BRPI0610458A2 - método de limpeza de um furo de poço, método de produção de um hidrocarboneto a partir de uma formação e solução - Google Patents
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Abstract
Um método de limpeza de um furo de poço antes da produção de óleo ou gás é divulgado, em que o furo de poço tenha sido perfurado com uma lama de perfuração de emulsão invertida que forma um resíduo de filtro de emulsão invertida, O método pode incluir as etapas de circulação de um fluido decompositor no furo de poço, onde o fluido decompositor inclui um fluido aquoso, um solvente orgânico polar solúvel em água, um éster hidrolisável de um ácido carboxílico e um agente para aumento de densidade e onde o éster hidrolisável é selecionado de modo que, quando de hidrólise, um ácido orgânico seja liberado e a emulsão invertida do resíduo de filtro se decompõe.
Description
MÉTODO DE LIMPEZA DE UM FURO DE POÇO, MÉTODO DE PRODUÇÃO DEUM HIDROCARBONETO A PARTIR DE UMA FORMAÇÃO E SOLUÇÃO
Antecedentes da invenção
O presente pedido reivindica prioridade sob 35 U.S.C.§119 ao Pedido U.S. No. de Série 60/668.485 depositado em 5de Abril de 2005. Esse pedido é incorporado por referenciaem sua totalidade.
Campo da invenção
As modalidades se referem, de modo geral, a fluidospara furo de poço. Mais especificamente, as modalidades sereferem a fluidos decompositores químicos e dedeslocamento.
Estado da técnica
Durante a perfuração de um furo de poço, váriosfluidos são, tipicamente, usados no poço para uma variedadede funções. Os fluidos podem ser circulados através de umatubulação de perfuração e da broca de perfuração no furo depoço e, então, podem subseqüentemente fluir através do furode poço para a superfície. Durante essa circulação, ofluido de perfuração pode atuar para remover cortes deperfuração do fundo do buraco para a superfície, parasuspender os cortes e material para aumento de densidadequando a circulação é interrompida, controlar as pressõesna sub-superfície, manter a integridade do furo de poço atéque a seção do poço seja revestida e cimentada, isolar osfluidos da formação proporcionando pressão hidrostáticasuficiente para impedir o ingresso de fluidos de formaçãono furo de poço, esfriar e lubrificar a coluna deperfuração e a broca e/ou maximizar a taxa de penetração.
Na maioria dos procedimentos de perfuração giratória,o fluido de perfuração toma a forma de uma "lama", isto é,um líquido tendo sólidos suspensos no mesmo. Os sólidosfuncionam para conferir as propriedades reológicasdesejadas ao fluido de perfuração e também para aumentar adensidade do mesmo de forma a proporcionar uma pressãohidrostática adequada no fundo do poço. A lama deperfuração pode ser uma lama baseada em água ou uma baseadaem óleo.
Lamas de perfuração podem consistir de polímeros,biopolímeros, argilas e colóides orgânicos adicionados a umfluido baseado em água para obter as propriedades defiltração e viscosidade requeridas. Minerais pesados, taiscomo barita ou carbonato de cálcio, podem ser adicionadospara aumentar a densidade. Sólidos da formação sãoincorporados na lama e, freqüentemente, se tornam dispersosna lama como uma conseqüência da perfuração. Ainda, lamasde perfuração podem conter um ou mais aditivos poliméricossintéticos e/ou naturais, incluindo aditivos poliméricosque aumentam as propriedades reológicas (por exemplo,viscosidade plásticas, valor de ponto de rendimento,resistência de gel) da lama de perfuração e espessantes efloculantes poliméricos.
Aditivos poliméricos incluídos no fluido de perfuraçãopodem atuar como agentes de controle de perda de fluido.
Agentes de controle de perda de fluido, tal como amido,impedem a perda de fluido para a formação circundanteatravés de redução da permeabilidade de resíduos de filtroformados sobre a superfície da rocha recentemente exposta.
Além disso, aditivos poliméricos são empregados paraconferir capacidade de transporte e tixotropia suficientesà lama para permitir que a lama transporte os cortes para asuperfície e impedir que os cortes assentem da lama quandoa circulação é interrompida.
Muitos fluidos de perfuração podem ser planejados paraformar um resíduo de filtro fino, de baixa permeabilidade,para vedar formações permeáveis penetradas pela broca deperfuração. O resíduo de filtro é essencial para impedir oureduzir a perda de fluidos na formação e o influxo defluidos presentes na formação. Quando de término deperfuração, o resíduo de filtro pode estabilizar o furo depoço durante subseqüentes operações de completação, talcomo colocação de um enchimento de cascalho, no furo depoço. Resíduos de filtro freqüentemente compreendempartículas de formação de ligações, cortes criados pelofluido de perfuração, aditivos poliméricos e precipitados.Uma característica de um fluido de perfuração é reter essaspartículas sólidas e semi-sólidas como uma suspensãoestável, isenta de assentamento significativo durante aescala de tempo de operações de perfuração.
A seleção do tipo de fluido de perfuração a ser usadoem uma aplicação de perfuração envolve um equilíbriocuidadoso das características boas e ruins dos fluidos deperfuração na aplicação em particular e do tipo de poço queestá sendo perfurado. Os benefícios primários de seleção deum fluido de perfuração baseado em óleo, também conhecidocomo uma lama baseada em óleo, incluem: estabilidadesuperior no buraco, especialmente em formações xistosas,formação de um resíduo de filtro mais fino do que o resíduode filtro obtido com uma lama baseada em água, excelentelubrificação da coluna de perfuração e equipamentopetrolífero e penetração de leitos de sal sem formação delamaçais ou alargamento do buraco, bem como outrosbenefícios que serão conhecidos por aqueles habilitados natécnica.
