BRPI0611106A2 - fluido de enchimento com cascalho e método para enchimento com cascalho de um furo de poço - Google Patents
fluido de enchimento com cascalho e método para enchimento com cascalho de um furo de poço Download PDFInfo
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Abstract
Um fluido de enchimento com cascalho e um método para enchimento com cascalho de um furo de poço usando-se um fluido de enchimento com cascalho que compreende uma emulsão inversa que compreende óleo como a fase externa, salmoura de limpeza como uma fase interna e uma quantidade de emulsificante efetiva para a produção de uma emulsão inversa estável, a fase externa do fluido de enchimento com cascalho ainda compreendendo um agente de umedecimento de cascalho.
Description
FLUIDO DE ENCHIMENTO COM CASCALHO E MÉTODO PARA ENCHIMENTOCOM CASCALHO DE UM FURO DE POÇO
Campo do Pedido
O pedido se refere a fluidos de emulsão inversa osquais são particularmente adequados para enchimento comcascalho e intervenção de poços perfurados em formaçõesportando hidrocarboneto subterrâneas, incluindo, semlimitação, poços desviados, horizontais e/ou direcionais, ea métodos de enchimento com cascalho usando-se os fluidosde emulsão inversa.
Antecedentes
A completação de furos de poço desviados emreservatórios de óleo e gás com um fluido de enchimento comcascalho aquoso, tal como salmoura de haleto, é uma práticade controle de areia bem sucedida. Algumas aplicações defuro de poço, contudo, não são candidatas técnicas paracascalho transportado em salmoura, porque o folhelhosensível à água pode se tornar desestabilizado através dehidratação e interferir com o posicionamento do cascalho.
Os enchimentos com cascalho com fluidos carreadores de"emulsão inversa" ou fluidos de emulsão de água em óleoforam sugeridos porque a fase externa de fluidos de emulsãoinversa impede efeitos de hidratação de folhelho, dessemodo evitando uma desestabilização.
Infelizmente, tentativas de enchimento com cascalhocom sistemas de emulsão inversa formaram enchimentos comcascalho que eram relativamente soltos e imprevisíveis apósa operação de enchimento com cascalho com respeito a suacapacidade de controlar a areia da formação após oenchimento com cascalho ser plenamente depositado no furode poço.
Sumário da Invenção
0 presente pedido provê um fluido de enchimento comcascalho de emulsão inversa.
0 pedido provê um fluido de enchimento com cascalhoque compreende uma emulsão inversa que compreende óleo comouma fase externa, salmoura de limpeza como uma fase internae uma quantidade de emulsificante efetiva para a produçãode uma emulsão inversa estável, a fase externa do fluido deenchimento com cascalho ainda compreendendo um agente deumedecimento de cascalho.
O presente pedido também fornece um método paraenchimento com cascalho um poço usando um fluido deenchimento com cascalho de emulsão inversa.
O pedido também provê um método para enchimento comcascalho de um furo de poço, que compreende:
a provisão de uma emulsão inversa estávelcompreendendo um óleo como uma fase externa, salmoura delimpeza como uma fase interna e um emulsif icante em umaquantidade suficiente para produzir uma emulsão estável;
após a produção da emulsão estável, a provisão daemulsão estável com um agente de umedecimento de cascalho,desse modo se produzindo uma emulsão modificada; e
a injeção da emulsão modificada em um furo de poço comcascalho sob condições efetivas para a produção de umenchimento com cascalho efetivo e firme.
0 pedido também provê um método para enchimento comcascalho de um furo de poço, que compreende:
a provisão de uma emulsão inversa estávelcompreendendo um óleo como uma fase externa, salmoura delimpeza como uma fase interna e um emulsificante em umaquantidade suficiente para produzir uma emulsão estável;
após a produção da emulsão estável, a injeção daemulsão estável em um furo de poço em conjunto com umaquantidade de cascalho e um agente de umedecimento decascalho suficiente para tornar o cascalho úmido com óleopara a produção de um enchimento com cascalho efetivo efirme.
Breve Descrição das Figuras
A Figura 1 ilustra a configuração de teste noSimulador de Enchimento com Cascalho Horizontal Baker OilTools localizado no Baker Hughes Technology Center emHouston, Texas.
A Figura Ia ilustra os dados de pressão, taxa erelação de mistura de cascalho para o Exemplo 1.
A Figura Ib ilustra a Pressão estimada e a relação deDuna/Furo como uma função da Taxa para o enchimento comcascalho horizontal do Exemplo 1.
A Figura Ic mostra a Pressão estimada e a relação deDuna/Furo como uma função da Taxa para o enchimento comcascalho horizontal do Exemplo 1.
