MXPA06002532A - Lodo para barrenado con base acuosa de alto rendimiento y metodo de uso. - Google Patents
Lodo para barrenado con base acuosa de alto rendimiento y metodo de uso.Info
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Abstract
Se describe un fluido para barrenado con base acuosa para ser utilizado en el barrenado de un pozo subterraneo a traves de una formacion subterranea que se expande en presencia de agua, el fluido para barrenado se formula para que incluya: una fase continua de base acuosa; un material de ponderacion; un agente para inhibicion de hidratacion de esquisto opcional y un encapsulador de esquisto. El encapsulador de esquisto de preferencia es un alcohol polivinilico cuaternizado que tiene al formula (I) en la cual "x" y "y" tienen un valor tal que el peso molecular del cation esta en el intervalo de 10,000 aproximadamente hasta 200,000 AMU aproximadamente; A se selecciona a partir de alquilo de C1-C6, eter de C2-C6 o amida de C2-C6; R, R?? y R???? se pueden seleccionar de manera independiente a partir de alquilo de C1-C3; y B es un anion para balance de carga para la amina cuaternaria. El agente para inhibicion de hidratacion de esquisto y el encapsulador de esquisto pueden estar presentes en concentraciones suficientes para reducir la expansion de la formacion subterranea en presencia de agua. Se pueden incluir aditivos convencionales en la formulacion del fluido para barrenado, dichos aditivos convencionales pueden incluir: agentes para control de perdida de fluido, agentes para reserva alcalina y otros agentes para control de pH, agentes para formacion de puente, lubricantes, agentes anti-adherencia de polvo al barreno, agentes inhibidores de corrosion, agentes tensioactivos y agentes para suspension de solidos asi como mezclas y combinaciones de estos compuestos y compuestos similares que deben ser conocidos por el experto en la tecnica.
Description
LODO DE PERFORACION CON BASE ACUOSA DE ALTO RENDIMIENTO Y METODO DE USO
CAMPO DE LA INVENCION
La presente invención comprende un fluido de perforación con base acuosa para ser utilizado en la perforación de un pozo subterráneo a través de una formación subterránea que se expande en presencia de agua.
ANTECEDENTES DE LA INVENCION
En la perforación giratoria de pozos subterráneos se esperan numerosas funciones y características de un fluido de perforación. Un fluido de perforación debe circular de un lado al otro del pozo y acarrear los recortes desde la parte ubicada debajo del barreno, transportar los recortes hacia el espacio anular, y permitir su separación en la superficie. Al mismo tiempo, se espera que el fluido de perforación enfrie y limpie el barreno de perforación, reduzca la fricción entre la cadena de perforación y los lados de la perforación, y mantenga la estabilidad en las secciones no cementadas de la perforación. El fluido de perforación también debe formar una torta de filtro delgada, de baja permeabilidad, que selle las aberturas en las formaciones penetradas por el barreno y actúe para reducir el influjo no deseado de fluidos de formación provenientes de las rocas permeables, al tener una densidad controlable para compensar respecto a las presiones subterráneas. los fluidos de perforación se clasifican típicamente de conformidad con su material base. En los fluidos con base oleosa, las partículas sólidas se suspenden en materiales oleofílicos (aceite) , y el agua o salmuera pueden estar emulsificados dentro del aceite. El aceite típicamente es la fase continua. En los fluidos con base acuosa, las partículas sólidas se suspenden en agua o salmuera, y el aceite puede estar emulsificado en el agua. Típicamente el agua o salmuera es la fase continua. Los fluidos neumáticos son una tercera clase de fluidos de perforación en los cuales una corriente de aire o gas natural a alta velocidad ayuda en la remoción de los recortes de perforación. En los fluidos de perforación con base acuosa normalmente se encuentran tres tipos de sólidos: 1) arcillas y coloides orgánicos que se agregan para proveer las propiedades de viscosidad y filtración necesarias; 2) minerales pesados cuya función es incrementar la densidad del fluido de perforación; y 3) sólidos de formación que llegan a dispersarse en el fluido de perforación durante la operación de perforación. Los sólidos de formación que se llegan a dispersar en un fluido de perforación típicamente provienen de los recortes producidos por la acción del barreno y de los sólidos producidos por la inestabilidad de la perforación. En casos en los que los sólidos de formación son minerales arcillosos que se expanden o dispersan, la presencia de cualquier tipo de sólidos de formación en el fluido de perforación puede incrementar enormemente los costos y tiempo de perforación. Los minerales arcillosos por lo general son de naturaleza cristalina. La estructura de los cristales de la arcilla determina sus propiedades. Típicamente, las arcillas tienen una estructura en escamas, tipo mica. Las escamas de arcilla están constituidas por un número de plaquetas de cristal apiladas cara a cara. Cada plaqueta se denomina una capa unitaria, y las superficies de la capa unitaria se denominan superficies básales. Una capa unitaria está constituida por láminas múltiples. Una lámina se denomina la lámina octaédrica, ésta está constituida por átomos de aluminio o de magnesio coordinados en forma octaédrica con los átomos de oxígeno de los hidroxilos . Otro tipo de lámina se denomina la lámina tetraédrica. La lámina tetraédrica consiste de átomos de silicio coordinados en forma tetraédrica con átomos de oxígeno. Las láminas dentro de una capa unitaria se unen entre sí compartiendo los átomos de oxígeno. Cuando esta unión se presenta entre una lámina octaédrica y una lámina tetraédrica, una de las superficies básales consiste de átomos de oxígeno expuestos mientras que la otra superficie basal tiene hidroxilos expuestos. También es bastante común que dos láminas tetraédricas se unan con una lámina octaédrica compartiendo los átomos de oxígeno. La estructura resultante, conocida como la estructura de Hoffman, tiene una lámina octaédrica que está intercalada entre las dos láminas tetraédricas. Como resultado, ambas superficies básales en una estructura de Hoffman están constituidas por átomos de oxígeno expuestos. Las capas unitarias se apilan juntas cara a cara y se mantienen unidas mediante fuerzas de atracción débiles. La distancia entre los planos correspondientes en capas unitarias adyacentes se denomina el espaciamiento c. Una estructura de cristal de arcilla con una capa unitaria que consista de tres láminas típicamente tiene un espaciamiento c de aproximadamente 9.5 x 10"7 muí. En los cristales de mineral de arcilla, los átomos que tienen valencias diferentes comúnmente se colocarán dentro de las láminas de la estructura para crear