Uma propriedade especialmente benéfica de lamasbaseadas em óleo é sua excelente qualidade de lubrificação.Essas propriedades de lubrificação permitem a perfuração depoços tendo um desvio vertical significativo, conforme étípico de operações de perfuração off-shore ou em águasprofundas ou quando um poço horizontal é desejado. Em taisburacos altamente desviados, torque e arraste sobre acoluna de perfuração são um problema significativo porque atubulação de perfuração repousa contra o lado baixo doburaco e o risco de aderência da tubulação é alto quandolamas baseadas em água são usadas. Em contraste, lamasbaseadas em óleo proporcionam um resíduo de filtro fino,escorregadio que ajuda a impedir aderência da tubulação e,assim, o uso da lama baseada em óleo pode ser justificado.A despeito dos muitos benefícios de uso de lamasbaseadas em óleo, elas têm desvantagens. Em geral, o uso defluidos e lamas de perfuração baseados em óleo têm custosoperacionais e iniciais elevados. Esses custos podem sersignificativamente dependentes da profundidade do buraco aser perfurado. Contudo, os maiores custos podem serfreqüentemente justificados se o fluido de perfuraçãobaseado em óleo impede a escavação in ou alargamento doburaco que pode aumentar grandemente o tempo e custos deperfuração.
O descarte de cortes revestidos de óleo é outrapreocupação primária, especialmente para operações deperfuração off-shore ou em águas profundas. Nesses últimoscasos, os cortes devem ser lavados do óleo com uma soluçãodetergente que também deve ser descartada de uma maneiraambientalmente segura. Outra consideração que deve serlevada em conta é as regulamentações governamentais locaisque podem restringir o uso de fluidos e lamas de perfuraçãobaseados em óleo por razões ambientais.
Lamas baseadas em óleo contêm, tipicamente, algumaágua, quer da formulação do fluido de perfuração em si ouágua pode ser intencionalmente adicionada para afetar aspropriedades do fluido ou lama de perfuração. Em taisemulsões do tipo água-em-óleo, também conhecidas comoemulsões invertidas, um emulsificante é usado paraestabilizar a emulsão. Em geral, a emulsão invertida podeconter agentes de emulsificação solúveis em água e solúveisem óleo. Exemplos típicos de tais emulsificantes incluemsabões de metal polivalente, ácidos graxos e sabões deácido graxo e outros compostos adequados similares queserão conhecidos por aqueles habilitados na técnica.
Após qualquer operação de completação ter sidorealizada, remoção do resíduo de filtro restante sobre asparedes laterais do furo de poço pode ser necessária.
Embora a formação de resíduo de filtro seja essencial paraoperações de perfuração, o resíduo de filtro pode ser umobstáculo significativo para a produção de hidrocarbonetoou outros fluidos do poço se, por exemplo, a formaçãorochosa é obstruída pelo resíduo de filtro. Em virtude dofato de o resíduo de filtro ser compacto, elefreqüentemente adere fortemente ã formação e pode não fluircompleta ou prontamente da formação através de ação dofluido apenas.
A remoção do resíduo de filtro tem sido,convencionalmente, obtida com tratamentos baseados em águaque incluem: uma solução aquosa com um oxidante (tal comoperssulfato), uma solução de ácido clorídrico, ácidoorgânico (acético, fórmico), combinações de ácidos eoxidantes e soluções aquosas contendo enzimas. Por exemplo,o uso de enzimas para remover o resíduo de filtro édivulgado na Patente U.S. No. 4.169.818. Agentes dequelação (por exemplo, EDTA) também têm sido usados parapromover a dissolução de carbonato de cálcio. De acordo comos ensinamentos tradicionais, o oxidante e a enzima atacama fração polimérica do resíduo de filtro e os ácidos,tipicamente, atacam a fração de carbonato (e outrosminerais). Geralmente, oxidantes e enzimas são ineficazesna decomposição da porção carbonato e ácidos são ineficazessobre as porções poliméricas.
Uma das questões mais problemáticas face à remoção deresíduo de filtro envolve a colocação de soluções delimpeza. Em virtude do fato de o componente mais comum emum resíduo de filtro ser o carbonato de cálcio, uma soluçãode limpeza incluiria, idealmente, ácido clorídrico, o qualreage muito rapidamente com o carbonato de cálcio. Contudo,embora eficaz na objetivação de carbonato de cálcio, talácido forte também é reativo com qualquer carbonato decálcio na formação (por exemplo, calcário) e pode permearna formação.
O uso de emulsificantes e tensoativos tradicionais nossistemas de fluido de perfuração invertidos que formam oresíduo de filtro pode ainda complicar o processo delimpeza em operações de completação de buracos abertos.
Especificamente, fluidos usando materiais tensoativos eemulsificantes tradicionais podem requerer o uso desolventes e outras lavagens com tensoativo para penetrar noresíduo de filtro e reverter a capacidade de umedecimentodas partículas de resíduo de filtro. Fluidos de perfuraçãode emulsões invertidas que exibem uma reação de alteraçãode fase ácido-induzida foram previamente descritos nasPatentes U.S. Nos. 6.218.342, 6.790.811, e 6.806.233 ePublicação de Patente U.S. No. 2004/0147404, os conteúdosdas quais são incorporados por referência em suatotalidade. Os fluidos divulgados nessas referências contêmtodos uma forma ou outra de um composto de amina terciáriaetoxilada que estabiliza a emulsão invertida quando ela nãoé protonada. Quando de protonação do composto de amina, aemulsão invertida reverte e se torna uma emulsão regular.
Na maioria dos casos, desprotonação do composto de aminapermite a reformação de uma emulsão invertida. A limpeza depoços perfurados com esse fluido de perfuração de emulsãoinvertida pode ser simplificada usando um fluido de lavagemque contém ácido em uma concentração suficiente paraprotonar o tensoativo de amina no fluido de perfuração (e,conseqüentemente, o resíduo de filtro). Assim, a presençadesse tensoativo de amina no fluido de perfuração podecontrolar o estado de fase (isto é, emulsões invertidasversus regulares) dos fluidos no poço. Similarmente, aPatente U.S. No. 5.888.944 descreve o uso de um tensoativosensível a ácido que estabiliza a emulsão invertida dofluido de perfuração. Quando da adição de um ácido em umfluido de lavagem, por exemplo, o tensoativo imediatamenteprotona para decompor ou inverter a emulsão para umaemulsão do tipo óleo-em-água.
Os problemas de limpeza eficiente do poço, estimulaçãoe completação são uma questão significativa em todos ospoços e especialmente em completações de poço horizontalcom buraco aberto. A produtividade de um poço é um poucodependente de remoção eficaz e eficiente do resíduo defiltro, ao mesmo tempo em que se minimiza o potencial debloqueio pela água, obstrução ou, de outro modo, dano aoscanais de fluxo naturais da formação, bem como aqueles doconjunto de completação. Assim, existe uma necessidadecontínua por fluidos de completação e deslocamento quelimpam eficazmente o furo de poço e não inibem a capacidadeda formação de produzir óleo ou gás, uma vez que o poço émantido em produção.