A Figura 2a ilustra os dados de pressão, taxa erelação de mistura de cascalho para o Exemplo 2.
A Figura 2b ilustra a Pressão estimada e a relação deDuna/Furo como uma função da Taxa para o enchimento comcascalho horizontal do Exemplo 2.
A Figura 2c mostra a Pressão estimada e a relação deDuna/Furo como uma função da Taxa para o enchimento comcascalho horizontal do Exemplo 2 usando rugosidade aparentede tubo de 0,06 in (1,524 mm).A Figura 3a ilustra os dados de pressão, taxa erelação de mistura de cascalho para o Exemplo 3.
A Figura 3b mostra a Pressão estimada e a relação deDuna/Furo como uma função da Taxa para o enchimento comcascalho horizontal com água no Exemplo 3.
A Figura 3c mostra a Pressão estimada e a relação deDuna/Furo como uma função da Taxa para o enchimento comcascalho horizontal com água no Exemplo 3.
A Figura 4 mostra a Pressão estimada e a relação deDuna/Furo como uma função da Taxa para o enchimento comcascalho horizontal do Exemplo 4 usando ID de tela efetivoe rugosidade de tubo de 0,03 in (0,762 mm).
A Figura 5 exibe os dados medidos e os dados estimadosdos Exemplos 1 a 4 usando o ID de tubo de base e o ID detela efetivo como ID de tela, usando a opção de tela nãocentralizada.
A Figura 6 é um gráfico de fluido livre versus tempo apartir das avaliações de deposição de areia e umedecimentodo Exemplo 6.
A Figura 7 é um gráfico dos Resultados de Teste dePermeabilidade do Exemplo 9.
A Figura 8 é um gráfico de fluido livre versus tempo apartir da deposição de areia do Exemplo 10.Descrição Detalhada
Embora o fluido de emulsão inversa descrito aqui sejaparticularmente adequado para uso como um fluido deenchimento com cascalho, o fluido também pode ser útil paracontrole de areia, para outras operações de intervenção,como um fluido de deslocamento, como um fluido espaçadore/ou como um fluido para perfuração e/ou operações depenetração na zona de produção (coletivamente referidosaqui como "fluidos de execução de serviços em poços").
A frase "sem sólidos" significa que nenhum materialsólido (particulados, tais como agentes de aumento de pesoou particulados comerciais) além de cortes de perfuraçãoestá presente no fluido de execução de serviços em poços.
0 termo "horizontal" com respeito a um furo de poço ouuma perfuração se refere a um outro ângulo além de 90 grausem relação à superfície de furo de poço, olhando-se para asuperfície como um plano em um nível de terreno.
O termo "cascalho" se refere a cascalho natural eoutros materiais do tipo de escoramento, naturais e feitospelo homem ou sintéticos. Os exemplos de materiais do tipode escoramento incluem, mas não estão necessariamentelimitados a areia, seixos, bauxita e contas sintéticas. Osexemplos de contas sintéticas incluem, mas não estãonecessariamente limitados a contas cerâmicas e contasrevestidas com resina.
Conforme usado aqui, um enchimento com cascalho"firme" é um enchimento com cascalho comparável àqueleproduzido usando-se água ou uma salmoura, tal como umcloreto de sódio ou um cloreto de cálcio, como um fluidocarreador. Se comparados com a maioria dos fluidoscarreadores, os fluidos carreadores de água e salmouraproduzem mais contato de grão com grão e menos espaço vazioentre grãos no enchimento com cascalho.
Para a extração de hidrocarbonetos, tais como gásnatural e óleo bruto de uma formação subterrânea, furos depoço são perfurados nas zonas de produção portandohidrocarboneto. Numerosos sistemas foram empregados paramanutenção da produtividade de um furo de poço, paracontrole do fluxo de fluidos com hidrocarboneto a partir dofuro de poço, enquanto se permite apenas uma produção deareia de reservatório limitada e se impedem forças naturaisde colapsarem e obstruírem ou terminarem o fluxo de fluidoa partir do furo de poço.
Um sistema provê um encamisamento de profundidadeplena do furo de poço, onde a parede de furo de poço érevestida com um tubo de revestimento de aço que é preso àparede de furo por um espaço anular de concreto entre asuperfície externa do tubo de revestimento e a parede defuro de poço. 0 tubo de revestimento de aço e o espaçoanular de concreto circundante são, depois disso,perfurados ao longo da zona de produção para se permitirque fluidos com hidrocarboneto fluam a partir da formaçãoproduzindo para o interior do tubo de revestimento.Usualmente, o interior do tubo de revestimento é seladoacima e abaixo da zona de produção, e um "tubo de produção"de diâmetro menor penetra no selo superior para prover aosfluidos de hidrocarboneto um conduto de fluxo liso e limpopara a superfície.
