WO2012110844A1 - Composición mejorada, método de preparación y uso de fluidos ultraligeros base aceite para la perforación de zonas depresionadas con lutitas activas - Google Patents
Composición mejorada, método de preparación y uso de fluidos ultraligeros base aceite para la perforación de zonas depresionadas con lutitas activas Download PDFInfo
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- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
Definitions
- the present invention relates to the composition, method of preparation and application of a foamed oil based ultralight drilling fluid system with half-life times greater than 20 minutes and up to 10 hours, which can be used for drilling Paleocene, Cretaceous and Jurassic formations of depressed oil fields, and more specifically to safely drill the clay bodies (active shales) that are embedded in these formations and with high thermal gradients (greater than 180 ° C).
- the oil-based (ultralight) foamed fluid of this invention can be used for drilling, repairing and terminating oil wells using the Low Balance Drilling (UBD) or C-Pressure Drilling (MPD) method. its acronym in English) or the traditional method of drilling using cryogenic nitrogen gas, membrane nitrogen, air or any other gas or mixtures thereof, in order to reduce the specific gravity of the fluid in a range of 0.8 to 0.2.
- UBD Low Balance Drilling
- MPD C-Pressure Drilling
- a drilling fluid (traditionally known as mud) that can be water based, oil based or use a gas in order to carry out multiple functions, among which the following stand out: counteract the pressures of drilling fluids, cool and lubricate the auger, carry perforated cuts to the surface for separation and recycling of the previous fluid conditioning.
- mud traditionally known as mud
- Bentonite fluid with densities of 1.02 to 1.05 g / cc
- polymeric bentonitic fluid with densities of 1.02 to 1.05 g / cc
- Low density polymeric fluids with densities of 0.86 to 0.98 g / cc (80% diesel and 20% water)
- potholes viscous bentonite sludge blind drilling
- seawater-based fluids with xanthan gum
- silicates and maximum load lubricants with densities of 1.05 to 1.07 g / cc.
- the foaming agent is selected from the group of silicone foaming agents, fluorinated foaming agents or combinations thereof
- the gelling agent is selected from the group of phosphate esters and mixtures or combinations thereof with their cross-chain agents. which are selected from the group of di, tri or tetravalent metals.
- the polymer, which is soluble in the base oil, and whose main function is to increase the viscosity of the hydrocarbon base fluid may be formed by one or more polymerizable units of mono or diolefins.
- the base oil may be selected from the group of synthetic hydrocarbon oils, petroleum derived hydrocarbons, natural oils or other similar hydrocarbons or mixtures thereof.
- the maximum half-life of the foamed fluid of the invention is 2 to 20 minutes (the half-life of the foam is defined as the time it takes for the foam to reduce its original liquid volume by 50%).
- This particularity means that the foam in question has limited application for drilling wells with the technique of drilling under balance or controlled pressure, since the half-life of this foam is not sufficient for the fluid to remain stable derived from some suspension of operations due to pump failure, winch, among others, and whose waiting times exceed 20 minutes of half-life considered by the fluid referred to in the patent in question, this situation causes the foam to destroy inside the well causing problems of packing of the string and / or lost circulation, since the foam is destroyed decreases the consistency (viscosity) and the fluid no longer retains its suspension power causing the drilling cuts to settle and the liquid phase is lost to formation more rapidly due to the viscosity reduction.
- This application also seeks to protect the drilling method comprising the steps of: 1) adding an amount of a foaming composition to a hydrocarbon base fluid to form a foamed drilling fluid, where the foaming composition is formed by a foaming agent and a sufficient amount of a stabilizing polymer to form a stable foam at temperatures of at least 350 ° F (175 ° C); 2) pump the foam into the drill string; 3) pump an organophilic gas inside or to the auger at a speed sufficient to produce a foamed drilling fluid that reduces the weight of the fluid column and transports the cuts to the surface; and 4) remove the foam from the well.
- a defoaming agent a process that can be repeated up to 10 times without the addition of any additive of the foaming composition.
- the aforementioned foaming composition is mainly composed of: 1) a foaming agent, which is selected from the group of silicone foaming agents, fluorinated oligomeric foaming agents or polymeric foaming agents or combinations thereof; 2) a hydrocarbon base fluid, which is selected from the group of synthetic hydrocarbon fluids, petroleum derived hydrocarbon fluids, natural hydrocarbon fluids and mixtures thereof; and 3) a polymer which comprises at least one monomer of aromatic olefins and at least one diene monomer, where the former comprise styrene, ⁇ -methyl styrene, a-trifluoromethyl styrene, fluorinated styrene, alkylated stretches, vinyl pyridine and mixtures of them and the latter comprise at least butadiene, isoprene, 2,3-dimethyl butadiene, 1,3 pentadiene or mixtures thereof.
- a foaming agent which is selected from the group of silicone foaming agents, fluorinated oligo
- the foaming composition is added to the oil-based fluid in a range between 0.5 and 5% by weight, and has a lifetime of 2 to 5 minutes.
- the foaming agent is added to the base oil in a concentration of 1% by weight, the viscosifying polymer is added in a range of 0.05 to 5% by weight and the antifoaming agent can be added in a concentration that can be double the amount of foaming agent.
- the fluid must also have the characteristic that in combination with a gas such as air, nitrogen or any other gas, it must reduce its specific gravity to values of the order of 0.8 to 0.2 and additionally possess good Theological properties that allow cleaning of the hole with in order to improve drilling progress, suspend the cuts before any waiting time situation and bring the cuts to the surface for removal.
- This type of fluid is precisely the foamed oil based drilling fluid object of this invention.
- An object of the present invention is to provide a foamed oil base fluid that is stable, with half-life times greater than 20 minutes and up to 6 hours, or more.
- Another objective of the present invention relates to the fact that during its use in the drilling of depressed areas said foamed oil base fluid does not destabilize the well walls, that does not interact with the formation hydrating it or causing its dispersion and that has the capacity to house a gas and retain it, forming a stable foam under the effects of pressures and background temperatures of up to 200 ° C or more.
- foamed oil-based fluid resists contamination of congenital water flows from formation, invasion of crude oil, drilling cuts and acid gases (C0 2 and H 2 S), between others.
- said fluid must also have the characteristic that in combination with a gas it must reduce its specific gravity to values of the order of 0.8 to 0.2 and additionally possess good Theological properties to allow the cleaning of the hole in order to improve drilling progress, suspend the cuts before any waiting time situation and carry the cuts to the surface for removal.
- Figure 1 shows a diagram of the Circulatory System for drilling under balance with a foamed oil based ultralight fluid with nitrogen injection according to the present invention.
- Figure 2 shows a diagram of the Circulatory System for drilling with an ultralight fluid based on foamed oil and with air injection and foam diffuser in the sludge dams without using the low balance drilling equipment.
- Figure 3 shows a general scheme of the foam diffuser used to inject air into the ultralight fluid into the work and suction dams in order to reduce the specific gravity to values of the order of 0.25.
- the figure shows a diagram of the Circulatory System for drilling under balance with an ultralight fluid based foamed oil with nitrogen injection, foam generator, and air injection with foam diffuser in the sludge dams.
- the ultralight foamed oil based fluid object of the present invention consists mainly of only three essential ingredients, a base oil, a foaming agent and a foam stabilizer. Unlike the foamed fluids that exist in the state of the art, the fluid does not use viscosifying polymers or cross-chain agents to provide stability and thermal resistance to foam.