un potencial negativo en la superficie del cristal. En este caso, se adsorbe un catión sobre la superficie. Estos cationes adsorbidos son denominados cationes intercambiables debido a que éstos pueden intercambiar químicamente sus lugares con otros cationes cuando el cristal de arcilla está en un entorno acuoso. Además, los iones también pueden quedar adsorbidos en las aristas del cristal de arcilla e intercambiar con otros iones en el agua. El tipo de sustituciones que se presentan dentro de la estructura del cristal de arcilla y los cationes intercambiables adsorbidos en la superficie del cristal afectan en gran manera la expansión de la arcilla, una propiedad de importancia primordial en la industria de fluidos de perforación. La expansión de arcilla es un fenómeno en el cual las moléculas de agua rodean una estructura de cristal de arcilla y se posicionan por sí mismas para incrementar el espaciamiento c de la estructura dando como resultado por lo tanto un incremento en el volumen. Se pueden presentar dos tipos de expansión. La hidratación de superficie es un tipo de expansión en la cual las moléculas de agua se adsorben sobre las superficies del cristal. Los puentes de hidrógeno sujetan una capa de moléculas de agua a los átomos de oxígeno expuestos en las superficies del cristal. Las capas subsiguientes de moléculas de agua se alinean para formar una estructura casi cristalina entre capas unitarias lo que da como resultado un espaciamiento c incrementado. Virtualmente todos los tipos de arcillas se expanden de esta manera. La expansión osmótica es un segundo tipo de expansión. En casos en los cuales la concentración de cationes entre las capas unitarias en un mineral de arcilla es mayor que la concentración catiónica en el agua circundante, el agua es atraída osmóticamente entre las capas unitarias y se incrementa el espaciamiento c. La expansión osmótica da como resultado incrementos más grandes de volumen total que la hidratación de superficie. Sin embargo, únicamente ciertos tipos de arcillas, tales como la montmorilonita de sodio, se expanden de esta manera. Se reporta que los cationes intercambiables encontrados en los minerales de arcilla tienen un impacto significativo sobre la cantidad de expansión que se presente. Los cationes intercambiables compiten con las moléculas de agua por los sitios reactivos disponibles en la estructura de la arcilla. En términos generales, los cationes con valencias altas se adsorben más fuertemente que los cationes con valencias bajas. Por lo tanto, las arcillas con cationes intercambiables de valencia baja se expandirán más que las arcillas cuyos cationes intercambiables tienen valencias altas. En el mar del Norte y en la costa del Golfo de los Estados Unidos de Norteamérica, los barreneros comúnmente encuentran sedimentos argiláceos en los cuales el mineral de arcilla predominante es montmorilonita de sodio (denominada comúnmente "esquisto gumbo") . Los cationes de sodio son en forma predominante los cationes intercambiables en el esquisto tipo gumbo. Debido a que el catión sodio tiene una valencia positiva baja (es decir formalmente una valencia de +1) , éste se dispersa fácilmente en el agua. Por consiguiente, el esquisto tipo gumbo es bien conocido por su expansión. La expansión de arcilla durante la perforación de un pozo subterráneo puede tener un impacto adverso importante en las operaciones de barrenado. El incremento total en el volumen aparente que acompaña la expansión de la arcilla afecta la estabilidad de la perforación, y dificulta la remoción de los recortes desde la parte inferior del barreno, incrementa la fricción entre la cadena de perforación y los lados del pozo, e inhibe la formación de la torta de filtro delgada que sella las formaciones . La expansión de arcilla también puede crear otros problemas de perforación tales como pérdida de circulación o atascamiento del tubo y viscosidad incrementada del fluido de perforación que hacen más lenta la perforación e incrementan los costos de perforación. Por lo tanto, dada la frecuencia en la cual el esquisto tipo gumbo se encuentra en la perforación de pozos subterráneos, el desarrollo de una sustancia y método para reducir la expansión de arcilla sigue siendo un reto continuo en la industria de prospección de petróleo y gas natural. Un método para reducir la expansión de arcilla es utilizar sales en los fluidos de perforación. Las sales por lo general reducen la expansión de las arcillas. Sin embargo, las sales pueden flocular las arcillas, lo que da como resultado tanto pérdidas altas de fluido como una pérdida casi completa de tixotropia. Asimismo, el incrementar la salinidad con frecuencia reduce las características funcionales de los aditivos de fluido de perforación. Otro método para controlar la expansión de arcilla es utilizar moléculas de inhibidor de esquisto orgánicas en los fluidos de perforación. Se cree que las moléculas de inhibidor de esquisto orgánicas son adsorbidas sobre las superficies de las arcillas con lo cual el inhibidor de esquisto orgánico agregado compite con las moléculas de agua por los sitios reactivos de la arcilla y de esta manera sirve para reducir la expansión de la arcilla. Las moléculas de inhibidor de esquisto orgánicas pueden ser catiónicas, aniónicas o no iónicas. Los inhibidores de esquisto orgánicos catiónicos se disocian en cationes orgánicos y aniones inorgánicos, mientras que los inhibidores orgánicos de esquisto aniónicos se disocian en cationes inorgánicos y aniones orgánicos. Las moléculas orgánicas de inhibidor de esquisto no iónicas no se disocian. Es importante que el barrenero de pozos subterráneos pueda controlar las propiedades reológicas de los fluidos de perforación mediante el uso de aditivos, incluyendo moléculas orgánicas de inhibidor de esquisto. En la industria del petróleo y gas natural hoy en dia es deseable que los aditivos funcionen tanto en operaciones costeras como submarinas y en entornos de agua dulce y salada. Además, debido a que las operaciones de perforación tienen repercusiones sobre la vida vegetal y animal, los aditivos de fluido de perforación deben tener niveles bajos de toxicidad y deben ser fáciles de manejar y de utilizar para reducir al mínimo los riesgos de contaminación ambiental y daño a los operadores. Cualquier aditivo de fluido de perforación debe también proveer resultados deseables pero no debe inhibir el desempeño deseado de otros aditivos. El desarrollo de dichos aditivos ayudará a la industria del petróleo y gas natural a satisfacer la necesidad, presente desde hace mucho tiempo, respecto a aditivos de fluido de perforación superiores que actúen para controlar la expansión de la arcilla y las formaciones perforadas sin afectar de manera adversa las propiedades reológicas de los fluidos de perforación. La materia reclamada soluciona esta necesidad.