Um sistema de completação de poço crescentementepopular protege a integridade de produção de parede de furode poço por um depósito firmemente acondicionado de umagregado compreendendo areia, cascalho, ou ambos entre aparede de furo de poço bruta e o tubo de produção. Estetipo de sistema evita o tempo e a despesa de deposição deum revestimento de aço a partir da superfície até a zona deprodução, a qual pode estar a muitos milhares decentímetros abaixo da superfície. 0 enchimento com cascalhoé inerentemente permeável ao produto de fluido dehidrocarboneto a partir da zona e reforça estruturalmente aparede de furo de poço contra um colapso interno ou umadegradação de fluxo. Este tipo de sistema de completação depoço é denominado uma completação "de furo aberto".
0 aparelho e o processo para deposição de cascalhoentre a parede de furo de poço e o tubo de produção é um"sistema de enchimento com cascalho de furo aberto". Ossistemas de enchimento com cascalho de furo abertousualmente incluem uma ou mais telas de controle de areiaentre o espaço anular preenchido com cascalho e um tubo deprodução de hidrocarboneto. Além do significado comum dotermo, a palavra "tela" se refere também a um tubo comfendas ou perfurado. Se a zona de produção não estiver notérmino de fundo do poço, o furo de poço será fechado porum obturador na extremidade distai ou de fundo da zona deprodução para a provisão de um suporte de extremidade defundo para o volume de enchimento com cascalho. Aextremidade superior do volume de zona de produção édelineada por um obturador em torno do espaço anular entreo furo de poço e a coluna de tubo, denominado uma "colunade completação", que transporta o hidrocarboneto produzidopara a superfície. Este obturador de extremidade superiortambém pode ser posicionado entre a coluna de completação ea superfície interna do revestimento de poço em um pontosubstancialmente acima das telas e da zona de produção.
Os obturadores e um outro equipamento decondicionamento de poço "de poço abaixo" são colocadosusando-se uma coluna controlada na superfície de tubo quefreqüentemente é denominada uma "coluna de ferramenta". Ummecanismo controlado na superfície dentro da coluna deferramenta seletivamente dirige um fluxo de suspensãofluidizada de areia e/ou cascalho a partir de dentro dofuro de tubo interno da coluna de ferramenta para o espaçoanular inferior entre a parede bruta do furo de poço e operímetro externo da coluna de completação. Este mecanismoé posicionado ao longo da profundidade de poço próximo doobturador superior. Conforme a coluna de ferramenta dirigeum fluxo de suspensão descendente a partir do furo decoluna de ferramenta para o espaço anular de furo de poço,a coluna de ferramenta também dirige o fluxo ascendente defiltrado de suspensão que passou através das telas em umtubo de produção estendido abaixo do obturador superior.Este fluxo ascendente de filtrado de suspensão é dirigido apartir do furo de tubo de produção para o espaço anular defuro de poço acima do obturador superior.
Os sistemas de enchimento com cascalho de furo abertoproveram um controle de areia bem sucedido quando dacompletação de poços desviados em reservatórios de óleo egás com um fluido de enchimento com cascalho aquoso oufluido carreador, tal como um haleto ou uma salmoura deformato. Algumas aplicações de furo de poço, contudo, nãosão candidatos técnicos para cascalho transportado porsalmoura porque um folhelho sensível à água pode se tornardesestabilizado através de hidratação, cair no furo de poçode furo aberto e interferir com o posicionamento docascalho. Os enchimentos com cascalho com fluidoscarreadores de emulsão inversa foram sugeridos, porque afase externa de fluidos de emulsão inversa impede umadesestabilização ao impedirem efeitos de hidratação defolhelho.
As tentativas de enchimento com cascalho com sistemasde emulsão inversa sem sólidos não foram completamente bemsucedidas. Uma deposição de cascalho a partir de um meio deóleo externo aparentemente ocorre a uma taxa lenta,resultando em um enchimento solto. Os fluidos de enchimentocom cascalho de emulsão inversa e os métodos de uso dosfluidos de enchimento com cascalho de emulsão inversa osquais produzem um enchimento mais firme são necessários.