- the base oil used can be selected, without restriction, from the group of kerosene oils, crude oil, diesel oil, natural origin oil, mineral oil and condensates or some oil derived from similar hydrocarbons combined or mixed together, a component that It represents 90 to 99% by volume of the base composition before injecting the gas to produce the foam and thus obtain the ultralight fluid required to drill the depressed areas constituted by sands, loams, cretaceous limestones, dolomites, among others, and which, among other things, allows the formation of formations containing hydratable and delectable clay bodies.
- the foaming agent consists mainly of a surfactant, which can be selected from the group of foaming agents. of silicones, fluorinated polymers of vinyl type, perfluorinated polymers of acrylic type. More specifically, the inventors have found that a foaming agent of the type of partially perfluorinated acrylic-based polymers in combination with a stabilizing agent provides thermal stability to the oil-based ultralight fluid of up to 200 ° C, with drain times of less than 5% in a time of 6 hours, which provides a foam with half-life times greater than 6 hours.
- This feature allows to ensure that the fluid will remain stable inside the hole, under the effects of pressure and temperatures of up to 200 ° C, for long periods of time, thereby avoiding the classic problems of string packing and entrapment and / or loss. of circulation caused by the decrease in consistency (lack of stability) suffered by foamed fluids that have short half-life (less than 20 minutes).
- the concentration range in which the foaming agent is used is of the order of 0.5 to 5% by volume.
- the stabilizing agent is used in a concentration range that varies from 5 to 50 kg / m 3 of the base oil, and can be selected from the group of polymers derived from carboxylic acids (dimers, trimers, among others) or from the group of Bentonite, Montmorillonite, smectite, hectorite, saponite, beidelite or stevensite treated with quaternary salts of fatty acids, which when interacting with oleophilic compounds such as diesel oil, hydrocarbons, synthetic oils, among others, provide thixotropic properties.
- Organophilic compounds prepared from the aforementioned clays, prior to their incorporation into the fluid object of the present invention, are treated with dispersing agents with the purpose of maximizing their yield, the most commonly used dispersants are, among others, low weight alcohols. molecular, acetone and nitroalkanes containing Up to 5% water. Polymers derived from carboxylic acids can be used in a range of 0.1 to 5% vol.
- the stabilizing agent may be selected from the group of ammonium bentonite derived from hydrogenated dimethyl di bait, ammonium bentonite derived from hydrogenated methyl benzyl di bait, ammonium bentonite derived from hydrogenated dimethyl benzyl di bait and mixtures thereof.
- the prepared fluid is circulated with a sludge pump (1) through a circulatory circuit and the foam is formed with the use of a foam generator (2), to pass to a unit of injection (3) where a gas (4) is injected to form the foam, which passes through a vertical pipe (5), a drill string (6) and a auger to return through an annular space (7 ).
- the gas (4) can be membrane nitrogen, cryogenic nitrogen, air, among others.
- the repressed well is maintained and the fluid leaves the well through a rotating head (9) to be sent to a gas-mud separator ( 10), where part of the gas is separated from the foam and the solids and fluid are sent to a solid control equipment (1 1) where the drill cuttings are separated.
- the ultralight fluid object of the present invention does not require the use of defoaming agents, since being passed through the solid control equipment and degasser releases part of the gas thus increasing its density.
- the ultralight fluid passes through settlement, treatment and suction dams to be pumped back into the well previously passing through the generator foam and injecting the amount of gas necessary to reduce the density to the required values.
- a novel aspect of this invention is that the centrifugal pump (supercharger) that is traditionally coupled to the suction of the sludge pump has been replaced by a transfer pump with "non-contact” technology (12) that bases its principle of operation in the "drag of the viscous boundary layer," since it is widely known that traditional centrifugal pumps have severe cavitation problems because the NPSH available with foamed fluids is less than the NPSH required by centrifugal pumps .
- the foamed oil-based fluid, object of this invention can also be aerated or gasified in sludge dams (21) with a foam diffuser (22), managing to reduce the specific gravity of the fluid at values from 0.9 to 0.20 or lower depending on the amount of gas injected.
- the fluid passes through an auger, returns through the annular space (25) to a rotating head (26) and from there is sent through a floating line (27) to a solids control equipment (28 ), to finally pass to a settlement dam and mixing dams and a suction dam where, if required, the necessary treatment is given with the additives that make up this fluid and the necessary air or gas is injected through the foam diffuser to maintain the required working density.
- the foam diffuser of this second embodiment is illustrated in Figure 3, where it is observed that the foam diffuser is preferably constituted by a pipe (31) of carbon steel ID card 40, 80 or 120, stainless steel, aluminum or even PVC plastic, which is closed at one end and on the other is coupled to a hose (32) that feeds a variable air flow (for example 20 to 800 cubic feet per minute) in sufficient quantity to reduce the specific gravity of the ultralight fluid at the required values.
- a variable air flow for example 20 to 800 cubic feet per minute
- the length of the pipe can be variable, but more specifically it can be from 1 to 5 m in length and the diameter is from 1 "(25.4 mm) to 5" (127 mm).
- said pipe has a plurality of perforations (33), the diameter and shape of which can be variable, preferably homogeneously distributed, with a diameter of said perforations ranging from 0.015 "(0.38 mm) to 0.5" (12.7 mm ), with a radial spacing of the perforations which can be from 0.25 "(6.35 mm) to 10" (254 mm).
- the ultralight foamed oil-based fluid is characterized in that it is formulated with a base oil, a gas, a polymeric foaming agent and a stabilizing agent, which in combination with a foam generator allows to reduce, at the level of sludge dams, the specific gravity of the fluid at values in a range of 0.8 to 0.20.
- the ultralight foamed oil based fluid can be foamed in the dams using a foam diffuser (41) to lower the density with air to a certain value (0.4 for example) and then be pumped with a sludge pump (42) to a foam generator (43), assisted by a disk supercharger pump (44); to pass to an injection unit (45) where the amount of a gas, preferably nitrogen, is injected necessary to reduce the specific gravity to the required values, the foam formed passes through a vertical tube (46), or a drill string (47), or a auger returning through an annular space.
- a foam diffuser (41) to lower the density with air to a certain value (0.4 for example) and then be pumped with a sludge pump (42) to a foam generator (43), assisted by a disk supercharger pump (44); to pass to an injection unit (45) where the amount of a gas, preferably nitrogen, is injected necessary to reduce the specific gravity to the required values, the foam formed passes through a vertical tube (46), or
- the repressed well With the equipment under balance, and through a pressure booster (48), the repressed well is kept and the fluid leaves the well through a rotating head (49) to be sent to a gas-sludge separator (50), where part of the gas is separated from the foam and the solids and fluid are sent to a solid control equipment (51) where the drill cuttings are separated.
- the ultralight fluid passes through settlement, treatment and suction dams (where the foam diffuser is kept operating) to be pumped back into the well previously passing through the foam generator and injecting the amount of gas necessary to reduce density at required values.
- composition of the oil-based foamed fluid is characterized in that it has a thermal resistance of more than 180 ° C without thermal degradation problems, and in this way they form stable foams, which are greatly improved when they are subjected to the effect of temperature, even presenting longer half-life and a% drainage of the liquid phase less than 5% for a period of 6 hours which provides half-life times greater than 10 hours.
- the foamed oil-based fluid of this invention is capable of forming a stable foam in which it accepts a gas within a liquid (hydrocarbon, diesel oil, mineral oil or crude oil) thus reducing the specific gravity of the fluid to values of the order from 0.7 to 0.25 and more preferably 0.2 or lower, depending on the amount of gas injected and the amount of stabilizer and foaming agent.