Conseqüentemente, existe uma necessidade por umasolução de deslocamento e limpeza que removerá o resíduo defiltro de emulsão invertida sem danificar a formação, aomesmo tempo em que permite fácil colocação da solução nofuro de poço e controla o estado de fase dos fluidos deperfuração no poço.
Sumário da invenção
Em um aspecto, a presente invenção se refere a ummétodo de limpeza de um furo de poço, em que o furo de poçotenha sido perfurado com uma lama de perfuração de emulsãoinvertida que forma um resíduo de filtro de emulsãoinvertida. O método pode incluir as etapas de circulação deum fluido decompositor no furo de poço, onde o fluidodecompositor inclui um fluido aquoso, um solvente orgânicopolar solúvel em água, um éster hidrolisável de um ácidocarboxílico e um agente para aumento de densidade, em que oéster hidrolisável é selecionado de modo que, quando dehidrólise, um ácido orgânico é liberado e a emulsãoinvertida do resíduo de filtro se decompõe.
Em outro aspecto, a presente invenção se refere a ummétodo de produção de um hidrocarboneto a partir de umaformação. O método pode incluir as etapas de perfuração daformação com uma lama de perfuração de emulsão invertida,realização de pelo menos uma operação de completação nofuro de poço, colocação de um fluido decompositor baseadoem água no furo de poço, onde o fluido decompositor podeincluir um fluido aquoso, um solvente orgânico polarsolúvel em água, um éster hidrolisável de um ácidocarboxílico e um agente para aumento de densidade efechamento do poço durante um tempo predeterminado parapermitir a hidrólise do éster e decomposição do resíduo defiltro de emulsão invertida.
Em ainda outro aspecto, a presente invenção se referea uma solução que pode incluir um fluido aquoso, umsolvente orgânico polar solúvel em água, um ésterhidrolisável de um ácido carboxílico e um agente paraaumento de densidade.
Outros aspectos e vantagens da invenção serãoevidentes a partir da descrição a seguir e dasreivindicações em anexo.
Descrição detalhada
Em um aspecto, modalidades divulgadas aqui são, emgeral, dirigidas a fluidos de deslocamento e de freioquímicos que são úteis na perfuração, completação etrabalho sobre poços subterrâneos, de preferência poços deóleo e gás. Os fluidos de deslocamento e completação podemser selecionados de um fluido baseado em água e um fluidode emulsão invertida. A utilidade dos fluidos divulgadosaqui não é dependente do uso de aminas terciáriasetoxiladas nos fluidos usados para perfurar o poço. Assim,a ampla aplicabilidade e utilidade dos fluidos divulgadosaqui são grandemente aperfeiçoadas. Os fluidos dedeslocamento e completação de emulsão invertida e baseadosem água da presente invenção são particularmente úteis empoços que são perfurados com um fluido de perfuração deemulsão invertida que formam um resíduo de filtro deemulsão invertida no poço.
Em uma modalidade, o fluido decompositor pode ser umfluido de emulsão invertida que pode incluir uma faseinterna não-oleaginosa e uma fase externa oleaginosa. Afase interna não-oleaginosa pode incluir um solventeorgânico polar solúvel em água, um éster hidrolisável de umácido carboxílico; e opcionalmente um agente para aumentode densidade, tal como uma solução de salmoura de altadensidade. A fase externa oleaginosa pode incluir um fluidooleaginoso, tal como diesel ou outro óleo sintético ouhidrocarboneto adequado, e um emulsificante. Opcionalmente,outros componentes podem incluir um agente deviscosificação, um agente de umedecimento e um agente delimpeza.
O fluido oleaginoso usado para formulação dos fluidosde emulsão invertida usados na prática da presente invençãosão líquidos e são, mais preferivelmente, um óleo sintéticoou natural e, ainda mais preferivelmente, o fluidooleaginoso é selecionado do grupo incluindo óleo diesel,óleo mineral, tais como poliolefinas, polidiorgano-siloxanos, siloxanos ou organo-siloxanos, e misturas dosmesmos. A concentração do fluido oleaginoso deverá sersuficiente de modo que uma emulsão invertida se forma epode ser menos do que cerca de 99% em volume da emulsãoinvertida. Contudo, geralmente, a quantidade de fluidooleaginoso deve ser suficiente para formar uma emulsãoestável quando utilizado como a fase contínua. Em váriasmodalidades, a quantidade de fluido oleaginoso é pelo menoscerca de 3 0 por cento, de preferência pelo menos cerca de40 por cento e, mais preferivelmente, pelo menos cerca de50 por cento em volume do fluido total. Em uma modalidade,a quantidade de fluido oleaginoso é de cerca de 30 a cercade 95 por cento em volume e, mais preferivelmente, de cercade 40 a cerca de 90 por cento em volume do fluido deemulsão invertida.
O fluido não-oleaginoso também usado na formulação dosfluidos de emulsão invertida é um líquido e, depreferência, é um líquido aquoso. Mais preferivelmente, ofluido não-oleaginoso pode ser selecionado do grupoincluindo água marinha, uma salmoura contendo saisorgânicos e/ou inorgânicos dissolvidos, líquidos contendocompostos orgânicos miscíveis em água e combinações dosmesmos. A quantidade do fluido não-oleaginoso é,tipicamente, menos do que o limite teórico necessário paraformação de uma emulsão invertida. Em várias modalidades, aquantidade de líquido não-oleaginoso é pelo menos cerca de1, de preferência pelo menos cerca de 5 e, maispreferivelmente, maior do que cerca de 10 por cento emvolume do fluido total. Correspondentemente, a quantidadedo fluido não-oleaginoso não deverá ser tão grande de modoque ele não possa ser disperso na fase oleaginosa. Assim,em uma modalidade, a quantidade de fluido não-oleaginoso émenos do que cerca de 70% em volume e, de preferência,cerca de 1% a cerca de 70% em volume. Em outra modalidade,o fluido não-oleaginoso é, de preferência, de cerca de 10%a cerca de 60% em volume do fluido de emulsão invertida.