0 presente pedido provê uma emulsão inversa estávelcompreendendo uma fase externa compreendendo um agente deumedecimento de óleo efetivo para alteração da capacidadede umedecimento de cascalho portado pelo fluido de emulsãoinversa a partir de úmido com água para úmido com óleo paramelhoria do perfil reológico do fluido. 0 agente deumedecimento com óleo facilita uma taxa de deposição maisrápida durante a "onda alfa" de um procedimento deenchimento com cascalho "alfa-beta" em um furo de poçohorizontal, permite que a "altura de duna de cascalho" sejacontrolada conforme necessário, de modo a se obter umenchimento com cascalho "alfa-beta", e melhora a firmeza(enchimento intergranular) do cascalho durante ambas asseqüências de deposição de onda "alfa" e "beta". 0tensoativo de umedecimento com óleo especializadoproporciona um benefício similar (enchimento mais firme) emmétodos de fluido carreador de enchimento com cascalho defluido de emulsão inversa viscoso.
Enchimento com cascalho "alfa-beta", Geralmente
Um enchimento com cascalho "alfa-beta" tipicamente usaum fluido carreador de salmoura que contém baixasconcentrações de cascalho. Uma vazão anular relativamentealta de aproximadamente 92,44 m/min (300 ft/min) é usadapara o transporte de cascalho através da coluna de trabalhoe da ferramenta de interligação. Após a saída da ferramentade interligação, a suspensão de salmoura - cascalho entraem um espaço anular de furo de poço/tela relativamentegrande, e o cascalho se deposita no fundo do furo de poçohorizontal, formando uma duna.
Conforme a altura do leito depositado aumenta, a áreade seção transversal de fluxo é reduzida, aumentando avelocidade através do topo da duna. A velocidade continua aaumentar conforme a altura do leito cresce, até umavelocidade mínima necessária para o transporte de cascalhoatravés do topo da duna ser obtida. Neste ponto, nenhumcascalho adicional é depositado e a altura de leito é ditacomo estando em equilíbrio. Esta altura de leito deequilíbrio será mantida desde que a taxa de injeção desuspensão e as propriedades de suspensão permaneçam nãomodificadas. Mudanças na taxa de injeção de superfície,concentração de suspensão, densidade de salmoura ouviscosidade de salmoura estabelecerão uma nova altura deequilíbrio.
O cascalho entrando é transportado através do topo doleito de equilíbrio, eventualmente atingindo a região develocidade reduzida na borda de entrada da duna avançando.Desta maneira, o processo de deposição continua a formar umleito de equilíbrio que avança como uma frente de onda (a"onda alfa") ao longo do furo de poço na direção do pé.Quando a onda alfa atinge a extremidade do tubo de lavagem,ela cessa de crescer, e o cascalho sendo transportado aolongo da completação começa a aterrar a área acima do leitode equilíbrio. Conforme este processo continua, uma novafrente de onda (a onda "beta") retorna para a raiz dacompletação. Durante uma deposição da onda beta, umadesidratação do enchimento ocorre principalmente através deperda de fluido para o espaço anular de tela/tubo delavagem.
0 desenvolvimento de pontes em intervalos perfuradoslongos ou poços altamente desviados pode terminar otratamento prematuramente, resultando em uma produçãoreduzida de perfurações não preenchidas, vazios noenchimento com cascalho anular e/ou largura de fratura econdutividade reduzidas.
0 fluido de enchimento com cascalho de emulsão inversa
0 presente pedido provê um fluido de enchimento comcascalho de emulsão inversa o qual é particularmenteefetivo usando-se a técnica de enchimento com cascalho"alfa-beta" para a obtenção de um enchimento com cascalhotendo uma firmeza comparável com aquela produzida usando-seágua ou salmoura. A fase externa (óleo) de um fluidocarreador de emulsão inversa estável é provida com umtensoativo de umedecimento com óleo para a criação de umambiente de fluido com propriedades suficientes para otransporte de cascalho de raiz para o pé em uma aplicaçãode completação de furo de poço de furo aberto. O furo depoço pode ser desviado da vertical para a horizontal, demodo que o cascalho rapidamente se deposite e sejapreenchido por si durante o processo de enchimentoalfa/beta para controle de produção de areia dereservatório durante a vida do poço.O fluido de enchimento com cascalho de emulsão inversamantém a estabilidade de folhelho antes e durante aoperação de enchimento com cascalho. 0 fluido de enchimentocom cascalho de emulsão inversa compreende óleo como a faseexterna e salmoura de limpeza como uma fase interna, e temas propriedades a seguir: um peso especifico de em torno de0,84 g/cm3 (7 lb/gal) a 1,56 g/cm3 (13,0 lb/gal);propriedades reológicas substancialmente newtonianas emtemperaturas a partir de em torno de 4,44 °C (4 0°F) a emtorno de 121,Il0C (250°F), conforme determinado sob pressãousando-se um reômetro FANN 75; uma viscosidade de em tornode 2 0 cP ou menos a 3 00 rpm, mais preferencialmente de emtorno de 10 cP a 300 rpm; e permanece estável sob condiçõesestáticas a 121,Il0C (250°F) por duas semanas ou mais.