SUMARIO DE LA INVENCION
La materia de la presente descripción está dirigida en términos generales a un fluido de perforación con base acuosa para ser utilizado en pozos subterráneas que penetran una formación subterránea que se expande y/o dispersa en presencia de agua. Los fluidos de perforación de la presente descripción incluyen: una fase continua basada en agua; un material para ponderación; un agente opcional para inhibición de hidratación de esquisto; y un encapsulador de esquisto en el cual el agente para inhibición de hidratación de esquisto y el encapsulador de esquisto están presentes en concentraciones suficientes para reducir la expansión y dispersión de la formación subterránea en presencia de agua. En la presente modalidad ilustrativa, el encapsulador de esquisto, de preferencia un alcohol polivinilico cuaternizado que tiene la fórmula:
en la cual x y "y" tienen un valor de manera tal que el peso molecular del catión está en el intervalo de 10,000 aproximadamente hasta 20,000 UMA aproximadamente; A se selecciona a partir de alquilo de Ci-Cg, éter de C2-C6 o amida de C2-C6; R, R' y R" se pueden seleccionar de manera independiente a partir de alquilo de C1-C3; y B~ es un anión para balance de carga. En una modalidad preferida, el encapsulador de esquisto de preferencia un alcohol polivinilico cuaternizado que tiene la fórmula:
en la cual x y wy" tienen un valor de manera tal que el peso molecular del catión está en el intervalo de 10,000 aproximadamente hasta 20,000 UMA aproximadamente; y B-es un anión para balance de carga. De preferencia B~ es un anión que se selecciona a partir del grupo de ión halógeno, ión sulfato, ión nitrato, ión formiato, ión citrato, ión acetato, ión metilsulfonato, y mezclas de estos y de manera más preferida B~ es un ión halógeno. El encapsulador de esquisto debe ser por lo menos parcialmente soluble en la fase continua acuosa para que éste sea efectivo. El inhibidor de hidratación de esquisto opcional se selecciona a partir de una amplia variedad de agentes para inhibición de esquisto bien conocidos así como de mezclas y combinaciones de estos y de compuestos inhibidores de esquisto similares que deben ser conocidos por el experto en la técnica. El fluido de perforación ilustrativo está constituido de manera tal que la fase continua basada en agua se selecciona a partir de: agua dulce, agua de mar, salmuera, mezclas de agua y compuestos orgánicos solubles en agua así como de mezclas y combinaciones de estos y de compuestos similares que deben ser conocidos por el experto en la técnica. Además el fluido de perforación ilustrativo contiene opcionalmente un agente para control de pérdida de fluido que se selecciona a partir del grupo que consiste de polímeros orgánicos, almidones, así como de mezclas y combinaciones de estos y de compuestos similares que deben ser conocidos por el experto en la técnica. El material para ponderación sirve para incrementar la densidad del fluido de perforación ilustrativo y se puede seleccionar a partir de barita, hematita, óxido de hierro, carbonato de calcio, carbonato de magnesio, sales orgánicas e inorgánicas, cloruro de calcio, bromuro de calcio, cloruro de magnesio, halogenuros de zinc asi como de mezclas y combinaciones de estos y de compuestos similares que deben ser conocidos por el experto en la técnica. Por último se debe indicar que el fluido de perforación ilustrativo puede contener otros componentes que son convencionales para la formulación de fluidos de perforación con base acuosa. Los ejemplos de dichos componentes incluyen: emulsificantes, agentes para suspensión, agentes viscosificantes , agentes para control de pérdida de fluido, asi como de mezclas y combinaciones de estos y de componentes similares que deben ser conocidos por el experto en la técnica. También será apreciado por el experto en la técnica que la materia reclamada incluye un método para formar un pozo subterráneo utilizando los fluidos de perforación descritos en la presente invención. Uno de dichos métodos ilustrativos incluye: perforar el pozo subterráneo con un barreno giratorio y un fluido de perforación como se describió anteriormente en forma sustancial. En una modalidad ilustrativa preferida, el fluido de perforación incluye: una fase continua con base acuosa; un agente para inhibición de hidratación de esquisto opcional; y un encapsulador de esquisto. El fluido de perforación ilustrativo se formula de manera tal que el agente para inhibición de hidratación de esquisto y el encapsulador de esquisto deben estar presentes en una relación y en concentraciones suficientes para reducir la expansión de la arcilla de esquisto encontrada durante la perforación del pozo subterráneo. El encapsulador de esquisto del fluido ilustrativo de preferencia es un alcohol polivinilico cuaternizado que tiene la fórmula:
en la cual x y " " tienen un valor de manera tal que el peso molecular del catión está en el intervalo de 10,000 aproximadamente hasta 20,000 UMA aproximadamente y de preferencia en el intervalo de 25,000 aproximadamente hasta 150,000 UMA aproximadamente, ? se selecciona a partir de alquilo de Ci-Cs, éter de C2-C6 o amida de C2-C5; R, R' y R" se pueden seleccionar de manera independiente a partir de alquilo de C1-C3; y B~ es un anión para balance de carga. De preferencia ? es un anión que se selecciona a partir del grupo de ión halógeno, ión sulfato, ión nitrato, ión formiato, ión citrato, ión acetato, ión metilsulfonato, y mezclas de estos y de manera más preferida B" es un ión halógeno. El encapsulador de esquisto debe ser por lo menos parcialmente soluble en la fase continua acuosa para que éste sea efectivo. El inhibidor de hidratación de esquisto opcional se selecciona a partir de una amplia variedad de agentes para inhibición de esquisto bien conocidos asi como de mezclas y combinaciones de estos y de compuestos inhibidores de esquisto similares que deben ser conocidos por el experto en la técnica. La invención reclamada también abarca un método para reducir la expansión de la arcilla de esquisto encontrada durante la perforación de un pozo subterráneo. Además se debe apreciar que la invención reclamada también incluye métodos para utilizar los fluidos descritos en la perforación de pozos subterráneos. De manera adicional, los fluidos descritos se pueden utilizar en un método para desechar los sólidos de la perforación en una formación subterránea en la cual la molienda de los sólidos de perforación toma lugar en presencia de un fluido con base acuosa, formulado como se describe en la presente invención. La suspensión espesa resultante se puede inyectar después dentro de una formación subterránea. Estas y otras características de la materia reclamada se indican de manera más completa en la siguiente descripción de las modalidades preferidas o ilustrativas de la invención.
DESCRIPCION DETALLADA DE LA INVENCION
La materia reclamada está dirigida a un fluido de perforación con base acuosa para uso en la perforación de pozos a través de una formación que contiene una arcilla de esquisto la cual se expande en presencia de agua. En la manera en que los términos se utilizan en la presente invención, esquisto, arcilla, arcilla de esquisto, y esquisto gumbo se utilizan para describir rocas hidrofílicas que se pueden encontrar durante la perforación de pozos y cuya expansión es inhibida por los fluidos de perforación de la materia reclamada como se describió anteriormente. En términos generales el fluido de perforación de la materia reclamada incluye una fase continua acuosa; un material de ponderación; un agente para inhibición de hidratación de esquisto; y un agente para encapsulación de esquisto. Como se describe más adelante, los fluidos de perforación de la materia reclamada también pueden incluir componentes adicionales, tales como agentes para control de pérdida de fluido, agentes para formación de estructura en puente, lubricantes, agentes antiformación de rebordes indeseables en el barreno, agentes para inhibición de corrosión, agentes tensoactivos y agentes suspensores y similares los cuales se pueden agregar a un fluido de perforación con base acuosa.