Em outra modalidade, o fluido decompositor pode ser umfluido baseado em água que pode incluir um fluido aquoso.
Adicionalmente, o fluido baseado em água pode incluir umsolvente orgânico polar solúvel em água, um és terhidrolisável de um ácido carboxílico; e opcionalmente umagente para aumento de densidade, tal como uma solução desalmoura de alta densidade. O fluido aquoso usado nosfluidos baseados em água pode ser selecionado do grupoincluindo água marinha, uma salmoura contendo saisorgânicos e/ou inorgânicos dissolvidos, líquidos contendocompostos orgânicos miscíveis em água e combinações dosmesmos.
O solvente orgânico polar solúvel em água deverá serpelo menos parcialmente solúvel em um fluido oleaginoso,mas também deverá ter solubilidade parcial em um fluidoaquoso. O componente solvente orgânico polar da presenteinvenção pode ser um álcool mono-hídrico, di-hídrico oupoli-hídrico ou um álcool mono-hídrico, di-hídrico ou poli-hídrico tendo grupos poli-funcionais. Exemplos de taiscompostos incluem dióis alifáticos (por exemplo, glicóis,1,3-dióis, 1,4-dióis, etc), polióis alifáticos (isto é,trióis, tetraóis, etc), poliglicóis (isto é,polietilenopropileno glicóis, polipropileno glicol,polietileno glicol, etc.), glicol éter (isto é, dietilenoglicol éter, trietileno glicol éter, polietileno glicoléter, etc.) e outros de tais compostos similares que podemse verificar serem úteis na prática da presente invenção.
Em uma modalidade preferida, o solvente orgânico solúvel emágua é um glicol ou um glicol éter, tal como etileno glicolmono-butil éter (EGMBE). Outros glicóis ou glicol éterespodem ser usados na presente invenção, na medida em queeles sejam pelo menos parcialmente miscíveis com água.
O éster hidrolisãvel deverá ser selecionado de modoque o tempo para obter hidrolise seja predeterminado combase nas condições conhecidas no fundo, tal comotemperatura. É bem sabido na técnica que a temperatura, bemcomo a presença de uma fonte de íons de hidróxido, tem umimpacto substancial sobre a taxa de hidrolise de ésteres.
Para um determinado ácido, por exemplo, ácido fórmico,aqueles habilitados na técnica podem conduzir estudossimples para determinar o tempo para hidrolise em umadeterminada temperatura. Também é bem sabido que à medidaque o comprimento da porção álcool do éster aumenta, a taxade hidrolise diminui. Assim, através de variaçãosistemática do comprimento e ramificação da porção álcooldo éster, a taxa de liberação do ácido fórmico pode sercontrolada e, assim, a decomposição da emulsão de umresíduo de filtro de emulsão invertida pode serpredeterminada. Em uma modalidade preferida, o ésterhidrolisável de um ácido carboxílico é um éster de ácidofórmico de um álcool de C4 a C30. Em uma modalidade, o ésterhidrolisável do ácido carboxílico compreende de cerca de 5a 50 por cento em volume de um fluido decompositor baseadoera água e, de preferência, de cerca de 20 a 40 por cento emvolume. Em outra modalidade, o éster hidrolisável do ácidocarboxilico compreende de cerca de 20 a cerca de 60 porcento em volume de um fluido decompositor baseado ememulsão invertida, de preferência mais de 30 por cento emvolume. Um exemplo de um éster hidrolisável de um ácidocarboxilico adequado está disponível do Shrieve ChemicalGroup (The Woodlands, Texas) sob a marca Break-910.
Na presente modalidade ilustrativa, o agente paraaumento de densidade é, de preferência, uma salmoura dealta densidade contendo sais de metais alcalinos ealcalinos terrosos. Por exemplo, salmouras formuladas comaltas concentrações de potássio de sódio ou sais de cálciodos haletos, formato, acetato, nitrato e semelhantes; saisde césio de formato, acetato, nitrato e semelhantes, bemcomo outros compostos que serão bem conhecidos por aqueleshabilitados na técnica, podem ser usados como agentes paraaumento de densidade isentos de sólidos. A seleção de umagente para aumento de densidade pode depender parcialmenteda densidade desejada do fluido decompositor, conformeconhecido por aqueles habilitados na técnica.
O emulsificante usado no fluido decompositor deemulsão invertida deverá ser selecionado do modo a formaruma emulsão invertida estável que se decompõe com o tempoe/ou quando de hidrólise do éster. Isto é, quando o pH dafase não-oleaginosa da emulsão invertida muda, o valor deequilíbrio hidrofílico-lipofílico (HLB) do emulsificante ésuficientemente desviado para desestabilizar a emulsãoinvertida. O valor de HLB indica a polaridade das moléculasem uma faixa de 1 a 40 que aumenta com aumento dahidrofilicidade do emulsificante. Dada a grande variedadede emulsificantes de emulsão invertida disponíveis, aqueleshabilitados na técnica precisam apenas realizar uma triagemde rotina de emulsificantes através de formação de umaemulsão invertida e adição de uma pequena quantidade deácido fórmico à mesma para ver se a emulsão se decompõe.Emulsificantes preferidos podem incluir VERSAWET™ eVERSACOAT™, os quais estão comercialmente disponíveis daM-I L.L.C., Houston, Texas. Alternativamente, umemulsificante sensível a ácido baseado em amina, tal comoaquele descrito nas Patentes U.S. Nos. 6.218.342, 6.790.811e 6.806.233, os conteúdos das quais são incorporados porreferência aqui, pode ser usado.
Os fluidos de emulsão invertida e fluidos baseados emágua da presente invenção podem ainda conter produtosquímicos adicionais, dependendo do uso final do fluido, namedida em que eles não interfiram com a funcionalidade dosfluidos (particularmente a emulsão quando de uso de fluidosde deslocamento de emulsão invertida) descritos aqui. Porexemplo, agentes de umedecimento, argilas organofílicas,viscosificantes, agentes para controle de perda de fluido,tensoativos, dispersantes, redutores de tensão interfacial,tampões de pH, solventes mútuos, espessantes, agentes dediluição e agentes de limpeza podem ser adicionados àscomposições de fluido da presente invenção parapropriedades funcionais adicionais. A adição de taisagentes será bem conhecida por aqueles habilitados natécnica de formulação de fluidos e lamas de perfuração.