- reducing the specific gravity of the foamed fluid reduces the pressure of the hydrostatic column of the drilling fluid that is pumped into the well, thereby managing the specific gravity within the range required to drill the depressed areas, thereby avoiding the occurrence of a loss of circulation due to the fracturing of the formation and / or the occurrence of an outbreak by adequately controlling the formation fluids.
- the chemical nature and the synergistic effect that is achieved by the combination of the foaming agent-oil-stabilizer-gas allow the oil-based foamed ultralight fluid, apart from presenting thermal stability higher than 180 ° C, and more properly 200 ° C, of This invention resists the most common contamination that occurs when drilling the depressed areas of the characteristic formations of the Paleocene, Cretaceous and Jurassic, in addition to inhibiting the hydration and delegation of the bodies clays that are interspersed in these formations.
- the most common contamination to which we refer, among others, are the following: salt water flows, acid gases such as C0 2 and H 2 S, crude oil, drilling cuts, among others.
- the stabilizer in combination with the foaming agent and the base oil, produces a synergy effect that retains the gas for long periods of time.
- This synergy effect is characterized in that at rest the foaming composition exhibits a thixotropic behavior in such a way that it builds a gelatinous structure that traps the gas bubble preventing it from migrating towards the surface increasing its stability and consequently increasing its life time half.
- the foaming composition allows a stable foam to be formed when the gas is injected at temperatures above 200 ° C.
- the volume of the foam sample for the separation of lases was 100 ml.
- the volume of the foam sample for the phase separation was 100 ml.
- the volume of the foam sample for phase separation was 100 ml.
- the volume of the foam sample for phase separation was 500 ml.
- a Hamilton Beach type agitator was used mixing the products in the following order: Diesel-stabilizing agent-foaming agent stirring at low speed for 15 minutes with the stabilizing agent and 10 minutes with the foaming agent a high speed.
- Theological behavior tests were carried out on a rotational viscometer of coaxial cylinders at a temperature of 65 ° C.
- the thermal stability tests were carried out by means of a temperature aging test for a certain time, using 500 ml stainless steel cells and pressurizing with a Inert gas (nitrogen) at 150 psig using as a heating medium a 6-roll roller oven with temperature controller with PID control mode (Proportional-Integral-Differential).
- the stability of the foam was determined by emptying a volume of the ultralight foamed fluid in a test tube of 100, 250 or 500 ml capacity and measuring the amount of liquid phase separated at the bottom of the test tube for a certain time.
- Carbon Dioxide (CO 2 ) 250 psi in roll cell 500 ml
- the density value reported in the laboratory tests is that obtained through the agitation process where the air is occluded due to the effects of the shape of the propeller and the speed with which the fluid is agitated, this value can be modified depending on the amount of gas (nitrogen, air, or others) that is injected into the mixture by passing it through a foam generator as described in patent application PA / a / 2003/002391.
- the density reported in the examples was obtained at room temperature and atmospheric pressure by weighing a volume of 100 ml of the oil-based foamed ultralight fluid, using a granatary scale approximating 0.1 g and a 100 ml specimen.
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Abstract
La presente invención se refiere a una composición mejorada, preparación y aplicación de un fluido de perforación ultraligero base aceite espumado, con tiempos de vida media superiores a 10 horas, para la perforación de los campos petroleros depresionados, donde existan cuerpos arcillosos activos y deleznables, y que además presenten temperaturas mayores de 180°C. El fluido ultraligero resiste las contaminaciones de agua salada, aceite crudo, gases ácidos, cemento y recortes de perforación. Este fluido puede ser empleado para la perforación, reparación y terminación de pozos utilizando el método de Perforación Bajo Balance, o Perforación con Presión Controlada o el método tradicional de perforación utilizando un gas (nitrógeno, aire, entre otros). Emplea un generador de espuma y/o un difusor de manera individual o combinados para reducir la gravedad especifica del fluido a valores menores de 0.2. y puede ser bombeado al pozo. Un aspecto novedoso de la invención es que la estabilidad del fluido se ve mejorada al ser sometida a los efectos de la temperatura y puede ser bombeada al pozo sin problemas de cavitación mediante el empleo de una bomba de discos conectada a la succión de las bombas de lodos.
Description
COMPOSICIÓN MEJORADA, MÉTODO DE PREPARACIÓN Y USO DE FLUIDOS ULTRALIGEROS BASE ACEITE PARA LA PERFORACIÓN DE ZONAS DEPRESIONADAS CON LUTITAS ACTIVAS
CAMPO DE LA INVENCIÓN
La presente invención se refiere a la composición, método d e preparación y aplicación de un sistema de fluido de perforación ultraligero base aceite espumado con tiempos de vida media superiores a los 20 minutos y hasta 10 horas, el cual puede ser utilizado para la perforación de las formaciones del paleoceno, cretácico y jurásico de los campos petroleros depresionados, y más específicamente para perforar de una manera segura los cuerpos arcillosos (lutitas activas) que se encuentran embebidas en dichas formaciones y con altos gradientes térmicos (mayores de 180°C).
El fluido espumado base aceite (ultraligero) de esta invención puede ser empleado para la perforación, reparación y terminación de pozos petroleros utilizando el método de Perforación Bajo Balance (UBD, por sus siglas en inglés) o Perforación con Presión C ontrolada (MPD, por sus siglas en inglés) o el método tradicional de perforación utilizando gas nitrógeno criogénico, nitrógeno de membrana, aire o cualquier otro gas o mezclas de ellos, con el objeto de reducir la gravedad especifica del fluido en un rango de 0.8 a 0.2.
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN
Para la extracción de hidrocarburos es necesario perforar los pozos con el empleo de un fluido de perforación utilizando la técnica tradicional de perforación rotatoria, la cual hace uso de un fluido de perforación (tradicionalmente conocido como lodo) que puede ser base agua, base aceite o
utilizar un gas con el fin de llevar a cabo múltiples funciones, entre las que destacan las siguientes: contrarrestar las presiones de los fluidos de perforación, enfriar y lubricar la barrena, acarrear los recortes perforados a la superficie para su separación y reciclado del fluido previo acondicionamiento.
Para explotar un campo petrolero es necesario perforar, de una manera programada, varios pozos de desarrollo, sin embargo, en la medida en que se aumenta el número de pozos perforados, y se extraen los hidrocarburos del subsuelo, la presión del yacimiento se va reduciendo gradualmente, al grado en que los hidrocarburos ya no fluyen por si solos a la superficie, ocasionando con esto lo que en el estado del arte de la perforación conocemos como yacimientos o zonas depresionadas. De esta forma, al continuar perforando mas pozos en el mismo campo surge la necesidad de utilizar fluidos ultraligeros, con gravedades especificas menores de 0.9, ya que si se emplean fluidos con mayor densidad se pueden presentar problemas de pérdidas de circulación parciales y totales causadas por la fractura de la formación o por la presencia de fisuras y cavernas naturales, esta situación de pérdida de circulación genera otros problemas colaterales como son: pegaduras de tubería, arrastres, fricciones, empacamientos de la sarta, presencia de gases ácidos que pueden provocar la falla de la sarta de perforación, entre otras, de esta forma, para la perforación de dichos campos o yacimientos depresionados, surge la necesidad de utilizar fluidos ultraligeros con densidades menores de 0.9 g/cc.