La fase continua con base acuosa por lo general puede ser cualquier fase fluida con base acuosa que sea compatible con la formulación de un fluido de perforación y que sea compatible con los agentes para inhibición de hidratación de esquisto descritos en la presente invención. En una modalidad preferida, la fase continua basada en agua se selecciona a partir de: agua dulce, agua de mar, salmuera, mezclas de agua y compuestos orgánicos solubles en agua y mezclas de los mismos. La cantidad de la fase continua basada en agua debe ser suficiente para formar un fluido de perforación basado en agua. Esta cantidad puede variar desde casi 100% del fluido de perforación hasta menos de 30% del fluido de perforación en volumen. De preferencia, la fase continua basada en agua es desde 95 aproximadamente hasta 30% en volumen aproximadamente y de preferencia desde 90 aproximadamente hasta 40% en volumen aproximadamente del fluido de perforación. Los fluidos de perforación de la materia reclamada incluyen un material de ponderación para incrementar la densidad del fluido. El propósito primario para dichos materiales para ponderación es el de incrementar la densidad del fluido de perforación para evitar rebotes de presión (kick-backs) y estallidos. El experto debe saber y entender que es importante la prevención de rebotes de presión y estallidos para las operaciones seguras dia con dia de una plataforma de perforación. Por lo tanto, el material de ponderación se agrega al fluido de perforación en una cantidad funcionalmente efectiva que depende en gran medida de la naturaleza de la formación que está siendo barrenada. Los materiales de ponderación apropiados para ser utilizados en la formulación de los fluidos de perforación de la materia reclamada se pueden seleccionar generalmente a partir de cualquier tipo de materiales de ponderación ya sea que estén en forma sólida, forma particulada, suspendidos en solución, disueltos en la fase acuosa como parte del procedimiento de preparación o agregados posteriormente durante la perforación. Se prefiere que el material para ponderación se seleccione a partir del grupo que incluye barita, hematita, óxido de hierro, carbonato de calcio, carbonato de magnesio, sales orgánicas e inorgánicas, y mezclas y combinaciones de estos compuestos y materiales para ponderación similares que se pudieran utilizar en la formulación de los fluidos de perforación. Opcionalmente se incluye un agente para inhibición de hidratación de esquisto en la formulación de los fluidos de perforación de la materia reclamada para que se inhiba la hidratación de esquisto y de formaciones tipo esquisto. Por lo tanto, el agente para inhibición de hidratación de esquisto debe estar presente en una concentración suficiente para reducir cualquiera o ambas de la expansión basada en hidratación de superficie y/o la expansión con base osmótica de la arcilla de esquisto. La cantidad exacta del agente para inhibición de hidratación de esquisto presente en una formulación particular de fluido de perforación se puede determinar mediante un método de ensayo y error evaluando la combinación de fluido de perforación y la formación de arcilla de esquisto encontrada. Sin embargo, en términos generales, el agente para inhibición de hidratación de esquisto de la materia reclamada se puede utilizar en los fluidos de perforación en una concentración de 2.85 g/1 aproximadamente hasta 51.3 g/1 aproximadamente y de manera más preferida en una concentración de 5.7 g/1 aproximadamente hasta 34.20 g/1 aproximadamente de fluido de perforación. Los agentes para inhibición de esquisto ilustrativos se pueden seleccionar a partir de dichos compuestos que son bien conocidos por el experto en la técnica asi como de combinaciones de estos y de compuestos similares que deben ser conocidos por el experto en la técnica. En la formulación de los fluidos de perforación con base acuosa de la materia reclamada se incluye un encapsulador de esquisto. La función del encapsulador de esquisto es el de encapsular, es decir revestir o cubrir a un nivel molecular, la superficie de los sólidos de esquisto barrenados y por lo tanto inhibir por lo menos parcialmente la expansión y/o dispersión o ayudar en la acción de los inhibidores de esquisto convencionales. Esto se logra creando una molécula que tenga una estructura base polimérica elaborada a partir de hidrocarburo, tal como polietileno a la cual están unidos grupos colgantes orgánicos polares. Aunque no se pretende estar limitado a ninguna teoría de acción especifica, se cree que esta combinación de estructura molecular da como resultado la fuerte adherencia del encapsulador de esquisto a la superficie de los sólidos de barrenado de esquisto, mediante el grupo orgánico polar. Como resultado, los sólidos de esquisto barrenados quedan encapsulados en un revestimiento de polímero molecular que incrementa la acción del inhibidor de esquisto y por lo tanto evita que las moléculas de agua expandan al esquisto y que la acción mecánica disperse al esquisto. De manera alternativa, se especula que los compuestos encapsuladores de esquisto forman entrelazamientos moleculares entre los cristales de mineral de esquisto/arcilla, fijando efectivamente de esta manera su posición relativa. Al hacer esto, el agua es menos susceptible de penetrar los espacios entre los cristales del mineral y por lo tanto se inhibe la expansión y/o dispersión del esquisto. Sin tomar en cuenta la teoría real de acción, los encapsuladores de esquisto de la materia reclamada son de preferencia un alcohol polivinilico cuaternizado que tiene una estructura molecular generalizada de:
en la cual x y "y" tienen un valor de manera tal que el peso molecular del catión está en el intervalo de 10,000 aproximadamente hasta 20,000 U A aproximadamente y de preferencia en el intervalo de 25,000 aproximadamente hasta 150,000 UMA aproximadamente, A se selecciona a partir de alquilo de Ci-C6, éter de C2-C6 o amida de C2-C6; R, R' y R" se pueden seleccionar de manera independiente a partir de alquilo de Ci-C3; y B~ es un anión para balance de carga. En una modalidad preferida e ilustrativa, la estructura molecular del alcohol polivinilico cuaternizado tiene la fórmula:
en la cual x y "y" tienen un valor de manera tal que el peso molecular del catión está en el intervalo de 10,000 aproximadamente hasta 200,000 UMA aproximadamente; y B" es un anión que se selecciona para contra-balancear la carga positiva de la amina cuaternaria. Los ejemplos apropiados de aniones que son útiles incluyen ión halógeno, ion sulfato, ión nitrato, ión formiato, ión citrato, ión acetato, ión metilsulfonato, asi como combinaciones de estos y de otros compuestos similares que deben ser bien conocidos por el experto en la técnica. La aplicación de derivados de alcohol polivinilico (PVA) tales como aquellos indicados anteriormente que se cree son conocidos como inhibidores o encapsuladores de esquisto. En la literatura se reporta el uso de PVA en combinación con el ión potasio, sin embargo, la toxicidad del ión potasio limita su aplicación en algunas áreas del mundo y el PVA por si solo es inefectivo para evitar la hidratación de esquisto. Las síntesis de dichos compuestos son bien conocidas basadas en la copolimerizacion de monómeros basados en amina y acetato de vinilo para producir derivados de amina o de amina cuaternizada de PVA. El experto en la técnica también debe apreciar que el PVA se puede hacer reaccionar con acrilonitrilo y el producto subsiguiente se hidrogena para producir PVA basado en amina. Variando el peso molecular y el grado de aminación, se puede producir una amplia variedad de productos con un espectro correspondiente de propiedades de inhibición de esquisto. Al efectuar esto de manera sistemática, el experto en la técnica puede crear encapsuladores de esquisto para uso en fluidos de perforación con base acuosa de baja salinidad (incluyendo agua dulce) o de baja conductividad los cuales, en el pasado, han sido los más difíciles para controlar la expansión y/o dispersión de esquisto. Además de los componentes indicados anteriormente, los fluidos de perforación reclamados también se pueden formular para que incluyan materiales referidos genéricamente como materiales gelificantes, adelgazadores , y agentes para control de pérdida de fluido, así como otros compuestos y materiales que se agregan opcionalmente a formulaciones de fluido de perforación con base acuosa. De estos materiales adicionales, cada uno se puede agregar a la formulación en una concentración según se requiera desde el punto de vista reológico y funcional para las condiciones de perforación. Los materiales gelificantes típicos utilizados en los fluidos de perforación de base acuosa son bentonita, sepiolita, arcilla, arcilla atapulguita, polímeros y biopolímeros aniónicos de peso molecular alto. Los adelgazantes tales como lignosulfonatos con frecuencia también se agregan a los fluidos de perforación con base acuosa. Típicamente se agregan lignosulfonatos, lignosulfonatos modificados, poli-fosfatos y taninos. En otras modalidades, también se pueden agregar como adelgazantes poliacrilatos de peso molecular bajo. Los adelgazantes se agregan a un fluido de perforación para reducir la resistencia al flujo y controlar las tendencias a la gelificación. Otras funciones efectuadas por los adelgazantes incluyen reducir la filtración y espesor de la torta de filtro, contrarrestar los efectos de las sales, reducir al minimo los efectos del agua en las formaciones perforadas, emulsificar el aceite en agua, y estabilizar las propiedades del lodo a temperaturas elevadas. Se " puede agregar una variedad de agentes para control de pérdida de fluido a los fluidos de perforación de la materia reclamada los cuales se seleccionan en términos generales a partir de un grupo que consiste de polímeros orgánicos sintéticos, biopolimeros y mezclas de los mismos. Los agentes para control de pérdida de fluido tales como lignita modificada, polímeros, almidones, almidones modificados y celulosas modificadas también se pueden agregar al sistema de fluido de perforación de base acuosa de esta invención. En una modalidad se prefiere que los aditivos de la invención se deban seleccionar de manera tal que tengan baja toxicidad y para que sean compatibles con los aditivos aniónicos comunes de fluido de perforación tales como carboximetilcelulosa polianiónica (PAC o CMC) , poliacrilatos, lignosulfonatos , goma xantano, mezclas de éstos y similares.