Agentes de umedecimento que podem ser adequados parauso na presente invenção incluem resina líquida, resinalíquida bruta oxidada, tensoativos, ésteres de fosfatoorgânico, imidazolinas e amidoaminas modificadas, alquilsulfatos e sulfonatos aromáticos e semelhantes ecombinações ou derivados desses. Contudo, quando usados como fluido de emulsão invertida, o uso de agentes deumedecimento de ácido graxo deverá ser minimizado de modo anão afetar adversamente o reversibilidade da emulsãoinvertida divulgada aqui. Faze-Wet™, VersaCoat™, SureWet™,Versawet™ e Versawet™ NS são exemplos de agentes deumedecimento comercialmente disponíveis fabricados edistribuídos pela M-I L.L.C. que podem ser usados nosfluidos divulgados aqui. Silwet L-77, L-7001, L7605 e L-7622 são exemplos de tensoativos e agentes de umedecimentocomercialmente disponíveis fabricados e distribuídos pelaGeneral Electric Company (Wilton, CT).
Argilas organofílicas, normalmente argilas tratadascom amina, podem ser úteis como viscosificantes e/ouestabilizantes de emulsão na composição de fluido dapresente invenção. Outros viscosificantes, tais comopolímeros solúveis em óleo, resinas de poliamida, ácidospolicarboxílicos e sabões, podem também ser usados. Aquantidade de viscosificante usado na composição podevariar com o uso final da composição. Contudo, normalmente,a faixa de cerca de 0,1% a 6% em peso é suficiente para amaioria das aplicações. VG-69™ eVG-PLUS™ são materiais deorgano-argila distribuídos pela M-I, L.L.C, Houston, Texase Versa-HRP™ é um material de resina de poliamidafabricado e distribuído pela M-I, L.L.C, que pode serusado na presente invenção. Em algumas modalidades, aviscosidade dos fluidos de deslocamento é suficientementealta, de modo que o fluido de deslocamento possa atuar comoseu próprio comprimido de deslocamento em um poço.
Diluentes adequados que podem ser usados nos fluidosde freio divulgados aqui incluem, por exemplo, ligno-sulfonatos, ligno-sulfonatos modificados, polifosfatos,taninas e poliacrilatos de baixo peso molecular. Diluentessão, tipicamente, adicionados a um fluido de perfuraçãopara reduzir a resistência de fluxo e controlar tendênciasde gelificação. Outras funções desempenhadas pelosdiluentes incluem redução de filtração e espessura doresíduo de filtro, contra-atuação dos efeitos de sais,minimização dos efeitos da água sobre as formaçõesperfuradas, emulsificação de óleo em água e estabilizaçãode propriedades da lama em temperaturas elevadas.
A inclusão de agentes de limpeza nos fluidosdivulgados aqui será bem conhecida por aqueles habilitadosna técnica. Uma ampla variedade de agentes de limpezasintéticos e derivados de produtos naturais pode ser usada.
Por exemplo, um agente de limpeza derivado de produtonatural comum é d-limoneno. A capacidade de limpeza do d-limoneno em aplicações de perfuração de poço é divulgada naPatente U.S. No. 4.533.487 e em combinação com váriostensoativos especiais na Patente U.S. No. 5.458.197, osconteúdos das quais são incorporados aqui.
Os métodos usados no preparo de fluidos de freio deemulsão invertida e baseados em água utilizados nos métodosda presente divulgação não são críticos. Especificamente,com relação aos fluidos de emulsão invertida, métodosconvencionais podem ser usados para preparar os fluidos deemulsão invertida de uma maneira análoga àquela normalmenteusada para preparar fluidos de perfuração baseados em óleo.Em um procedimento representativo, uma quantidade desejadade fluido oleaginoso, tal como óleo diesel, é misturada como emulsificante, agente de viscosificação e agente deumedecimento selecionados. A fase não-oleaginosa interna épreparada através de combinação do co-solvente orgânicopolar e do éster hidrolisável na salmoura selecionadaatravés de mistura contínua. Uma emulsão invertida dapresente invenção é formada através de agitação vigorosa,mistura ou cisalhamento do fluido oleaginoso e do fluidonão-oleaginoso.
Os fluidos de freio divulgados aqui também podem serusados em várias modalidades como um fluido de deslocamentoe/ou um fluido de lavagem. Conforme usado aqui, um fluidode deslocamento é, tipicamente, usado para empurrarfisicamente outro fluido para fora do furo de poço e umfluido de lavagem contém, tipicamente, um tensoativo e podeser usado para remover, química e fisicamente, fluido deperfuração que reside nas tubulações embutidas.
Em uma modalidade, um fluido decompositor pode ser emum método de limpeza de um furo de poço que tenha sidoperfurado com uma lama de perfuração de emulsão invertidae, assim, tem um resíduo de filtro de emulsão invertidaformado sobre o mesmo. O fluido decompositor pode sercirculado no furo de poço, contatando o resíduo de filtrode emulsão invertida. O éster hidrolisável contido dentrodo fluido decompositor pode hidrolisar para liberar umácido orgânico e decompor a emulsão invertida do resíduo defiltro. O fluido decompositor pode ser circulado no furo depoço que não produziu quaisquer hidrocarbonetos.Alternativamente, se acredita que um furo de poço que játenha começado a produção de hidrocarboneto seráprejudicado por qualquer resíduo de filtro residual deixadono poço após as operações de perfuração, um fluidodecompositor da presente invenção pode ser usado paralimpar o furo de poço.
Em outra modalidade, o fluido decompositor baseado emágua e/ou o fluido decompositor de emulsão invertida podetambém ser usado como um fluido de deslocamento paraempurrar fluidos para fora de um furo de poço. Um fluidodecompositor de emulsão invertida pode atuar como umcomprimido para empurrar ou fluido de deslocamento paradeslocar eficazmente a lama de perfuração de emulsãoinvertida. Um fluido decompositor baseado em água podeatuar como um fluido de deslocamento para deslocareficazmente salmoura do furo de poço.