A fase externa
Os óleos adequados para a fase externa do fluido deemulsão inversa são óleos que são compatíveis com o fluidode emulsão inversa usado para a perfuração do furo de poçoe os quais têm as características de viscosidade desejadas.Os óleos preferidos são n-parafinas, óleos minerais,olefinas ou outros óleos com uma viscosidade cinemática a40°C de em torno de 3,5 ou menos, preferencialmente de 2 oumenos, mais preferencialmente de menos de 2.
A salmoura de limpeza
As salmouras de limpeza tendo um peso substancialmenteo mesmo que água ou maior (de em torno de 1,0 g/cm3 [8,34lb/gal] ou mais) geralmente produzem fluidos de emulsãoinversa tendo um peso específico suficiente para a provisãode uma pressão hidrostática maior do que a pressão deformação e para transporte de cascalho sem a necessidade deadição de outros materiais ou sólidos. Em uma modalidadepreferida, a salmoura de limpeza tem um peso específico deem torno de 1,0 g/cm3 (8,34 lb/gal) a em torno de 2,3 g/cm3(19,2 lb/gal).
A salmoura de limpeza compreende substancialmentequalquer sal capaz de prover um peso específico suficiente.Os sais preferidos incluem, mas não estão necessariamentelimitados a sais de haleto e sais de formato. Os saisadequados compreendem metais incluindo, mas nãonecessariamente limitados aos metais selecionados a partirdo grupo que consiste em sódio, cálcio, zinco, potássio,césio e combinações dos mesmos. As salmouras de limpezamais preferida compreendem sais selecionados a partir dogrupo que consiste em cloreto de cálcio, brometo de cálcio,brometo de zinco/cálcio, formato de potássio, formato decésio/potássio e combinações dos mesmos.
Quando a salmoura compreende um sal de haleto, aadequabilidade da salmoura compreende de em torno de 1 Ib(0,4 54 kg) de sal de cloreto de sódio ou potássio ou menospor barril de água a em torno de 2,3 g/cm3 (19,2 lb/gal) deZnBr2/CaBr2/CaCl2 de matéria-prima líquida,
preferencialmente os pesos específicos de salmoura variamde em torno de 1,2 g/cm3 (10 lb/gal) a em torno de 1,8g/cm3 (15 lb/gal) de solução de sal de haleto decombinação. Quando a salmoura é um sal de formato, aadequabilidade da salmoura compreende de em torno de 1,55g/cm3 (12,9 lb/gal) de formato de potássio de matéria-primalíquida ou uma combinação de formato de potássio de 1,55g/cm3 (12,9 lb/gal) combinado com 2,29 g/cm3 (19,1 lb/gal)de césio de matéria-prima líquida para a produção de umpeso específico de salmoura máximo final de em torno de2,28 g/cm3 (19,0 lb/gal) ou menos.
Várias quantidades de óleo e salmoura podem serusadas, desde que uma emulsão inversa (água em óleo desalmoura) seja criada e a reologia do fluido seja adequadapara o uso pretendido. Para enchimento com cascalho, asemulsões inversas produzidas usando-se salmouras tendo umpeso específico de 1,39 g/cm3 (11,6 lb/gal) ou menospreferencialmente têm uma relação de óleo para salmoura de45/55 ou mais. Quando a salmoura tem um peso específicomaior do que 1,3 9 g/cm3 (11,6 lb/gal), tipicamente brometode cálcio e brometo de zinco, a relação de óleo parasalmoura preferencialmente é de 50/50 ou mais.
O tipo de salmoura usado depende do peso específicodesejado do fluido de emulsão inversa. Cada tipo desalmoura pode ser usado para a formulação de fluidos cujospesos específicos variam do peso específico do óleo de basepara um valor máximo admissível, dependendo da relação deóleo/salmoura e da escolha de óleo de base. O uso de umóleo de base de peso específico mais alto permite uma faixamais alta de peso específico de fluido admissíveis paracada tipo de salmoura. Os limites de peso específicosuperiores podem ser determinados pelo cálculo de uma médiade peso específico ponderada entre as fases de óleo esalmoura pela reação de óleo para salmoura. A temperaturade cristalização verdadeira (TCT) de salmoura compondo afase interna para uso em águas profundas preferencialmenteestá abaixo de -1,11 0C (30 °F).