En la actualidad, se han venido utilizando ciertos tipos de fluidos que no han resuelto los problemas de perforación de las zonas depresionadas mencionadas, ya que las densidades que se alcanzan, si bien son cercanas y/o menores de 1.0, esta densidad (gravedad específica) no alcanza los valores requeridos para no fracturar la formación y perforar con circulación completa. El tipo de fluidos más comúnmente utilizados hasta hoy en día son los siguientes:
fluido bentonítico con densidades de 1.02 a 1.05 g/cc, fluido bentonítico polimérico con densidades de 1.02 a 1.05 g/cc, fluidos Polimérico de baja densidad con densidades de 0.86 a 0.98 g/cc (80% diesel y 20% agua), baches viscosos de lodo bentonítico (perforación ciega) y fluidos a base de agua de mar con goma xantana, silicatos y lubricantes de carga máxima con densidades de 1.05 a 1.07 g/cc.
Otra problemática que se presenta al perforar las zonas depresionadas con fluidos base agua es que las formaciones donde se ubican las zonas depresionadas están constituidos principalmente por margas y lutitas de tipo cretoso, así como calizas y dolomías, mismas que con frecuencia presentan intercalaciones de lutitas activas (montmorillonitas, esmectitas, hectoritas, ¡litas, entre otras) que al ser perforadas con un fluido base agua provoca una serie de problemas operacionales entre los que podemos mencionar la hidratación de las lutitas y su deleznamiento, lo que ocasiona que el diámetro del pozo se reduzca (ocasionado por el hinchamiento de la lutita) o que las paredes del pozo se desprendan ocasionando problemas de empacamientos de la sarta, fricciones, resistencias y pegaduras de tuberías que pueden causar la pérdida del pozo o la perdida de la etapa que se perfora.
Para resolver este problema se ha venido incrementando el uso de la perforación bajo balance con fluidos espumados base agua dulce o base agua de mar, mismos que con el objeto de resolver el problema de la hidratación de los cuerpos arcillosos se les han adicionado ciertos aditivos inhibidores de la hidratación de lutitas (los cuales son ampliamente conocidos en el medio), no obstante lo anterior, dichos fluidos no consideran aditivos para prevenir el problema del deleznamiento (dispersión) de las lutitas ocasionando con ellos los problemas antes descritos de pegaduras de tubería y/o empacamientos de la sarta de perforación. Adicionalmente, con frecuencia se presentan perdidas de
circulación total, derivadas de la existencia de fracturas y cavernas naturales de la formación, lo que ocasiona que ya no se puede monitorear en superficie la formación que está cortando la barrena, y por ende, al no conocer el grado de actividad que presentan dichos cuerpos arcillosos no se puede precisar la concentración de inhibidores de hidratación que se deben agregar al fluido espumado base agua.
Adicionalmente a los fluidos mencionados arriba, y con la finalidad de evitar los problemas causados por la hidratación y deleznamiento que los fluidos base agua causan a las lutitas activas que se encuentran en las zonas depresionadas, se ha optado por perforar dichas zonas utilizando la técnica de perforación bajo balance con un fluido 100% base aceite o emulsión inversa con alta relación aceite-agua, en el cual, con el propósito de reducir la gravedad especifica del lodo se inyecta gas nitrógeno (de membrana o criogénico) o algún otro gas, sin embargo, al iniciar la circulación del sistema con la unidad bajo balance, y también cuando se interrumpe la circulación, se presentan grandes pérdidas de lodo (70 -100 m3 por evento) derivadas de la falta de capacidad del fluido 100% aceite para retener el gas nitrógeno ocluido en el seno del lodo, esto causa que en la perforación de estas zonas depresionadas se lleguen a perder hasta 2000 a 3000 m3 de fluido 100% base aceite o emulsión inversa, lo cual incrementa sobremanera los costos de perforación.
A este respecto, existe en el estado de la técnica la solicitud de patente estadounidense publicada bajo el no. US2007/0129257, publicada el 7 de junio de 2007, la cual busca proteger un método de perforación que comprende los pasos de: 1) adicionar una cantidad de una composición espumante a un fluido base de hidrocarburos para formar un fluido de perforación espumado, donde la composición espumante está formada por un polímero, un agente gelante, un agente de cadena cruzada (crosslinking) y un agente espumante; 2) mezclar la
composición espumante con un gas para formar una pre-espuma; 3) bombear la espuma al interior de la sarta de perforación; 4) producir la espuma cuando la pre-espuma sufre una caída de presión suficiente para formar la espuma y reducir el peso de la columna de fluido; y 5) sacar la espuma del pozo.
De conformidad con la citada solicitud, después de sacar la espuma del pozo, esta se destruye con una cantidad suficiente de un desespumante, proceso que puede ser repetido hasta 10 veces sin la adición de algún aditivo de la composición espumante.
El agente espumante es seleccionado del grupo de agentes espumantes de silicones, agentes espumantes fluorinados o combinaciones de ellos., el agente gelante es seleccionado del grupo de esteres de fosfatos y mezclas o combinaciones de los mismos con sus agentes de cadena cruzada (crosslinking) los cuales son seleccionados del grupo de metales di, tri o tetravalentes. El polímero, el cual es soluble en el aceite base, y cuya función principal es la de incrementar la viscosidad del fluido base de hidrocarburos puede estar conformado por una o más unidades polimerizables de mono o diolefinas.
El aceite base puede ser seleccionado del grupo de aceites de hidrocarburos sintéticos, hidrocarburos derivados del petróleo, aceites naturales u otros hidrocarburos similares o mezclas de ellos.
El tiempo de vida media máximo del fluido espumado de la invención es de 2 a 20 minutos (el tiempo de vida media de la espuma se define como el tiempo que tarda la espuma en reducir su volumen de líquido original en un 50%). Esta particularidad hace que la espuma en mención tenga aplicación limitada para la perforación de pozos con la técnica de perforación bajo balance o presión controlada, ya que los tiempos de vida media que presenta esta espuma no son suficientes para que el fluido se mantenga estable
derivados de alguna suspensión de operaciones por falla de bombas, malacate, entre otros, y cuyos tiempos de espera sobrepasan los 20 minutos de tiempo de vida media que considera el fluido a que hace referencia la patente en mención, esta situación provoca que la espuma se destruya en el interior del pozo ocasionando problemas de empacamientos de la sarta y/o perdidas de circulación, ya que al destruirse la espuma disminuye la consistencia (viscosidad) y el fluido ya no retiene su poder de suspensión ocasionando que los recortes de perforación se asienten y la fase liquida se pierda a la formación con mayor rapidez en virtud de la reducción de viscosidad.
Asimismo, se tiene conocimiento que la solicitud de patente estadounidense publicada bajo el no. US2010/0000795, publicada el 7 de enero de 2010, la cual describe un nuevo fluido de perforación base aceite espumado para perforar pozos de petróleo o gas y que además incluye el método de fabricación y su uso. El fluido en mención está constituido por un aceite base, un agente espumante y un polímero que incluye al menos un monómero de olefina aromática y al menos un monómero dieno. La composición genera una espuma estable a temperaturas de hasta 350°F (175°C).
Esta solicitud también busca proteger el método de perforación que comprende los pasos de: 1) adicionar una cantidad de una composición espumante a un fluido base de hidrocarburos para formar un fluido de perforación espumado, donde la composición espumante está formada por un agente espumante y una cantidad suficiente de un polímero estabilizante para formar una espuma estable a temperaturas de al menos 350°F (175°C); 2) bombear la espuma al interior de la sarta de perforación; 3) bombear un gas organofílico al interior o a la barrena a una velocidad suficiente para producir un fluido de perforación espumado que reduzca el peso de la columna de fluido y transporte los recortes a la superficie; y 4) sacar la espuma del pozo.
De conformidad con la citada solicitud, después de sacar la espuma del pozo, esta se destruye con una cantidad suficiente de un agente desespumante, proceso que puede ser repetido hasta 10 veces sin la adición de algún aditivo de la composición espumante.