Em ainda outra modalidade, o fluido decompositorbaseado em água e/ou fluido decompositor de emulsãoinvertida pode ainda ser usado como um fluido de lavagempara remover, química e/ou fisicamente, o resíduo de filtrode emulsão invertida uma vez que o resíduo de filtro tenhasido desagregado pelo sistema decompositor.
Em outra modalidade, um fluido decompositor (quer umfluido baseado em água ou de emulsão invertida) divulgadoaqui pode ser usado na produção de hidrocarbonetos a partirde uma formação. Após a perfuração de uma formação com umalama de perfuração de emulsão invertida, pelo menos umaoperação de completação pode ser realizada sobre o poço. Umfluido decompositor pode, então, ser circulado no poço e opoço pode ser fechado durante um tempo predeterminado parapermitir a hidrólise do éster e a decomposição da emulsãoinvertida do resíduo de filtro formado a partir da lama deperfuração. Em outra modalidade, fluidos de formação podem,então, entrar no poço e a produção de fluidos de formaçãopode prosseguir.
Em algumas modalidades, o fluido decompositor pode sercirculado no furo de poço durante ou após realização depelo menos uma operação de completação. Em outrasmodalidades, o fluido decompositor pode ser circulado apósuma operação de completação ou após produção de fluidos deformação ter começado a destruir a integridade e limpezaresidual convencional ou fluidos de emulsão invertidareversíveis que restam dentro do envoltório ourevestimento.
Geralmente, um poço é freqüentemente "completado" parapermitir o fluxo de hidrocarbonetos para fora da formação eacima da superfície. Conforme usado aqui, processos decompletação podem incluir um ou mais de reforço do furo dopoço com um revestimento, avaliação da pressão etemperatura da formação e instalação de equipamento decompletação apropriado para assegurar um fluxo eficaz dehidrocarbonetos para fora do poço ou, no caso de um poçoinjetor, permitir a injeção de gás ou água.
Em uma modalidade, um fluido decompositor conformedivulgado aqui pode ser usado em um buraco revestido pararemover qualquer lama baseada em óleo residual no buracodurante quaisquer processos de perfuração e/oudeslocamento. O revestimento do poço pode consistir de umasérie de tubos de metal instalados no buraco recentementeperfurado. O revestimento serve para reforçar os lados dofuro de poço, assegurar que nenhum óleo o gás naturalescapa do furo de poço à medida que se aproxima dasuperfície e impedir que outros fluidos ou gases escapem daformação através do poço.
Operações de completação, conforme usado aqui, podemincluir especialmente completações de buraco aberto,completações perfuradas convencionais, completações porexclusão de areia, completações permanentes, completaçõesde múltiplas zonas e completações de drenagem, conformeconhecido na técnica. Um foro de poço completado podeconter pelo menos um de um revestimento entalhado, umrendimento pré-perfurado, uma tela de arame enrolada, umatela expansível, um filtro de tela de areia, um enchimentode cascalho do buraco aberto ou revestimento.
Outra modalidade da presente invenção envolve ummétodo de limpeza de um furo de poço perfurado com o fluidode perfuração de emulsão invertida descrito acima. Em umade tais modalidades ilustrativas, o método envolvecirculação de um fluido decompositor divulgado aqui em umfuro de poço o qual tenha sido perfurado em um tamanhomaior (isto é, mandrilado) com uma lama de perfuração deemulsão invertida e, então, fechamento do poço durante umaquantidade de tempo predeterminada para permitir quehidrólise do éster ocorra. Quando de hidrólise do éster, aemulsão invertida se decompõe, assim, formando duas fases,uma fase oleosa e uma fase aquosa. Essas duas fases podemser facilmente produzidas a partir do furo de poço quandode início de produção e, assim, o fluido de perfuraçãoresidual é facilmente lavado do furo de poço.
Os fluidos divulgados aqui também podem ser usados emum furo de poço onde uma tela tem de ser encaixada embaixo.Após um buraco ser mandrilado para aumentar o diâmetro doburaco, a coluna de perfuração pode ser removida esubstituída pela tubulação de produção tendo uma tela deareia desejada. Alternativamente, uma tela de areia tubularexpansível pode ser expandida no local ou um enchimento decascalho pode ser colocado no poço. Fluidos decompositorespodem, então, ser colocados no poço e o poço é, então,fechado para permitir que a hidrólise do éster ocorra.
Quando de hidrólise do éster, a emulsão invertida sedecompõe, assim, formando duas fases, uma fase oleosa e umafase aquosa. Essas duas fases podem ser facilmenteproduzidas a partir do furo do poço quando de início deprodução e, assim, o fluido de perfuração residual éfacilmente lavado do furo de poço.
A quantidade de retardo entre o tempo quando um fluidodecompositor de acordo com a presente invenção éintroduzido em um poço perfurado com um fluido deperfuração de emulsão invertida e o tempo quando o ésterhidrolisável de um ácido carboxílico hidrolisa, liberandoácido para decompor o resíduo de filtro de emulsãoinvertida, pode depender de diversas variáveis. A taxa dehidrólise do éster hidrolisável pode ser dependente datemperatura embaixo, concentração, pH e quantidade de águadisponível, composição do resíduo de filtro, etc. Em umamodalidade, pode ser preferível uma temperatura embaixo demenos de 132 °C para a aplicabilidade dos fluidos dedeslocamento da presente invenção em um determinado poço.
Contudo, dependendo das condições embaixo, aformulação de fluido decompositor e, assim, as propriedadesquímicas do fluido podem ser variadas, de modo a permitiruma quantidade desejável e controlável de retardo antes dedecomposição do resíduo de filtro de emulsao invertida parauma aplicação em particular. Em uma modalidade, aquantidade de retardo para que um resíduo de filtro deemulsao invertida seja decomposto com um fluido dedeslocamento baseado em água da presente invenção pode sermaior do que 1 hora. Em várias outras modalidades, aquantidade de retardo para que um resíduo de filtro deemulsao invertida seja decomposto com um fluido dedeslocamento baseado em água de acordo com a presenteinvenção pode ser maior do que 3 horas, 5 horas ou 10 horas.