El fluido de perforación de la materia reclamada también puede contener un agente para encapsulación que se selecciona generalmente a partir del grupo que consiste de orgánicos sintéticos, y biopolimeros y mezclas de los mismos. La función del agente para encapsulación es la de ser absorbido en puntos múltiples a lo largo de la cadena sobre las partículas de arcilla, aglutinando juntas de esta manera las partículas y encapsulando los recortes. Estos agentes para encapsulación ayudan a mejorar la remoción de los recortes con menos dispersión de los recortes en los fluidos de perforación. Los agentes para encapsulación pueden ser de naturaleza aniónica, catiónica, anfotérica o no iónica. Otros aditivos que pueden estar presentes en los fluidos de perforación de la materia reclamada incluyen productos tales como lubricantes, incrementadores de velocidad de penetración, desespumantes, inhibidores de corrosión y productos para circulación perdida. Dichos compuestos deben ser conocidos por el experto en la técnica de formulación de fluidos de perforación de base acuosa. Se contempla que el método de uso de los fluidos antes descritos como fluidos de perforación está dentro del campo de la materia reclamada. Dicho uso puede ser convencional para la técnica de perforación de pozos subterráneos y un experto en la técnica deberá apreciar dichos procedimientos y aplicaciones . También se contempla el uso de los fluidos anteriores en la conversión en suspensión espesa y eliminación de los recortes de perforación que contienen arcilla de esquisto susceptible de expansión. También se contempla que estos fluidos se pueden utilizar en una amplia variedad de operaciones de pozo subterráneo en las cuales se desea la prevención de la expansión de arcillas de esquisto tipo gumbo y otras formaciones similares. Dichos usos incluyen el uso como un fluido para empacamiento, fluido para fracturación, fluido para re-procesamiento, fluido para re-terminación de la perforación y similares en las cuales las propiedades del fluido serán de utilidad. Se incluyen los siguientes ejemplos para demostrar las modalidades preferidas de la invención. Los expertos en la técnica deben apreciar que las técnicas descritas en los ejemplos siguientes representan técnicas descubiertas por los inventores que funcionan adecuadamente en la práctica de la invención, y que por lo tanto se puede considerar que constituyen modos preferidos para su práctica. Sin embargo, los expertos en la técnica deben apreciar, a la luz de la presente descripción, que se pueden hacer muchos cambios en las modalidades especificas que se describen y aún obtener un resultado parecido o similar sin alejarse del campo de la invención.
A menos que se indique lo contrario, todos los materiales de partida se pueden conseguir comercialmente y se utilizan técnicas y equipo de laboratorio estándar. Las pruebas se efectúan de conformidad con los procedimientos del boletín RP 13B-2, de 1990 del API. Algunas veces se utilizan las siguientes abreviaturas para describir los resultados discutidos en los ejemplos: "PV" es viscosidad plástica (CPS) la cual es una variable utilizada en el cálculo de las características de viscosidad de un fluido de perforación. "YP" es el punto de relajación [ (lbs/100 ft2) (Pa) ] el cual es otra variable utilizada en el cálculo de las características de viscosidad de los fluidos de perforación. "GELES" [ (lbs/100 ft2) (Pa) ] es una medida de las características de suspensión y de las propiedades tixotrópicas de un fluido de perforación. "F/L" es la pérdida de fluido de API y es una medida de la pérdida de fluido en milímetros de fluido de perforación a 7.03 kg/cm2. "Encapsulador A" es un encapsulador convencional a base de poliacrilamida cuaternaria. "PVA" es alcohol polivinílico que tiene un peso molecular comparable a aquel de los compuestos de la presente invención. (Es decir 10,000 a 200, 000 UMA) .
"PVA-Quat" es un alcohol polivinílico cuaternizado como el descrito en la presente invención.
EJEMPLO 1
Los siguientes lodos se formulan para ilustrar la materia reclamada:
* Se agrega suficiente cal para obtener un valor de pH de 11.5
Las propiedades de las formulaciones de lodo anteriores se determinan a temperatura ambiente después de laminar en caliente durante 16 horas a 65.5°C. Los datos de ejemplo se dan en la siguiente tabla:
Propiedades del lodo a A B C temperatura ambiente Reologia a 600 rpm (cps) 59 14 17 300 41 10 12 200 35 9 9 100 27 6 7 6 12 3 3 3 9 3 3 Geles 10 segundos 5.745 1.436 1.436 10 minutos 6.703 1.436 1.436
PV 18 4 5 YP 11.012 2.873 3.352 pH 10.8 10.4 10.7
Después de revisar los datos anteriores, el experto en la técnica debe apreciar que el encapsulador de esquisto de la técnica más avanzada (PHPA) tiene viscosidad excesiva en los fluidos. Se corren pruebas de dispersión con recortes tipo Arne y Oxford laminando en caliente 10 gramos de recortes en el equivalente a 159 lts (1 barril) de lodo durante 16 horas a 65.5°C. Después de laminar en caliente los recortes remanentes se tamizan utilizando un tamiz de malla 20 y se lavan con agua con cloruro de potasio al 10%, se secan y después se pesan para obtener el porcentaje recuperado. Los resultados de esta evaluación se indican en la siguiente tabla y muestra el desempeño de inhibición de esquisto mejorado del agente para inhibición de esquisto (I) de esta invención.
Para demostrar también el desempeño de los fluidos de perforación formulados de conformidad con las enseñanzas de esta invención, se efectúa una prueba utilizando un analizador de dureza aparente. El analizador de dureza aparente BP es un dispositivo diseñado para que brinde una evaluación de la dureza de recortes de esquisto expuestos a los fluidos de perforación, la cual a su vez se puede relacionar con las propiedades inhibidoras del fluido de perforación que está siendo evaluado. En esta prueba, los recortes de esquisto se laminan en caliente en el fluido de perforación de prueba a 65.5°C durante 16 horas. Los recortes de esquisto se tamizan y después se colocan en un analizador de dureza aparente BP. Se cierra el equipo y, utilizando una llave de par de torsión, se registra la fuerza utilizada para extruir los recortes a través de una placa con agujeros. Dependiendo del estado de hidratacion y de la dureza de los recortes y del fluido de perforación utilizado, se llega a una región de meseta en par de torsión a medida que la extrusión de los recortes comienza a tomar lugar. De manera alternativa, el par de torsión puede continuar elevándose lo cual tiende a ocurrir con muestras de recorte más duros. Por lo tanto, mientras más alto sea el número de par de torsión obtenido, se considera que el sistema de fluido de perforación es más inhibidor. Los datos ilustrativos que se obtienen utilizando las tres formulaciones de lodo diferentes con tres recortes diferentes se suministran a continuación.