La composición espumante citada está compuesta principalmente por: 1) un agente espumante, el cual es seleccionado del grupo de agentes espumantes de silicones, agentes espumantes oligoméricos fluorinados o agentes espumantes poliméricos o combinaciones de ellos; 2) un fluido base de hidrocarburo, el cual es seleccionado del grupo de fluidos de hidrocarburos sintéticos, fluidos de hidrocarburos derivados del petróleo, fluidos de hidrocarburos naturales y mezclas de los mismos; y 3) un polímero el cual comprende al menos un monómero de olefinas aromáticas y al menos un monómero dieno, donde los primeros comprenden el estireno, α-metil estireno, a-trifluorometíl estireno, estireno fluorinado, estírenos alquilados, vinil-piridina y mezclas de ellos y los segundos comprenden al menos el butadieno, isopreno, 2,3- dimetil butadieno, 1 ,3 pentadieno o mezclas de ellos.
Generalmente, la composición espumante es adicionada al fluido base aceite en un rango entre 0.5 y 5% en peso, y presenta un tiempo de vida medía de 2 a 5 minutos. El agente espumante es adicionado al aceite base en una concentración de 1 % en peso, el polímero viscosifícante es adicionado en un rango de 0.05 a 5% en peso y el agente antiespumante puede ser adicionado en una concentración que puede ser el doble de la cantidad de agente espumante.
Así pues, con la finalidad de perforar las zonas depresionadas caracterizadas por la presencia de cuerpos arcillosos de gran actividad (hinchables y deleznables con altos contenidos de montmorillonítas, esmectitas, hectoritas, Mitas, entre otras) se hace necesario utilizar un fluido base aceite
espumado que sea estable, con tiempos de vida media superiores a 20 minutos y hasta 6 horas, o más, de tal forma que al estar perforando no desestabilice las paredes del pozos, que no interactúe con la formación hidratándola o provocando su dispersión (interacción roca-fluido) y que tenga la capacidad de alojar un gas (aire, nitrógeno de membrana, nitrógeno criogénico, entre otras) y retenerlo, formando una espuma estable bajo los efectos de las presiones y temperaturas de fondo (100 a 200°C), y que adicionalmente resista las contaminaciones, entre otras, de flujos de agua congénita de la formación, invasión de aceite crudo, recortes de perforación y gases ácidos (C02 y H2S). El fluido además debe tener la característica de que en combinación con un gas como el aire, nitrógeno o cualquier otro gas, debe reducir su gravedad especifica a valores del orden de 0.8 a 0.2 y adicionalmente poseer buenas propiedades Teológicas que permitan la limpieza del agujero con el fin de mejorar los avances de perforación, suspender los recortes ante cualquier situación de tiempos de espera y acarrear los recortes a superficie para su remoción. Este tipo de fluido es precisamente el fluido de perforación base aceite espumado objeto de esta invención.
OBJETIVOS DE LA INVENCIÓN
Un objetivo de la presente invención consiste en proporcionar un fluido base aceite espumado que sea estable, con tiempos de vida media superiores a 20 minutos y hasta 6 horas, o más.
Otro objetivo de la presente invención se refiere a que durante su uso en la perforación de zonas depresionadas dicho fluido base aceite espumado no desestabilice las paredes del pozos, que no interactúe con la formación hidratándola o provocando su dispersión y que tenga la capacidad de alojar un gas y retenerlo, formando una espuma estable bajo los efectos de las presiones y
temperaturas de fondo de hasta 200 °C o más.
Más aún, otro objetivo de la presente invención consiste en que dicho fluido base aceite espumado resista las contaminaciones de flujos de agua congénita de la formación, invasión de aceite crudo, recortes de perforación y gases ácidos (C02 y H2S), entre otras.
Finalmente, otro objetivo de la presente invención se refiere a que dicho fluido además debe tener la característica de que en combinación con un gas debe reducir su gravedad especifica a valores del orden de 0.8 a 0.2 y adicionalmente poseer buenas propiedades Teológicas para permitir la limpieza del agujero con el fin de mejorar los avances de perforación, suspender los recortes ante cualquier situación de tiempos de espera y acarrear los recortes a superficie para su remoción.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS
Las numerosas características de la invención son descritas con particularidad en las reivindicaciones anexas. Un mejor entendimiento de las características y ventajas de la presente invención será obtenido por referencia a la siguiente descripción detallada que describe las modalidades ilustrativas, en la cual son utilizados los principios de la invención, y los dibujos anexos de los cuales:
La figura 1 muestra un diagrama del Sistema Circulatorio para perforar bajo balance con un fluido ultraligero base aceite espumado con inyección de nitrógeno acorde con la presente invención.
La figura 2 muestra un diagrama del Sistema Circulatorio para perforar con un fluido ultraligero base aceite espumado y con inyección de aire y difusor de espuma en las presas de lodos sin emplear el equipo de perforación bajo balance.
La figura 3 muestra un esquema general del difusor de espuma empleado para inyectar aire en el seno del fluido ultraligero en las presas de trabajo y succión con el propósito de reducir la gravedad especifica hasta valores del orden de 0.25.
La figura m uestra un diagrama del Sistema Circulatorio para perforar bajo balance con un fluido ultraligero base aceite espumado con inyección de nitrógeno, generador de espuma, e inyección de aire con difusor de espuma en las presas de lodos.
DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN
EL fluido ultraligero base aceite espumado objeto de la presente invención se encuentra constituido principalmente por solo tres ingredientes esenciales, un aceite base, un agente espumante y un estabilizador de espuma. A diferencia de los fluidos espumados que existen en el estado del arte, el fluido no utiliza polímeros viscosificantes, ni agentes de cadena cruzada para proporcionar la estabilidad y la resistencia térmica a la espuma.
El aceite base utilizado puede ser seleccionado, sin restricción alguna, del grupo de aceites de la kerosina, aceite crudo, aceite diesel, aceite de origen natural, aceite mineral y condensados o algún aceite derivado de hidrocarburos similares combinados o mezclados entre sí, componente que representa del 90 al 99% en volumen de la composición base antes de inyectar el gas para producir la espuma y obtener de esta forma el fluido ultraligero requerido para perforar las zonas depresionadas constituidas por arenas, margas, calizas cretosas, dolomías, entre otras, y que entre otras cosas permite perforar las formaciones que contengan cuerpos arcillosos hidratables y deleznables.
El agente espumante, está constituido principalmente por un surfactante, el cual puede ser seleccionado del grupo de agentes espumantes
de silicones, polímeros fluorinados de tipo vinílico, polímeros perfluorados de tipo acrílico. Más específicamente, los inventores han encontrado que un agente espumante del tipo de los polímeros de base acrílica parcialmente perfluorados en combinación con un agente estabilizador proporcionan una estabilidad térmica al fluido ultraligero base aceite de hasta 200°C, con tiempos de drenado menores de 5% en un tiempo de 6 horas, lo cual proporciona una espuma con tiempos de vida media superiores a 6 horas. Esta característica permite asegurar que el fluido continuara estable dentro del agujero, bajo los efectos de la presión y temperaturas de hasta 200°C, por largos periodos de tiempo, evitando con esto los problemas clásicos de empacamientos y atrapamientos de sarta y/o la perdida de circulación causada por la disminución de la consistencia (falta de estabilidad) que sufren los fluidos espumados que presentan tiempos de vida media cortos (menores de 20 minutos). El rango de concentración en que se usa el agente espumante es del orden de 0.5 a 5% en volumen.