Em outra modalidade, a quantidade de retardo para queum resíduo de filtro de emulsao invertida seja decompostocom um fluido de deslocamento de emulsao invertida pode sermaior do que 15 horas. Em várias outras modalidades, aquantidade de retardo para que um resíduo de filtro deemulsao invertida seja decomposto com um fluido dedeslocamento de emulsao invertida pode ser maior do que 24horas, 48 horas ou 72 horas.
Os exemplos a seguir são proporcionados para ilustraradicionalmente a aplicação e o uso dos métodos ecomposições da presente invenção.
Exemplos
Os exemplos a seguir foram usados para testar aeficácia das soluções de deslocamento e limpeza divulgadasaqui.
Exemplo 1
Uma lama de perfuração de emulsao invertida,Fazepro™, comercialmente disponível da M-I, L.L.C.(Houston, Texas), foi envelhecida termicamente através delaminação a quente durante 16 horas a 93°C e exibiu asseguintes propriedades, conforme mostrado abaixo na Tabela 1.
Tabela 1: Envelhecido termicamente a 93°C-16horas - Reologia a 49°C
<table>table see original document page 25</column></row><table>
Resíduos de filtro que se formaram a partir do fluidode perfuração de emulsão invertida acima foram submetidos aum teste de Filtração em Alta Temperatura e Alta Pressão(HTHP) modificado. O teste de Filtração HTHP usa uma célulade HTHP adaptada com um disco fritado como um meio poroso,sobre o qual um resíduo de filtro é colocado. Nesseexemplo, os resíduos de filtro foram colocados sobre discosde 35 mícrons. Quando de aplicação de 3,45 MPa (500 psi) a93°C (200°F) aos discos de resíduo de filtro, o efluentefoi coletado conforme mostrado na Tabela 2.
Tabela 2
<table>table see original document page 25</column></row><table><table>table see original document page 26</column></row><table>
Um fluido decompositor de deslocamento baseado em águafoi formulado tendo os seguintes componentes, todos osquais estão comercialmente disponíveis, conforme mostradoabaixo na Tabela 3.
Tabela 3
<table>table see original document page 26</column></row><table>
Os fluidos de deslocamento 1 e 2, formulados conformemostrado na Tabela 3, foram adicionados aos discos deresíduo de filtro 1 e 2, formulados a partir de um fluidode perfuração Fazepro™ e submetidos a um teste deFiltração HTHP modificado. Quando de aplicação de umapressão inicial de 1,72 MPa (250 psi) a 93°C (200°F) aosdiscos de resíduo de filtro tendo fluidos de deslocamento 1e 2 entornados nos mesmos, o efluente foi coletado conformemostrado na Tabela 4 abaixo. Após 1,72 MPa (250 psi) teremsido aplicados durante 4 0 minutos, a pressão aplicada foidiminuída para 0,17 MPa (25 psi). Quando uma correnteuniforme de efluente resultou através do disco, o teste foiconcluído. A partir da Tabela 4, pode ser observado que oFluido 1, o qual continha um éster hidrolisavel de um ácidocarboxílico, obteve uma decomposição do filtrado em 16minutos, enquanto que o Fluido 2, o qual não incluía oéster, não. A partir de uma injeção inicial de 200 ml deágua marinha de 8,42 segundos e uma injeção final de 200 mlde água marinha/fluido 1 de 9,28 segundos, um retorno paraa taxa de injeção de 90,7% foi calculado para esse teste.
Tabela 4
<table>table see original document page 27</column></row><table>Exemplo 2
Uma lama de perfuração de emulsão invertida,Fazepro™, comercialmente disponível da M-I, L.L.C.(Houston, Texas), foi envelhecida termicamente através delaminação a quente durante 4 horas a 93°C (200°F) e exibiuas seguintes propriedades, conforme mostrado abaixo naTabela 5.
Tabela 5: Envelhecido termicamente a 93°C(200°F)-4 h - Reologia a 49°C (120°F)
<table>table see original document page 28</column></row><table>
Os resíduos de filtro que se formaram a partir dofluido de perfuração de emulsão invertida acima foramcolocados sobre discos de 35 mícrons e submetidos a umteste de Filtração HTHP modificado. Quando de aplicação de3,45 MPa (500 psi) a 93 °C (200°F) ao discos de resíduo defiltro, o efluente foi coletado conforme mostrado na Tabela 6.
Tabela 6
<table>table see original document page 28</column></row><table><table>table see original document page 29</column></row><table>
Um fluido de descolamento baseado em água foiformulado tendo os seguintes componentes, todos os quaisestão comercialmente disponíveis, conforme mostrado abaixona Tabela 7.
Tabela 7
<table>table see original document page 29</column></row><table>
Os fluidos de deslocamento 3 e 4, formulados conformemostrado na Tabela 7, foram adicionados aos discos deresíduos de filtro 3 e 4, formulados a partir do fluido deperfuração Fazepro™ e submetidos a um teste de FiltraçãoHTHP modificado. Quando de aplicação de uma pressão inicialde 2,76 MPa (400 psi) a 93°C (200°F) aos discos de resíduode filtro tendo fluidos de deslocamento 3 e 4 entornadosnos mesmos, o efluente foi coletado conforme mostrado naTabela 8 abaixo. Após 2,76 MPa (400 psi) terem sidoaplicados durante 40 minutos, a pressão aplicada foidiminuída para 0,35 MPa (50 psi). Quando uma correnteuniforme de efluente resultou através do disco, a célulacontendo o disco foi fechada e deixada impregnar durante 24horas a 93°C (200°F) . A partir da Tabela 8, pode serobservado que o Fluido 3 obteve uma corrente uniforme deefluente imediatamente e o Fluido 4 obteve uma correnteuniforme após 9 minutos.
Tabela 8
<table>table see original document page 30</column></row><table>
Ainda, embora referência tenha sido feita ã aplicaçõesparticulares para os fluidos de deslocamento e completaçãoda presente invenção, está expressamente dentro do escopoda presente invenção que esses fluidos podem ser usados emuma variedade de aplicações no poço. Especificamente, osfluidos da presente invenção podem ser usados em poços deprodução e injeção e podem ter aplicação adicional nalimpeza corretiva de poços.
