la poliamida es el producto de reacción de condensación de un ácido C12 a C22 graso y una poliamina seleccionar el grupo que consiste de dietilentriamina, trietilentetramina; y pentaetilentetramina .

2. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el ácido graso poli carboxílico es una mezcla de ácidos poli carboxílicos agregados en concentración suficiente de manera tal que la concentración de ácido graso poli carboxílico trimérico en el fluido de perforación es mayor que .0454 kg (0.1 libra) por barril y hasta 2.268 kg (5.0 libras) por barril.

3. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido oleaginoso comprende desde aproximadamente 30% hasta aproximadamente 100% en volumen del fluido de perforación y el fluido oleaginoso es un material seleccionado el grupo que consiste de combustible diesel, aceite mineral, aceite sintético, ésteres, éteres, acétales, di-alquilcarbonatos , olefinas, y sus combinaciones.

4. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido no oleaginoso comprende desde aproximadamente 1% hasta aproximadamente 70% en volumen del fluido de perforación y el fluido no oleaginoso se elige de grupo que consiste de agua fresca, agua de mar, una salmuera que contiene sales disueltas orgánicas o inorgánicas, un liquido que contiene compuestos orgánicos miscibles en agua y sus combinaciones .

5. El fluido de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende un agente de lastre o un agente puente .

6. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 6, caracterizado porgue el agente de lastre o agente puente se elige del grupo que consiste de galena, hematita, magnetita, óxidos de hierro, illmenita, barita, siderita, celestita, dolomita, calcita y sus combinaciones .

7. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la poliamida tiene una concentración mayor a .0454 kg (0.1 Ib) y hasta de 2.268 kg (5.0 libras) por barril.

8. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la poliamida es el producto de condensación de un mol de dietilentriamina y tres moles de ácido C12-C22 graso.

9. Un fluido de perforación caracterizado porque comprende: un fluido oleaginoso, en donde el fluido oleaginoso es la fase continua del fluido de perforación; un fluido no oleaginoso, en donde el fluido no oleaginoso es la fase discontinua del fluido de perforación; un emulsificador primario, en donde el emulsificador primario está en concentración suficiente para estabilizar la emulsión inversa; una arcilla organofílica; y un modificador de reología, en donde el modificador de reologia se elige del grupo que consiste de ácidos C12-C22 graso poli carboxílicos y poli-amidas formadas a partir del producto de condensación de ácidos G12-C22 grasos poli carboxílicos y etilenpoliaminas .

10. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque el ácido graso poli carboxílico es una mezcla de ácidos poli carboxílicos agregados en concentración suficiente de manera tal que la concentración de ácido graso poli carboxílico trimérico en el fluido de perforación es mayor que .0454 kg (0.1 libra) por barril y hasta 2.268 kg (5.0 libras) por barril.

11. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque el fluido oleaginoso comprende desde aproximadamente 30% hasta aproximadamente 100% en volumen del fluido de perforación y el fluido oleaginoso es un material seleccionado el grupo que consiste de combustible diesel, aceite mineral, aceite sintético, ásteres, éteres, acétales, di-alquilcarbonatos , olefinas, y sus combinaciones.

12. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque el fluido no oleaginoso comprende desde aproximadamente 1% hasta aproximadamente 70% en volumen del fluido de perforación y el fluido no oleaginoso se elige de grupo que consiste de agua fresca, agua de mar, una salmuera que contiene sales disueltas orgánicas o inorgánicas, un liquido que contiene compuestos orgánicos miscibles en agua y sus combinaciones .

13. El fluido de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque además comprende un agente de lastre o un agente puente .

14. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 13, caracterizado porque el agente de lastre o agente puente se elige del grupo que consiste de galena, ematita, magnetita, óxidos de hierro, illmenita, barita, siderita, celestita, dolomita, calcita y sus combinaciones .

15. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque la poliamida tiene una concentración mayor a .0454 kg (0.1 Ib) y hasta de 2.268 kg (5.0 libras) por barril.

16. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque la poliamida es el producto de condensación de un mol de dietilentriamina y tres moles de ácido C12-C22 graso.

17. En un método de perforación rotatoria de un pozo subterráneo que utiliza un fluido de perforación, la mejora caracterizada porque comprende el uso de un fluido de perforación que incluye: un fluido oleaginoso, en donde el fluido oleaginoso es la fase continua del fluido de perforación; un fluido no oleaginoso, en donde el fluido no oleaginoso es la fase discontinua del fluido de perforación; un emulsificador primario, en donde el emulsificador primario está en concentración suficiente para estabilizar la emulsión inversa; una arcilla organofílica; y un modificador de reología, , en donde el modificador de reología se elige el grupo que consiste de un dímero ácido C12 a C22 graso poli - carboxílico, trímero ácido C12 a C22 graso poli - carboxílico, tetrámero ácido C12 a C22 graso poli - carboxílico, mezclas de estos ácidos, y poliamida en donde la poliamida es el producto de reacción de condensación de un ácido C12 a C22 graso y una poliamina seleccionar el grupo que consiste de dietilentriamina, trietilentetramina; y pentaetilentetramina .

18. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque el ácido graso poli carboxílico es una mezcla de ácidos poli carboxílicos agregados en concentración suficiente de manera tal que la concentración de ácido graso poli carboxílico trimérico en el fluido de perforación es mayor que .0454 kg (0.1 libra) por barril y hasta 2.268 kg (5.0 libras) por barril.

19. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque el fluido oleaginoso comprende desde aproximadamente 30% hasta aproximadamente 100% en volumen del fluido de perforación y el fluido oleaginoso es un material seleccionado el grupo que consiste de combustible diesel, aceite mineral, aceite sintético, esteres, éteres, acétales, di-alquilcarbonatos , olefinas, y sus combinaciones.

20. El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 17, caracterizado porque el fluido no oleaginoso comprende desde aproximadamente 1% hasta aproximadamente 70% en volumen del fluido de perforación y el fluido no oleaginoso se elige de grupo que consiste de agua fresca, agua de mar, una salmuera que contiene sales disueltas orgánicas o inorgánicas, un liquido que contiene compuestos orgánicos miscibles en agua y sus combinaciones .