Arcilla Oxford Dureza aparente: (valores en cm/kg) Formulación de lodo Vuelta No. A B C 6 — 55.95 55.95 7 — 111.89 149.87 8 — 223.79 335.68 9 55.95 1174.89 1566.52 Arcilla Oxford Dureza aparente: (valores en cm/kg) Formulación de lodo Vuelta No. A B C 10 391.63 1790.31 1958.15 11 727.31 1958.15 —
12 839.21 Disco Disco 13 1007.05 — 14 1230.84 — — 15 1846.26 — —
Después de revisar los datos anteriores, el experto en la técnica debe observar que los fluidos de perforación formulados de conformidad con las enseñanzas de esta invención evitan la hidratación de diversos tipos de arcilla de esquisto y por lo tanto probablemente provean desempeño adecuado en la perforación de pozos subterráneos en los que se encuentran dichas arcillas de esquisto. En vista de la descripción anterior, un experto en la técnica debe entender y apreciar que una modalidad ilustrativa de la materia reclamada incluye un fluido de perforación basado en agua para uso en la perforación de un pozo subterráneo a través de una formación subterránea que se expande en presencia de agua. El fluido de perforación incluye: una fase continua con base acuosa; un material de ponderación; un agente para inhibición de hidratación de esquisto opcional; y un encapsulador de esquisto en el cual el agente para inhibición de hidratación de esquisto y el encapsulador de esquisto están presentes en concentraciones suficientes para reducir la expansión de la formación subterránea en presencia de agua. En la presente modalidad ilustrativa, el encapsulador de esquisto es un alcohol polivinilico cuaternizado que tiene la fórmula:
en la cual x y "y" tienen un valor de manera tal que el peso molecular del catión está en el intervalo de 10,000 aproximadamente hasta 200,000 UMA aproximadamente y de preferencia en el intervalo de 25,000 aproximadamente hasta 150,000 UMA aproximadamente, A se selecciona a partir de alquilo de C;L-C5, éter de 2- 5 o amida de C2-C6; R, R' y R" se pueden seleccionar de manera independiente a partir de alquilo de C1-C3; y B~ es un anión para balance de carga. De preferencia B~ es un anión que se selecciona a partir del grupo de ión halógeno, ión sulfato, ión nitrato, ión formiato, ión citrato, ión acetato, ión metilsulfonato y mezclas de estos y de manera más preferida ? es un ión halógeno. El inhibidor de hidratación de esquisto se selecciona a partir de compuestos bien conocidos por el experto en la técnica asi como de mezclas y combinaciones de estos y de compuestos inhibidores de esquisto similares que deben ser conocidos por el experto en la técnica. El fluido de perforación ilustrativo está constituido de manera tal que la fase continua basada en agua se selecciona a partir de: agua dulce, agua de mar, salmuera, mezclas de agua y compuestos orgánicos solubles en agua asi como de mezclas y combinaciones de estos y de compuestos similares que deben ser conocidos por el experto en la técnica. Además el fluido de perforación ilustrativo contiene opcionalmente un agente para control de pérdida de fluido que se selecciona a partir del grupo que consiste de polímeros orgánicos, almidones, así como de mezclas y combinaciones de estos y de compuestos similares que deben ser conocidos por el experto en la técnica. El material para ponderación sirve para incrementar la densidad del fluido de perforación ilustrativo y se puede seleccionar a partir de barita, hematita, óxido de hierro, carbonato de calcio, carbonato de magnesio, sales orgánicas e inorgánicas, cloruro de calcio, bromuro de calcio, cloruro de magnesio, halogenuros de zinc así como de mezclas y combinaciones de estos y de compuestos similares que deben ser conocidos por el experto en la técnica. Por último se debe indicar que el fluido de perforación ilustrativo puede contener otros componentes que son convencionales para la formulación de fluidos de perforación con base acuosa. Los ejemplos de dichos componentes incluyen: emulsificantes, agentes para suspensión, agentes viscosificantes, agentes para control de pérdida de fluido, asi como de mezclas y combinaciones de estos y de componentes similares que deben ser conocidos por el experto en la técnica. Otra modalidad ilustrativa y preferida de la materia reclamada incluye un fluido de perforación basado en agua el cual incluye: una fase continua con base acuosa; un material de ponderación; un agente para inhibición de hidratación de esquisto opcional; y un encapsulador de esquisto, de preferencia un alcohol polivinilico cuaternizado que tiene la fórmula:
en la cual x y "y" tienen un valor de manera tal que el peso molecular del catión está en el intervalo de 10,000 aproximadamente hasta 200,000 UMA aproximadamente; y de preferencia en el intervalo de 25,000 aproximadamente hasta 150,000 UMA aproximadamente y B~ es un anión para balance de carga y B" de preferencia es un anión que se selecciona a partir del grupo de ión halógeno, ión sulfato, ión nitrato, ión formiato, ión citrato, ión acetato, ión metilsulfonato, y mezclas de estos. El fluido de perforación ilustrativo se formula de manera tal que el agente para inhibición de hidratación de esquisto opcional y el encapsulador de esquisto están presentes en una relación y están en concentraciones suficientes para reducir la expansión de la formación subterránea en presencia de agua. En una modalidad preferida, el inhibidor de hidratación de esquisto es un inhibidor de hidratación de esquisto convencional conocido por el experto en la técnica asi como mezclas y combinaciones de estos y de compuestos inhibidores de esquisto similares que deben ser conocidos por el experto en la técnica. El fluido de perforación ilustrativo está constituido de manera tal que la fase continua basada en agua se selecciona a partir de: agua dulce, agua de mar, salmuera, mezclas de agua y compuestos orgánicos solubles en agua asi como de mezclas y combinaciones de estos y de compuestos similares que deben ser conocidos por el experto en la técnica. Además el fluido de perforación ilustrativo contiene opcionalmente un agente para control de pérdida de fluido que se selecciona a partir del grupo que consiste de polímeros orgánicos, almidones, así como de mezclas y combinaciones de estos y de compuestos similares que deben ser conocidos por el experto en la técnica. El material para ponderación sirve para incrementar la densidad del fluido de perforación ilustrativo y se puede seleccionar a partir de barita, hematita, óxido de hierro, carbonato de calcio, carbonato de magnesio, sales orgánicas e inorgánicas, cloruro de calcio, bromuro de calcio, cloruro de magnesio, halogenuros de zinc asi como de mezclas y combinaciones de estos y de compuestos similares que deben ser conocidos por el experto en la técnica. El fluido de perforación ilustrativo también contiene un agente para control de pérdida de fluido que se selecciona a partir de compuestos que incluyen polímeros orgánicos, almidones, así como de mezclas y combinaciones de estos y de componentes similares que deben ser conocidos por el experto en la técnica. Por último se debe indicar que el fluido de perforación ilustrativo puede contener otros componentes que son convencionales para la formulación de fluidos de perforación con base acuosa. Los ejemplos de dichos componentes incluyen: emulsificantes, agentes para suspensión, agentes viscosificantes, así como mezclas y combinaciones de estos y de componentes similares que deben ser conocidos por el experto en la técnica. El experto en la técnica también apreciará que una presente modalidad ilustrativa de la materia reclamada incluye un método para formar un pozo subterráneo utilizando los fluidos de perforación descritos en la presente invención. Uno de dichos métodos ilustrativos incluye: perforar el pozo subterráneo con un barreno giratorio y un fluido de perforación como se describió anteriormente en forma sustancial. En una modalidad ilustrativa preferida, el fluido de perforación incluye: una fase continua con base acuosa; un agente para inhibición de hidratación de esquisto opcional; y un encapsulador de esquisto. El fluido de perforación ilustrativo se formula de manera tal que el agente para inhibición de hidratación de esquisto y el encapsulador de esquisto pueden estar presentes en una relación y están en concentraciones suficientes para reducir la expansión de la arcilla de esquisto encontrada durante la perforación del pozo subterráneo. El encapsulador de esquisto del fluido ilustrativo de preferencia es un alcohol polivinilico cuaternizado que tiene la fórmula:
en la cual x y "y" tienen un valor de manera tal que el peso molecular del catión está en el intervalo de 10,000 aproximadamente hasta 200,000 UMA aproximadamente y de preferencia en el intervalo de 25,000 aproximadamente hasta 150,000 UMA aproximadamente, A se selecciona a partir de alquilo de Ci-C6, éter de C2-C6 o amida de C2~C6; R, R' y R" se pueden seleccionar de manera independiente a partir de alquilo de C1-C3; y B~ es un anión para balance de carga. De preferencia, B~ es un anión para balance de carga que se selecciona a partir del grupo de ión halógeno, ión sulfato, ión nitrato, ión formiato, ión citrato, ión acetato, ión metilsulfonato, asi como combinaciones de estos y de otros compuestos similares que deben ser bien conocidos por el experto en la técnica. La invención reclamada también abarca un método para reducir la expansión de la arcilla de esquisto encontrada durante la perforación de un pozo subterráneo. Dicho método ilustrado incluye circular en el pozo subterráneo un fluido de perforación con base acuosa que se formula como se describe sustancialmente en la presente descripción. El fluido de perforación con base acuosa ilustrativo se debe formular para que incluya: una fase continua con base acuosa; un agente para inhibición de hidratación de esquisto opcional y un encapsulador de esquisto de manera tal que el agente para inhibición de hidratación de esquisto y el encapsulador de esquisto puedan estar presentes en una relación y en concentraciones suficientes para reducir la expansión de la formación subterránea en presencia de agua. El encapsulador de esquisto utilizado en el fluido de perforación ilustrativo de preferencia es un alcohol polivinilico cuaternizado que tiene la fórmula:
en la cual x y "y" tienen un valor de manera tal que el peso molecular del catión está en el intervalo de 10,000 aproximadamente hasta 200,000 UMA aproximadamente y de preferencia en el intervalo de 25,000 aproximadamente hasta 150,000 UMA aproximadamente, A se selecciona a partir de alquilo de Ci-C6, éter de C2-C6 o amida de C2-C6; R, Rr y R" se pueden seleccionar de manera independiente a partir de alquilo de C1-C3 y IT es un anión para balance de carga, que se selecciona, de preferencia, a partir del grupo de ión halógeno, ión sulfato, ión nitrato, ión formiato, ión citrato, ión acetato, ión metilsulfonato, asi como de mezclas y combinaciones que deben ser conocidas por el experto en la técnica. Además se debe apreciar que la invención reclamada incluye un método para desechar los sólidos de la perforación en una formación subterránea. En dicha modalidad ilustrativa, el método incluye: moler los sólidos de perforación en un fluido con base acuosa, formulado como se describe en la presente invención, para formar una suspensión espesa, e inyectar dicha suspensión espesa dentro de la formación subterránea. El fluido con base acuosa utilizado en la modalidad ilustrativa incluye: una fase continua con base acuosa, un agente para inhibición de hidratación de esquisto; y un encapsulador de esquisto de preferencia un alcohol polivinilico cuaternizado que tiene la fórmula:
en la cual x y "y" tienen un valor de manera tal que el peso molecular del catión está en el intervalo de 10,000 aproximadamente hasta 200,000 UMA aproximadamente y de preferencia en el intervalo de 25,000 aproximadamente hasta 150,000 UMA aproximadamente, A se selecciona a partir de alquilo de Ci-Cg, éter de C2-C6 o amida de C2-C6; R, R' y R" se pueden seleccionar de manera independiente a partir de alquilo de C1-C3; y Ef es un anión para balance de carga, que se selecciona, de preferencia, a partir del grupo de ión halógeno, ión sulfato, ión nitrato, ión formiato, ión citrato, ión acetato, ión metilsulfonato, y mezclas de estos y compuestos similares que deben ser bien conocidos por el experto en la técnica. Aunque el aparato, composiciones y métodos descritos anteriormente se han descrito en términos de modalidades preferidas o ilustrativas, será evidente para los expertos en la técnica que se pueden aplicar variaciones al procedimiento descrito en la presente invención sin alejarse del concepto y alcance de la materia reclamada. Se considera que todos de dichos sustitutos y modificaciones similares evidentes para el experto en la técnica están dentro del campo y concepto de la materia tal como se establece en las siguientes reivindicaciones.
Claims (1)
- NOVEDAD DE LA INVENCION Habiendo descrito el presente invento se considera como novedad y por lo tanto se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes: REIVINDICACIONES 1. - Un fluido de perforación basado en agua para ser utilizado en la perforación de un pozo subterráneo a través de una formación subterránea que se expande en presencia de agua, el fluido de perforación comprende: una fase continua con base acuosa; un material de ponderación; un agente para inhibición de hidratación de esquisto opcional; y un encapsulador de esquisto, caracterizado porque el encapsulador de esquisto es un alcohol polivinilico cuaternizado que tiene la fórmula: en la cual x y "y" tienen un valor de manera tal que el peso molecular del catión está en el intervalo de 10,000 aproximadamente hasta 200,000 U A aproximadamente; A se selecciona a partir de alquilo de Ci-C6, éter de C2-C6 o amida de 2-Ce; R, R' y R" se pueden seleccionar de manera independiente a partir de alquilo de C1-C3; y ? es un anión para balance de carga; y porque el agente para inhibición de hidratación de esquisto y el encapsulador de esquisto están presentes en concentraciones suficientes para reducir la expansión de la formación subterránea en presencia de agua. 2.- El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque B~ es un anión que se selecciona a partir del grupo de iones halógeno, ión sulfato, ión nitrato, ión formiato, ión citrato, ión acetato, ión metilsulfonato, y mezclas de estos. 3.- El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque B~ es un ión halógeno. 4. - El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque x y "y" tienen un valor de manera tal que el peso molecular del catión está en el intervalo de 25,000 aproximadamente hasta 150,000 UMA aproximadamente . 5. - El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque la fase continua basada en agua se selecciona a partir de: agua dulce, agua de mar, salmuera, mezclas de agua y compuestos orgánicos solubles en agua y mezclas de los mismos. 6. - El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el fluido de perforación contiene también un agente para control de pérdida de fluido que se selecciona a partir del grupo que consiste de polímeros orgánicos, almidones, y mezclas de los mismos. 7. - El fluido de perforación de conformidad, con la reivindicación 1, caracterizado porque el material de ponderación se selecciona a partir del grupo que consiste de barita, hematita, óxido de hierro, carbonato de calcio, carbonato de magnesio, sales orgánicas e inorgánicas, cloruro de calcio, bromuro de calcio, cloruro de magnesio, halogenuros de zinc y combinaciones de los mismos. 