O emulsificante
A emulsão é tornada estável com um emulsificanteadequado. Os emulsificantes adequados geralmente são maissolúveis em água, tendo um HLB a partir de 3 a 8,preferencialmente de 3 a 6. Os emulsificantes adequadosgeralmente compreendem nitrogênio e incluem, mas não estãonecessariamente limitados a amidos e imidazolinas,incluindo, mas não necessariamente limitado a amidas depoliolefina, alquenoamidas e imidazolinas. Uma imidazolinamais preferida comercialmente disponível é CARBO-MUL™, aqual está comercialmente disponível a partir da BakerHughes Drilling Fluids.
A quantidade de emulsificante é suficiente para aformação de uma emulsão estável. Uma emulsão estávelgeralmente é produzida usando-se a partir de em torno de1,43 kg/m3 (0,5 gal/bbl) a em torno de 5,7 kg/m3 (2,0gal/bbl) de emulsif icante, com base no volume total deemulsão inversa a ser produzido. O emulsificantetipicamente compreende a partir de em torno de 50 a emtorno de 70% em peso, preferencialmente em torno de 60% empeso de um ingrediente ativo em uma base adequada. Uma baseadequada inclui, mas não está necessariamente limitada a umóleo mineral, e pode incluir um estabilizante, tal comoálcool.
Agente de umedecimento
0 fluido de emulsão inversa compreende uma quantidadede agente de umedecimento suficiente para tornar o cascalhoúmido em óleo.
Foi descoberto que meramente misturar um emulsificantecom óleo (fase externa) e salmoura durante uma preparaçãode uma emulsão inversa estável não produz um fluido que éefetivo para mudança da capacidade de umedecimento docascalho em óleo úmido. Como resultado, a emulsão inversaproduz um enchimento com cascalho relativamente solto. Demodo a se garantir que o agente de umedecimento estejapresente na fase externa da emulsão inversa e disponívelpara mudança da capacidade de umedecimento do cascalho emóleo úmido, o agente de umedecimento adicionado ao fluidode emulsão inversa estável é pelo menos efetivo para criaruma "carga" inicial de cascalho a ser preenchida a úmido emóleo. Um agente de umedecimento adicional preferencialmenteé injetado no fluido carreador de enchimento com cascalhoinverso ("IGPCF") juntamente com cascalho adicional em umaquantidade efetiva para tornar o cascalho adicional úmidoem óleo.
Os ingredientes ativos em agentes de umedecimentoadequados são agentes de umedecimento relativamente fortesos quais não são solúveis em água. Os agentes deumedecimento adequados têm um HLB de em torno de 4 oumenos, preferencialmente de 3 ou menos. Os exemplos deingredientes ativos fortes para o agente de umedecimentoincluem, mas não estão necessariamente limitados a emsulfonato de dodecilbenzeno, sais de cálcio de ácidosgraxos, triésteres de glicerol, estéreis de sorbitano,lecitina, álcoois graxos, e combinações dos mesmos. Osingredientes ativos de agente de umedecimento preferidossão alcenoaminas de amida de poliolefina. Uma alquenoaminade amida de poliolefina preferida comercialmente disponívelé BIO-COTE™, a qual está comercialmente disponível apartir da Baker Hughes Drilling Fluids.
0 agente de umedecimento também compreende uma base deóleo a qual é solúvel na fase externa da emulsão inversa.As bases de óleo adequadas para o agente de umedecimentoincluem, mas não estão necessariamente limitadas a n-parafinas, óleo mineral, olefinas e combinações dos mesmos.Em uma modalidade preferida, em que o ingrediente ativo éalcenoamina de amida de poliolefina, a base de óleo é umaolefina.
Uma quantidade suficiente de agente de umedecimento éadicionada à emulsão inversa estável para a provisão de umaconcentração de em torno de 2,9 litros/m3 (1/8 gal/bbl) oumais do ingrediente ativo no fluido de emulsão inversa.Quando o agente de umedecimento é BIO-COTE™, a partir deem torno de 5,9 litros/m3 (0,25 gal/bbl) a em torno de 23,8litros/m3 (1,0 gal/bbl) ou mais de BIO-COTE™ sãoadicionados à emulsão estável, com base no volume daemulsão estável. Em uma modalidade mais preferida, aemulsão estável é enviada para o local de sonda e, apóspreparações de enchimento com cascalho serem completadas,de em torno de 5,9 litros/m3 (0,25 gal/bbl) a em torno de23,8 litros/m3 (1,0 gal/bbl) de BIO-COTE™ são adicionados àemulsão inversa estável, para a produção do fluido deenchimento com cascalho de emulsão inversa, o qual então écirculado poço abaixo para o estabelecimento da vazãoanular requerida para enchimento com cascalho do furo depoço. As vazões anulares adequadas geralmente são de emtorno de 92,44 m/min (300 f t/min) ou mais,preferencialmente de em torno de 92,44 m/min (300 ft/min).