El agente estabilizador se emplea en un rango de concentración que varía de 5 a 50 kg/m3 del aceite base, y puede ser seleccionado del grupo de polímeros derivados de los ácidos carboxílicos (dímeros, trímeros, entre otros) o del grupo de la bentonita, montmorillonita, esmectita, hectorita, saponita, beidelita o stevensita tratadas con sales cuaternarias de ácidos grasos, las cuales al interactuar con compuestos oleofilicos como el aceite diesel, hidrocarburos, aceites sintéticos, entre otros, proporcionan propiedades tixotrópicas. Los compuestos organofílicos preparados a partir de las arcillas mencionadas, previo a su incorporación en el fluido objeto de la presente invención, son tratadas con agentes dispersantes con el propósito de maximizar su rendimiento, los dispersantes mas comúnmente empleados son entre otros, alcoholes de bajo peso molecular, acetona y nitroalcanos conteniendo
hasta un 5% de agua. Los polímeros derivados de los ácidos carboxílicos pueden ser utilizados en un rango de 0.1 a 5% vol.
Preferentemente, el agente estabilizador puede ser seleccionado del grupo de la bentonita de amonio derivada del cebo dimetil di hidrogenado, bentonita de amonio derivada del cebo metil bencil di hidrogenado, bentonita de amonio derivada del cebo dimetil bencil di hidrogenada y mezclas de las mismas.
Como se observa en la figura 1 , el fluido preparado es circulado con una bomba de lodos (1) a través de un circuito circulatorio y la espuma es formada con el uso de un generador de espuma (2), para pasar a una unidad de inyección (3) en donde se inyecta un gas (4) para formar así la espuma, la cual pasa a través de una tubería vertical (5), una sarta de perforación (6) y una barrena para regresar por un espacio anular (7). Preferentemente, el gas (4) puede ser nitrógeno de membrana, nitrógeno criogénico, aire, entre otros. Con el equipo bajo balance, y a través de un incrementador de presión (booster) (8), se mantiene el pozo represionado y el fluido sale del pozo a través de una cabeza rotatoria (9) para ser enviado a un separador gas-lodo (10), en donde se separa parte del gas de la espuma y los sólidos y fluido son enviados a un equipo de control de sólidos (1 1) e n donde se separan los recortes de perforación.
A diferencia de las espumas conocidas en el estado de la técnica que se mencionaron en el capítulo de antecedentes, el fluido ultraligero objeto de la presente invención no requiere del uso de agentes desespumantes, ya que al ser pasado a través del equipo de control de sólidos y desgasificador libera parte del gas incrementando así su densidad. El fluido ultraligero pasa a través de unas presas de asentamiento, tratamiento y succión para ser bombeado de nueva cuenta al interior del pozo pasando previamente por el generador de
espuma e inyectando la cantidad del gas necesaria para reducir la densidad a los valores requeridos.
Un aspecto novedoso de esta invención es que se ha sustituido la bomba centrifuga (supercargadora) que tradicionalmente se encuentra acoplada a la succión de la bomba de lodos, por una bomba de transferencia con tecnología de "no-contacto" (12) que basa su principio de funcionamiento en el "arrastre de la capa limite viscosa," ya que es ampliamente conocido que las bombas centrifugas tradicionales presentan severos problemas de cavitación en virtud de que el NPSH disponible con los fluidos espumados es menor que el NPSH requerido por las bombas centrifugas. El empleo de la bomba de transferencia resuelve estos problemas de cavitación derivados del manejo de fluidos viscosos con baja gravedad especifica, ya que las bombas de discos trabajan con NPSH requeridos de la mitad y hasta una tercera parte del NPSH requerido por las bombas centrifugas, lo que permite bombear de una manera más eficiente el fluido ultraligero base aceite espumado a la succión de la bomba de lodos para que esta a su vez bombee el fluido a través del circuito circulatorio del equipo de perforación (sarta-barrena-pozo-espacio anular). Este tipo de bombas de discos a los que se refiere esta invención son mencionadas en las patentes US 4,949,385; US 4,768,920 y US 4,940,385.
En una segunda modalidad alternativa de esta invención consiste en que el fluido espumado base aceite, objeto de esta invención, también puede ser aireado o gasificado en unas presas de lodos (21) con un difusor de espuma (22), logrando reducir la gravedad especifica del fluido a valores desde 0.9 hasta 0.20 o más bajo dependiendo de la cantidad de gas que se inyecte. Esta característica, y en combinación con el empleo de unas bombas de discos (23), permite que el fluido ultraligero espumado base aceite de esta segunda modalidad pueda ser bombeado al fondo del pozo a través de una sarta de
perforación (24), evitando con esto la necesidad de utilizar el equipo bajo balance y/o la inyección de nitrógeno criogénico o nitrógeno de membrana o algún otro gas en la boca del pozo (tubería vertical, tubería superficial o piso de perforación) con el propósito de reducir la gravedad especifica del fluido ultraligero a los valores requeridos para perforar. Posteriormente, el fluido pasa a través de una barrena, regresa por el espacio anular (25) a una cabeza rotatoria (26) y de ahí es enviado a través de una línea de flote (27) a un equipo de control de sólidos (28), para finalmente pasar a una presa de asentamiento y unas presas de mezclado y una presa de succión donde, en caso de requerirse, se da el tratamiento necesario con los aditivos que conforman este fluido y se inyecta el aire o gas necesario a través del difusor de espuma para mantener la densidad de trabajo requerida.
El difusor de espuma de esta segunda modalidad es ilustrado en la figura 3, en donde se observa que el difusor de espuma está constituido preferentemente por una tubería (31) de acero al carbón cédula 40, 80 ó 120, acero inoxidable, aluminio o inclusive plástico PVC, la cual se encuentra cerrada en uno de sus extremos y en el otro se encuentra acoplada a una manguera (32) que alimenta un flujo de aire variable (por ejemplo 20 a 800 pies cúbicos por minuto) en cantidad suficiente que permita reducir la gravedad especifica del fluido ultraligero a los valores requeridos. Preferentemente, la longitud de la tubería puede ser variable, pero más específicamente puede ser de 1 hasta 5 m de longitud y el diámetro es de 1" (25.4 mm) a 5" (127 mm). Adicionalmente en la modalidad preferida dicha tubería presenta una pluralidad de perforaciones (33), cuyo diámetro y forma puede ser variable, de preferencia distribuidas homogéneamente, con un diámetro de dichas perforaciones que varía de 0.015" (0.38 mm) a 0.5" (12.7 mm), con un espaciamiento radial de las perforaciones el cual puede ser de 0.25" (6.35 mm) a 10" (254 mm).
El fluido ultraligero espumado base aceite se caracteriza porque esta formulado con un aceite base, un gas, un agente espumante de tipo polimérico y un agente estabilizador, mismos que en combinación con un generador de espuma permite reducir, a nivel de presas de lodos, la gravedad especifica del fluido a valores en un rango de 0.8 a 0.20.