Vantajosamente, a presente invenção proporciona umfluido para furo de poço que pode decompor a emulsão de umresíduo de filtro de emulsão invertida e removereficazmente tal resíduo de filtro de emulsão invertida semconferir dano à formação circundante. Fluidos dedeslocamento e completação de acordo com a presenteinvenção podem exibir índices de alta viscosidade, de modoque eles podem se comportar como um comprimido de altaviscosidade no processo de completação do poço. Além disso,um retardo na dissolução do resíduo de filtro pode serobtido através de controle da eficácia e reatividade dosdecompositores químicos. As propriedades químicas dosfluidos de deslocamento e decompositores divulgados aquipodem permitir a dissolução de materiais de ligaçãosolúveis em ácido no resíduo de filtro. Adicionalmente, osfluidos de deslocamento e decompositores divulgados aquipodem ser eficazmente usados com resíduos de filtro defluido de perfuração de emulsão invertida reversíveis ou deemulsão invertida convencionais.
Embora a invenção tenha sido descrita com relação a umnúmero limitado de modalidades, aqueles habilitados natécnica, tendo o benefício da presente divulgação,apreciarão que outras modalidades podem ser planejadas, asquais não se desviam do escopo da invenção conformedivulgado aqui. Conseqüentemente, o escopo da invençãoestará limitado apenas pelas reivindicações em anexo.
Claims (24)
1. Método de limpeza de um furo de poço, em que o furode poço tenha sido perfurado com uma lama de perfuração deemulsão invertida que forma um resíduo de filtro de emulsãoinvertida, o método caracterizado por compreender acirculação de um fluido decompositor no furo de poço, ofluido decompositor compreendendo:um fluido aquoso;um solvente orgânico polar solúvel em água;um éster hidrolisável de um ácido carboxílico; eum agente para aumento de densidade; eem que o éster hidrolisável é selecionado de modo que, nahidrólise, um ácido orgânico é liberado e a emulsãoinvertida do resíduo de filtro se decompõe.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato do solvente orgânico polar solúvelem água ser um glicol ou glicol éter.
3. Método, de acordo com a reivindicação 2,caracterizado pelo fato do solvente orgânico polar solúvelem água ser etileno glicol mono-butil éter.
4. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato do éster hidrolisável do ácidocarboxílico ser um éster de ácido fórmico de um álcool deC4 a C30.
5. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado pelo fato do agente para aumento de densidadecompreender pelo menos um dentre haleto e sais de formatode metais alcalinos e alcalinos terrosos.
6. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado por ainda compreender o deslocamento dofluido aquoso do furo de poço.
7. Método, de acordo com a reivindicação 1,caracterizado por ainda compreender a remoção do resíduo defiltro de emulsão invertida decomposto do furo de poço.
8. Método de produção de um hidrocarboneto a partir deuma formação caracterizado por compreender:a perfuração de uma formação com uma lama deperfuração de emulsão invertida;a realização de pelo menos uma operação de completaçãono furo de poço;a colocação de um fluido decompôsitor baseado em águano furo de poço, o fluido decompositor compreendendo:um fluido aquoso;um solvente orgânico polar solúvel em água;um éster hidrolisável de um ácido carboxílico; eum agente para aumento de densidade; eo fechamento do poço durante um tempo predeterminadopara permitir a hidrólise do éster e a decomposição doresíduo de filtro de emulsão invertida.
9. Método, de acordo com a reivindicação 8,caracterizado por ainda compreender:permitir que os fluidos de formação entrem no poço; eproduzir fluidos do poço.
10. Método, de acordo com a reivindicação 9,caracterizado pelo fato da colocação do fluido decompositorocorrer após produção de fluidos a partir do poço.
11. Método, de acordo com a reivindicação 8,caracterizado pelo fato da colocação do fluido decompositorocorrer simultaneamente à realização de pelo menos umaoperação de completação.
12. Método, de acordo com a reivindicação 8,caracterizado pelo fato da colocação do fluido decompositorocorrer após realização de pelo menos uma operação decompletação.
13. Método, de acordo com a reivindicação 8,caracterizado pelo fato do furo de poço completado conterpelo menos um dentre um revestimento entalhado, umrendimento pré-perfurado, uma tela de arame enrolada, umatela expansível, um filtro de tela de areia, um enchimentode cascalho do buraco aberto ou revestimento.
14. Método, de acordo com a reivindicação 8,caracterizado pelo fato do solvente orgânico polar solúvelem água ser um glicol ou glicol éter.
15. Método, de acordo com a reivindicação 14,caracterizado pelo fato do solvente orgânico polar solúvelem água ser etileno glicol mono-butil éter.
16. Método, de acordo com a reivindicação 8,caracterizado pelo fato do éster hidrolisável do ácidocarboxílico ser um éster de ácido fõrmico de um álcool deC4 a C30.
17. Solução caracterizada por compreender:um fluido aquoso;um solvente orgânico polar solúvel em água;um éster hidrolisável de um ácido carboxílico; eum agente para aumento de densidade.
18. Solução, de acordo com a reivindicação 17,caracterizada pelo fato do solvente orgânico polar solúvelem água ser um glicol ou glicol éter.
19. Solução, de acordo com a reivindicação 18,caracterizada pelo fato do solvente orgânico polar solúvelem água ser etileno glicol mono-butil éter.
20. Solução, de acordo com a reivindicação 17,caracterizada pelo fato do éster hidrolisável do ácidocarboxílico ser um éster de ácido fórmico de um álcool deC4 a C30.
21. Solução, de acordo com a reivindicação 17,caracterizada pelo fato do agente para aumento de densidadeser uma salmoura contendo sais de metais alcalinos ealcalinos terrosos.
22. Solução, de acordo com a reivindicação 17,caracterizada por ainda compreender pelo menos umselecionado dentre um agente de umedecimento, um agente delimpeza, um agente de viscosificação, um agente paracontrole de perda de fluido, um dispersante, um redutor detensão interfacial, um tampão de pH, um diluente e umtensoativo.
23. Solução, de acordo com a reivindicação 17,caracterizada pelo fato do fluido aquoso ser selecionadodentre água potável, água marinha, uma salmoura contendosais orgânicos e/ou inorgânicos diluídos, líquidos contendocompostos orgânicos miscíveis em água e combinações dosmesmos.
24. Solução, de acordo com a reivindicação 17,caracterizada pelo fato do éster hidrolisável do ácidocarboxílico compreender de cerca de 5 a cerca de 50 porcento em volume da solução.
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