Em uma modalidade preferida, o cascalho adicional éinfundido de forma substancialmente contínua no furo depoço juntamente com um agente de umedecimento adicional,preferencialmente uma solução de alcenoamina de amida depoliolefina, mais preferencialmente BIO-COTE™. Em umamodalidade preferida, a quantidade de agente deumedecimento infundida no fluido de circulação faz com queo fluido obtenha e mantenha um comportamento reológicoaproximadamente newtoniano. Isto geralmente requer ainfusão de forma substancialmente contínua de em torno de5,95 litros/m3 de agente de umedecimento ou mais, ou 0,25galões de agente de umedecimento por barril ou mais, defluido de enchimento com cascalho de emulsão inversadurante operações de enchimento com cascalho.
"IGPCF viscoso" se refere a IGPCF os quais sãoformulados com agentes de aumento de viscosidade com aintenção de obtenção de uma reologia não newtoniana.Diferentemente dos IGPCFs quase newtonianos sem sólidos(descritos acima), os IGPCFs viscosos têm uma taxa lenta dedeposição de cascalho e enchimento devido a um umedecimentocom óleo incompleto ou parcial das partículas de cascalho.
Assim, a taxa de deposição de cascalho de um fluido viscosopode ser melhorada pela formulação de uma emulsão estável epela adição de um agente de umedecimento de óleo. A taxa dedeposição não será afetada tão dramaticamente como nosfluidos carreadores quase newtonianos; contudo, a taxa dedeposição e a firmeza do enchimento final podem sersubstancialmente melhoradas pela adição do agente deumedecimento com óleo à emulsão estável.
Em uma modalidade preferida para a produção da emulsãoinversa estável, de em torno de 0,4 a em torno de 0,7barris de óleo (de em torno de 63,59 a em torno de 111,291) (fase externa), preferencialmente n-parafina, sãomisturados com de em torno de 11,89 litros/m3 (0,5 gal/bbl)a era torno de 47,55 litros/m3 (2,0 gal/bbl) de CARBO-MUL(com base no volume de emulsão inversa estável produzido),para a produção de uma mistura de óleo/emulsificante. Aquantidade de óleo (fase externa) varia inversamente com opeso específico do óleo. A partir de em torno de 4,755litros/m3 (0,2 gal/bbl) a em torno de 14,26 litros/m3 (0,6gal/bbl) de salmoura são misturados com a mistura deóleo/emulsificante, com base no volume total da mistura deóleo/emulsificante, produzindo uma emulsão inversa estável.Nesta junção no processo de mistura, uma emulsão inversaestável é formada. Após isso, a partir de em torno de 5,9litros/m3 (0,25 gal/bbl) a em torno de 23,8 litros/m3 (1,0gal/bbl) de agente de umedecimento são adicionados,preferencialmente BIO-COTE™, com base no volume total daemulsão inversa estável.
Os fluidos de emulsão inversa contatarão a lama deperfuração ou o fluido de perfuração usado no poço e o(s)óleo(s) usado(s) para a produção da emulsãopreferencialmente são compatíveis com o óleo ou sintéticosna lama de perfuração. Os melhores resultados são obtidosquando as emulsões são usadas em enchimento com cascalho emque o cascalho está sendo continuamente depositado durantea operação de enchimento.
A aplicação será mais bem compreendida por umareferência aos exemplos, os quais são ilustrativos apenas enão devem ser construídos como limitantes.Procedimento de Mistura
De modo a preparar um IGPCF para testes em escala delaboratório, as recomendações a seguir foram usadas. Umbarril (119,24 litros) de laboratório de fluido de uma vezfoi preparado usando-se um multimisturador. Os produtosrequeridos (óleo de base, emulsificante, agente deumedecimento, salmoura, etc.) foram misturados em um copode mistura e o copo de mistura foi posto no misturador eagitado. 0 emulsificante foi adicionado e um cronômetro foiiniciado para a medição do tempo de mistura. Após umminuto, a salmoura foi lentamente adicionada. Uma vez quetoda a salmoura fora adicionada na mistura deóleo/emulsificante, o agente de umedecimento foi adicionadoe a mistura resultante foi misturada por 60 minutos. Após amistura, o IGPCF foi testado para se determinarem suaspropriedades reológicas usando-se um viscosímetro FANN 3 5 epara a determinação da estabilidade elétrica usando-se ummedidor de estabilidade elétrica.