De manera adicional a los dos métodos de aplicación mencionados arriba, la versatilidad del sistema permite que estos puedan ser utilizados mezclados en una tercera modalidad como se ilustra en la figura 4. Con esta tercera modalidad se obtendrá un importante ahorro de gas nitrógeno, es decir, el fluido ultraligero base aceite espumado puede ser espumado en las presas utilizando un difusor de espuma (41) para bajar la densidad con aire hasta un cierto valor (0.4 por ejemplo) y después ser bombeado con una bomba de lodos (42) hacia un generador de espuma (43), auxiliado por una bomba supercargadora de discos (44); para pasar a una unidad de inyección (45) en donde se inyecta la cantidad de un gas, preferentemente nitrógeno, necesario para reducir la gravedad especifica a los valores requeridos, la espuma formada pasa a través de un tubo vertical (46), u na sarta de perforación (47), u na barrena regresando por un espacio anular. Con el equipo bajo balance, y a través de un ¡ncrementador de presión (booster) (48), se mantiene el pozo represionado y el fluido sale del pozo a través de una cabeza rotatoria (49) para ser enviado a un separador gas-lodo (50), en donde se separa parte del gas de la espuma y los sólidos y fluido son enviados a un equipo de control de sólidos (51) e n donde se separan los recortes de perforación. El fluido ultraligero pasa a través de unas presas de asentamiento, tratamiento y succión (donde se mantiene operando el difusor de espuma) para ser bombeado de nueva cuenta al interior del pozo pasando previamente por el generador de espuma e inyectando la cantidad del gas necesario para reducir la densidad a los
valores requeridos.
La composición del fluido espumado base aceite se caracteriza porque posee una resistencia térmica superior a 180°C sin problemas de degradación térmica, y de esta manera forman espumas estables, las cuales se ven mejoradas grandemente cuando son sometidas al efecto de la temperatura llegando a presentar mayores tiempos de vida media y un % de drenado de la fase liquida menores de 5% durante un tiempo de 6 horas lo cual proporciona tiempos de vida media mayores de 10 horas.
El fluido espumado base aceite de esta invención es capaz de formar una espuma estable en la que acepta un gas en el seno de un líquido (hidrocarburo, aceite diesel, aceite mineral o aceite crudo) reduciendo así la gravedad específica del fluido a valores del orden de 0.7 a 0.25 y más preferentemente 0.2 o más bajo, dependiendo de la cantidad de gas que se inyecte y la cantidad de estabilizador y agente espumante. Así, al reducir la gravedad específica del fluido espumado se reduce la presión de columna hidrostática del fluido de perforación que se bombea al pozo logrando con esto manejar las gravedades específicas dentro del rango que se requiere para perforar las zonas depresionadas, evitando con esto la ocurrencia de una perdida de circulación por el fracturamiento de la formación y/o la ocurrencia de un brote al controlar de manera adecuada los fluidos de la formación.
La naturaleza química y el efecto sinergético que se logra mediante la combinación del agente espumante-aceite-estabilizador-gas permiten que el fluido ultraligero espumado base aceite, aparte de presentar estabilidades térmicas superiores a 180°C, y más propiamente 200°C, de esta invención resista las contaminaciones más comunes que se presentan al perforar las zonas depresionadas de las formaciones características del paleoceno, cretácico y jurásico, además de inhibir la hidratación y deleznamiento de los cuerpos
arcillosos que se encuentran intercalados en dichas formaciones. Las contaminaciones más comunes a los que nos referimos, entre otras, son las siguientes: flujos de agua salada, gases ácidos como el C02 y el H2S, aceite crudo, recortes de perforación, entre otros.
A conclusión, el estabilizador, en combinación con el agente espumante y el aceite base, producen un efecto de sinergia que retiene el gas por largos periodos de tiempo. Este efecto de sinergia está caracterizado porque en estado de reposo la composición espumante presenta un comportamiento tixotrópico de tal forma que construye una estructura gelatinosa que atrapa la burbuja de gas impidiendo que ésta migre hacia la superficie incrementando su estabilidad y como consecuencia incrementa su tiempo de vida media. Adicionalmente a la característica mencionada, la composición espumante, permite que al inyectar el gas se forme una espuma estable a temperaturas superiores a 200°C.
EJEMPLOS DE APLICACIÓN
Los ejemplos de aplicación se presentan en las tablas No. 1 a la No. 6 las cuales ilustran la preparación y el comportamiento del fluido ultraligero base aceite espumado con y sin agente estabilizador, así como el comportamiento aumentando y reduciendo la concentración de los mismos. De manera adicional, se presentan pruebas de estabilidad térmica, comportamiento reológico y drenado de fase liquida al ser sometidas a diferentes temperaturas y a la acción de los contaminantes más comunes encontrados al perforar la zona depresionada.
OBSERVACIONES:
1. - El volumen de la muestra de espuma para la separación de tases fue de 100 mt.
2. - Muestras roladas durante 18 hr, con 150 psi N2.
Tabla No. 2.- Densidad y propiedades geológicas @ 65 °C del fluido tdtraligero base aceite espumado, recién preparado en laboratorio y después de rolar a 150 °C, y 180 °C durante 6 hrs (Conc. PROTEX S-300 = 50 lts/m3y Estabilizador = 10 kg/m3).
OBSERVACIONES:
1.- El volumen de la muestra de espuma para la separación de lases fue de 100 ml.
OBSERVACIONES:
1 El volumen de ta muestra de espuma para ta separación de fases fue de 100 ml.
OBSERVACIONES:
1. - Después de rolado la espuma se observa estable en todas tas muestras, y el drenado de la fase liquida se presentó únicamente en la muestra contaminada con crudo a las 2.5 hr de reposo observándose solo un volumen de aceite separado de 8 ml (8.0% vol).
2. - La muestra contaminada con salmuera presento un drenado de la fase líquida de 2 ml después de 26 hr de reposo.
3. - El volumen de la muestra de espuma para la separación de fases fue de 100 ml.
OBSERVACIONES:
1.- El volumen de la muestra de espuma para la separación de fases fue de 100 ml.
OBSERVACIONES:
1.- El volumen de la muestra de espuma para la separación de fases fue de 500 mi.
Para la preparación del fluido ultraligero base aceite espumado se utilizó un agitador tipo Hamilton Beach mezclando los productos en el siguiente orden: Diesel- agente estabilizador-agente espumante agitando a baja velocidad durante 15 minutos con el agente estabilizador y 10 minutos con el agente espumante a alta velocidad. Las pruebas de comportamiento Teológico se llevaron a cabo en un viscosímetro rotacional de cilindros coaxiales a una temperatura de 65 °C.
Las pruebas de estabilidad térmica se llevaron a cabo mediante una prueba de añejamiento a temperatura durante un cierto tiempo, empleando celdas de acero inoxidable de 500 mi de capacidad y presurizando con un
gas inerte (nitrógeno) a 150 psig empleando como medio de calentamiento un horno rolador de 6 rodillos habilitado con controlador de temperatura con modo de control PID (Proporcional-Integral-Diferencial).
La estabilidad de la espuma se determino vaciando un volumen del fluido ultraligero espumado en una probeta de 100, 250 o 500 mi de capacidad y midiendo la cantidad de fase liquida separada en el fondo de la probeta durante un cierto tiempo.
Las pruebas de contaminación se llevaron a cabo adicionando al fluido ultraligero base aceite espumado una cierta cantidad del contaminante y midiendo las propiedades Teológicas y de drenado antes y después de someterlas a un proceso de añejamiento a temperatura. Las concentraciones de contaminantes utilizados fueron las siguientes:
Agua salada (salmuera de NaCI saturada = 50 lt/m3
Aceite crudo = 50 lt/m3
Dióxido de Carbono (CO2) = 250 psi en celda de rolar 500 mi
Recortes de perforación (margas cretosas) = 5 % vol.