8. - Un fluido de perforación basado en agua para ser utilizado en la perforación de un pozo subterráneo a través de una formación subterránea que se expande en presencia de agua, el fluido de perforación comprende: una fase continua con base acuosa; un material de ponderación; un agente para inhibición de hidratación de esquisto opcional; y un encapsulador de esquisto, caracterizado porque el encapsulador de esquisto es un alcohol polivinílico cuaternizado que tiene la fórmula: en la cual x y "y" tienen un valor de manera tal que el peso molecular del catión está en el intervalo de 10,000 aproximadamente hasta 200,000 ÜMA aproximadamente; y caracterizado porque B~ es un anión que se selecciona a partir del grupo de ión halógeno, ión sulfato, ión nitrato, ión formiato, ión citrato, ión acetato, ión metilsulfonato, y mezclas de estos; y porque el agente para inhibición de hidratación de esquisto y el encapsulador de esquisto están presentes en una relación uno con respecto al otro y están en concentraciones suficientes para reducir la expansión de la formación subterránea en presencia de agua. 9. - El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque B" es un ión halógeno. 10. - El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque x y "y" tienen un valor de manera tal que el peso molecular del catión está en el intervalo de 25,000 aproximadamente hasta 150,000 UMA aproximadamente. 11. - El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque la fase continua basada en agua se selecciona a partir de: agua dulce, agua de mar, salmuera, mezclas de agua y compuestos orgánicos solubles en agua y mezclas de los mismos. 12. - El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque el fluido de perforación contiene también un agente para control de pérdida de fluido que se selecciona a partir del grupo que consiste de polímeros orgánicos, almidones, y mezclas de los mismos. 13. - El fluido de perforación de conformidad con la reivindicación 8, caracterizado porque el material de ponderación se selecciona a partir del grupo que consiste de barita, hematita, óxido de hierro, carbonato de calcio, carbonato de magnesio, sales orgánicas e inorgánicas, cloruro de calcio, bromuro de calcio, cloruro de magnesio, halogenuros de zinc y combinaciones de los mismos. 14. - Un método para formar un pozo subterráneo, el método comprende perforar el pozo subterráneo con un barreno giratorio y un fluido de perforación; dicho fluido de perforación incluye : una fase continua con base acuosa; un agente para inhibición de hidratación de esquisto opcional; y un encapsulador de esquisto, caracterizado porque el encapsulador de esquisto es un alcohol polivinilico cuaternizado que tiene la fórmula: en la cual x y "y" tienen un valor de manera tal que el peso molecular del catión está en el intervalo de 10,000 aproximadamente hasta 200,000 UMA aproximadamente; A se selecciona a partir de alquilo de Ci-C6, éter de C2-Ce o amida de C2-C6; R, R' y R" se pueden seleccionar de manera independiente a partir de alquilo de C1-C3; y porque ? es un anión que se selecciona a partir del grupo de ión halógeno, ión sulfato, ión nitrato, ión formiato, ión citrato, ión acetato, ión metilsulfonato, y mezclas de estos; y porque el agente para inhibición de hidratación de esquisto y el encapsulador de esquisto están presentes en una relación y están en concentraciones suficientes para reducir la expansión de la arcilla de esquisto encontrada durante la perforación del pozo subterráneo. 15.- Un método para reducir la expansión de arcilla de esquisto encontrada durante la perforación de un pozo subterráneo, el método comprende: hacer circular en el pozo subterráneo un fluido de perforación con base acuosa que incluye: una fase continua con base acuosa; un agente para inhibición de hidratación de esquisto; y un encapsulador de esquisto, caracterizado porque el encapsulador de esquisto es un alcohol polivinílico cuaternizado que tiene la fórmula: en la cual x y y" tienen un valor de manera tal que el peso molecular del catión está en el intervalo de 10,000 aproximadamente hasta 200,000 UMA aproximadamente; A se selecciona a partir de alquilo de C1-C6, éter de 2-Cs o amida de C2-C6r' R, R' y R" se pueden seleccionar de manera independiente a partir de alquilo de C1-C3; y porque B" es un anión que se selecciona a partir del grupo de ión halógeno, ión sulfato, ión nitrato, ión formiato, ión citrato, ión acetato, ión metilsulfonato, y mezclas de estos; y porque el agente para inhibición de hidratación de esquisto y el encapsulador de esquisto están presentes en una relación y están en concentraciones suficientes para reducir la expansión de la formación subterránea en presencia de agua. 16.- Un método para eliminar sólidos de la perforación en una formación subterránea, el método comprende : moler los sólidos de perforación en un fluido con base acuosa para formar una suspensión espesa, en el cual el fluido basado en agua incluye: una fase continua con base acuosa, un agente para inhibición de hidratación de esquisto; y un encapsulador de esquisto, caracterizado porque el encapsulador de esquisto es un alcohol polivinilico cuaternizado que tiene la fórmula: en la cual x y "y" tienen un valor de manera tal que el peso molecular del catión está en el intervalo de 10,000 aproximadamente hasta 200,000 UMA aproximadamente; A se selecciona a partir de alquilo de Ci-C6, éter de C2~C6 o amida de C2-C6; R, R' y R" se pueden seleccionar de manera independiente a partir de alquilo de C1-C3 y porque B" es un anión que se selecciona a partir del grupo de ión halógeno, ión sulfato, ión nitrato, ión formiato, ión citrato, ión acetato, ión metilsulfonato, y mezclas de estos; y porque el agente para inhibición de hidratación de esquisto y el encapsulador de esquisto están presentes en una relación y están en concentraciones suficientes para reducir la expansión de los sólidos de barrenado, e inyectar dicha suspensión espesa dentro de la formación subterránea. 17. - Un fluido de perforación basado en agua para ser utilizado en la perforación de un pozo subterráneo a través de una formación subterránea, la cual se expande en presencia de agua, el fluido de perforación comprende: una fase continua con base acuosa; un material de ponderación; un inhibidor de esquisto opcional, y un encapsulador de esquisto a base de alcohol polivinilico soluble en agua, basado en amina cuaternaria en el cual la amina cuaternaria de alcohol polivinilico tiene un intervalo de peso molecular de 10,000 aproximadamente hasta 200,000 UMA aproximadamente y caracterizado porque el inhibidor de esquisto y el encapsulador están presentes en cantidad suficiente para reducir la expansión de la formación de esquisto en presencia de agua. RESUMEN DE LA INVENCIÓN Se describe un fluido de perforación con base acuosa para ser utilizado en la perforación de un pozo subterráneo a través de una formación subterránea que se expande en presencia de agua, el fluido de perforación se formula para que incluya: una fase continua de base acuosa; un material de ponderación; un agente para inhibición de hidratación de esquisto opcional y un encapsulador de esquisto. El encapsulador de esquisto de preferencia es un alcohol polivinilico cuaternizado que tiene la fórmula (I) en la cual "x" y "y" tienen un valor tal que el peso molecular del catión está en el intervalo de 10,000 aproximadamente hasta 200,000 A Ü aproximadamente; A se selecciona a partir de alquilo de C1-C6, éter de C2-C6 o amida de C2-Cg; R, R' y R" se pueden seleccionar de manera independiente a partir de alquilo de C1-C3; y B es un anión para balance de carga para la amina cuaternaria. El agente para inhibición de hidratación de esquisto y el encapsulador de esquisto pueden estar presentes en concentraciones suficientes para reducir la expansión de la formación subterránea en presencia de agua. Se pueden incluir aditivos convencionales en la formulación del fluido de perforación, dichos aditivos convencionales pueden incluir: agentes para control de pérdida de fluido, agentes para reserva alcalina y otros agentes para control de pH, agentes para formación de puente, lubricantes, agentes anti-adherencia de polvo al barreno, agentes inhibidores de corrosión, agentes tensioactivos y agentes para suspensión de sólidos asi como mezclas y combinaciones de estos compuestos y compuestos similares que deben ser conocidos por el experto en la técnica.
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