El valor de densidad reportado en las pruebas de laboratorio, es el obtenido a través del proceso de agitación donde el aire se ocluye por efectos de la forma de la propela y velocidad con la que se agita el fluido, este valor puede ser modificado dependiendo de la cantidad de gas (nitrógeno, aire, u otros) que se inyecte a la mezcla al hacerla pasar por un generador de espuma como el descrito en la solicitud de patente PA/a/2003/002391. La densidad que se reporta en los ejemplos fue obtenida a temperatura ambiente y presión atmosférica pesando un volumen de 100 mi del fluido ultraligero espumado base aceite, empleando para ello una balanza granataria con aproximación a 0.1 g y una probeta de 100 mi.
Mientras que la invención puede ser susceptible a las varias
modificaciones y de las formas alternativas, las modalidades específicas se han mostrado a modo de ejemplo en los dibujos y se han descrito detalladamente en la presente. Sin embargo, se deberá entender que la invención no está pensada para ser limitada a las formas particulares divulgadas. En su lugar, la invención busca cubrir todas las modificaciones, equivalentes y alternativas que caigan dentro del espíritu y alcance de la invención según lo definido por las siguientes reivindicaciones que se anexan.
Claims
1. - Una composición espumante mejorada para la perforación de los campos petroleros depresionados formulada principalmente con un aceite base, un agente espumante, un estabilizador y un gas q u e se i n yecta e n la composición l íquida para producir un fluido ultraligero base aceite espumado, caracterizado porque:
el estabilizador, en combinación con el agente espumante y el aceite base, producen un efecto de sinergia que en estado de reposo la composición espumante presenta un comportamiento tixotrópico de tal forma que construye una estructura gelatinosa que atrapa la burbuja de gas impidiendo que ésta migre hacia la superficie incrementando su estabilidad y como consecuencia incrementa su tiempo de vida media; y
en donde la composición espumante, permite que al inyectar el gas se forme una espuma estable a temperaturas superiores a 200°C.
2. - La composición espumante de la reivindicación 1 , en donde el agente espumante consiste en un agente espumante no-iónico polimérico de tipo acrílico parcialmente perfluorado soluble en solventes no polares y más específicamente en aceites de origen vegetal, mineral, sintético o derivados de hidrocarburos.
3. - La composición espumante de la reivindicación 2, en donde el agente espumante se utiliza en la composición en una concentración que puede variar desde 0.1 hasta 5% en volumen.
4. - La composición espumante de la reivindicación 1 , en donde el aceite base puede ser seleccionado del grupo de aceites de kerosina, aceite crudo, aceite diesel, aceite mineral, aceite vegetal o condensados de hidrocarburos y más específicamente aceite diesel.
5. - La composición espumante de la reivindicación 4, en donde el aceite base forma parte de la composición espumante en un rango de concentración que puede variar de 85% y hasta un 99% en volumen.
6. - La composición espumante de la reivindicación 1 , en donde el estabilizador empleado puede ser seleccionado del grupo de la bentonita de amonio derivada del sebo dimetil dihidrogenado, bentonita de amonio derivada del cebo dimetil bencil hidrogenada.
7. - La composición espumante de la reivindicación 6, porque emplea el estabilizador en concentraciones de 5 a 50 kg/m3 tomando como base de cálculo el volumen de la composición espumante.
8. - La composición espumante de la reivindicación 1 , en donde el gas puede ser nitrógeno de membrana, nitrógeno criogénico, aire, oxido nitroso, argón, helio, xenón, entre otros.
9. - La composición espumante de la reivindicación 1 , en virtud de que la sinergia que se deriva de la combinación del aceite base-agente espumante- estabilizador permite que la estabilidad del fluido ultraligero espumado base aceite se vea mejorada en la medida en que este se someta a los efectos de la temperatura, a mayor temperatura mayor tiempo de vida media, esto en virtud de que el espesor de película del agente espumante que se forma en la interfase gas - fase continua (aceite con estabilizador) no se deteriora bajo los efectos de temperaturas superiores a 200 °C.
10. - La composición espumante de la reivindicación 1 , porque el tiempo de vida media del fluido ultraligero espumado base aceite se incrementa también en la medida en que se incrementa la concentración de agente espumante.
11. - La composición espumante de la reivindicación 1 , en virtud de que permite que el fluido ultraligero espumado base aceite resista las contaminaciones más típicas que se encuentran al perforar los campos petroleros depresionados y más específicamente contaminaciones con agua de formación (agua salada), dióxido de carbono, aceite crudo, cemento, sólidos de perforación (calizas, dolomías, lutitas cretosas, margas, ilitas, esmectitas, arenas, entre otras), esto derivado de que no existe reacción química alguna entre estos contaminantes y los componentes del fluido ultraligero objeto de esta invención.
12. - La composición espumante de la reivindicación 1 , porque después de ser contaminada y añejada térmicamente hasta por 18 horas sus propiedades de tiempo de vida media y propiedades fisicoquímicas no se ven afectadas asegurando con esto que el fluido ultraligero espumado base aceite objeto de esta invención cumpla con todas sus funciones para la perforación de los campos petroleros depresionados.
13. - El método de perforación de campos petroleros depresionados el cual incluye una composición espumante mejorada del fluido ultraligero espumado base aceite compuesto por un aceite base, un agente espumante y un estabilizador en concentraciones variables de acuerdo a la densidad requerida para perforar los campos depresionados y de acuerdo al tiempo de vida media del fluido ultraligero que se desee manejar, el método de perforación consiste en:
inyectar un gas en la composición espumante, mismos que al mezclarse en un generador de espuma producen una espuma homogénea con tiempos de vida media superiores a 20 minutos, y hasta 10 horas o más;
inyectar de aire en unas presas de lodos a través del difusor de espuma con el propósito de reducir la densidad del fluido ultraligero a valores de hasta 0.3 g/cm3;
bombear mediante una bomba de discos para alimentar la succión de una bomba de lodos a fin de evitar los problemas de cavitación que presentan las bombas de lodos al succionar fluidos con una densidad baja (menores de 0.7 g/cm3);
bombear el fluido ultraligero espumado base aceite a través del generador de espuma, una sarta de perforación, una barrena, un espacio anular y retorno hacia una unidad bajo balance, u na cabeza rotatoria, u n acele rad or, u n equipo separador gas-lodo, u n equipo de control de sólidos y presas.
14. - El método de perforación de la reivindicación 13, porque no requiere del empleo de antiespumantes para mantener controlado el fluido ultraligero evitando derrames y problemas de cavitación de las bombas.
15. - El método de perforación de la reivindicación 13, porque permite utilizar el fluido ultraligero espumado base aceite de manera individual (perforación norma) para perforar los campos petroleros depresionados o en combinación con el método de perforación bajo balance o con presión controlada.
16. - El método de perforación de la reivindicación 13, que además comprende:
emplear un equipo de control de sólidos, u n desgasificador y u n separador gas-lodo para aumentar la densidad del fluido ultraligero espumado sin necesidad de utilizar agentes antiespumantes o desespumantes.
17. - La método de perforación de la reivindicación 13, en donde el fluido ultraligero espumado base aceite inhibe la hidratación de las lutitas hinchables y lutitas deleznables (interacción roca-fluido) evitando con esto la ocurrencia de los problemas de perforación asociados con esta problemática durante la perforación de los campos petroleros depresionados.
18. - Un difusor de espuma caracterizado porque está constituido con una tubería cerrada por uno de sus extremos y en el otro se encuentra acoplada a una manguera por medio de la cual se hace circular un flujo de gas mismo que circula por el interior de la tubería y sale a través de una pluralidad de orificios que se encuentran perfectamente distribuidos a lo largo del cuerpo de la tubería.
19. El difusor de espuma de la reivindicación 18, en donde la pluralidad de orificios son de forma redonda y pueden ser de diferentes diámetros o de uno solo, y la longitud de la tubería puede ser variable.
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