Testes Estáticos
De modo a se avaliar a estabilidade térmica porperíodos de tempo estendidos, uma amostra de fluido foiposta em uma célula de envelhecimento de aço inoxidável emum revestimento de Teflon e pressurizada com nitrogêniopara uma pressão apropriada para a temperatura deinteresse. A célula então foi posta em um forno àtemperatura escolhida pela quantidade desejada de tempo.Após a remoção da célula do forno e deixá-la resfriar, oóleo livre foi removido do topo da amostra e medido. 0fluido remanescente então foi vazado cuidadosamente apartir do revestimento até aproximadamente uma polegada(2,54 cm) de fluido permanecer. Usando-se uma sonda deestabilidade elétrica (ES), a ES foi medida para a camadade fundo de fluido para se discernir a presença de salmouralivre. Uma medição de ES anormalmente baixa no fundo dorevestimento foi um indicador confiável de que a separaçãoda salmoura ocorreu.Instalações de Testes
As simulações descritas em alguns dos exemplos aseguir foram realizadas em um Simulador de Enchimento comCascalho Horizontal da Baker Oil Tools localizado no BakerHughes Technology Center em Houston, Texas. O aparelho podeser configurado para se estender por até 182,9 metros (600ft) . Para as finalidades das simulações, um comprimento desimulador de aproximadamente 60,96 metros (200 ft) foiusado. A Figura 1 ilustra a configuração de teste real.
Capacidades de Simulador de Enchimento com CascalhoHorizontal
• Pressão - 21 - de trabalho de 4809 kPa (700 psi) ,limite de pressão máxima de 10.306 kPa (1500 psi).
• Bombas (não mostradas) - 350 hhp triplex, 0,78 m3/m(6,5 bpm) máx. de taxa, 68.707 kPa (10.000 psi) máx.de pressão.
• Infusor de cascalho (não mostrado) - Infusor padrão de4" (10,16 cm), 272,16 kg/min (600 lb/min) de taxamáxima de alimentação de areia.
• Capacidades de aquisição de dados completas (nãomostradas).
Dimensões de Simulador de G.P.
• Furo de poço principal (10) - 16,83 cm (6 5/8 in) ,384,44 kg/m3 (24 lb/ft2) de revestimento, 15,04 cm(5,921 in) de ID.
• Básico (12) - 4,22 m (10 ft) de 10,16 (4 in) , 152,18kg/m3 (9,5 lb/ft3), 9,01 cm (3,548 in) de ID.
• Tela (14) - 54,864 m (180 ft) de 10,16 (4 in) , BSW[11,3 cm (4,45 in de OD), 9,01 cm (3,548 in) de ID].
• Tubo de lavagem (16) - 7,30 cm (2,875 in) de OD, 6,2cm (2,441 in) de ID.
• Janelas de observação (18a a 18f) - 20,32 cm (8 in) deOD, 15,24 cm (6 in) de ID.
Procedimento de Teste
1. 0 IGPCF a 1,18 g/cm3 (9,8 lb/gal) foi preparado ecirculado através de um regulador (não mostrado) paraaquecimento do fluido para 48,89°C (120°F).
2. 0 aparelho de teste foi preenchido com o fluido IGPCFe circulado através de um regulador (não mostrado)para aquecimento do fluido para 48,89°C (120°F), antesdo começo do teste de simulação de enchimento comcascalho. As propriedades de fluido foram obtidas.
3. 0 Sistema de Aquisição de Dados Hughes Baker foicalibrado e a válvula de alívio na bomba foi reguladapara 4.826 kPa (700 psi).
4. O fluido foi circulado na taxa de teste fazendo-seretornos através do tubo de lavagem 16.
5. Cascalho a 20/40 foi infundido e a suspensão decascalho foi circulada na taxa de teste.
6. 0 mecanismo de enchimento foi observado e a altura deduna marcada em cada janela (18a a 18f) .
7. As propriedades de fluido foram obtidas imediatamenteapós o teste de simulação de enchimento com cascalho.
Exemplo 1
Teste 1 - IGPCF, 0,397 m3/min (2,5 bpm), 0,06 g/cm3 (0,5lb/gal), 100% de retorno de fluido.
Um IGPCF tendo a composição e as propriedades a seguirfoi usado em uma série de testes nos Exemplos 1 a 3:<table>table see original document page 24</column></row><table><table>table see original document page 25</column></row><table>
* LVT-2OO é um óleo mineral, comercialmente disponível a partir daConoco Phillips.
** EXP-178 é uma alcenoamina de amida de poliolefina, comercialmentedisponível a partir da Baker Hughes Drilling Fluids.
A amostra N0 1 foi tomada imediatamente antes de asimulação ter sido rodada. As propriedades de fluido sãoconsistentes com aquelas medidas previamente. A amostra N02 foi tomada imediatamente após as bombas terem parado apóso enchimento ser realizado. Estas propriedades sãoidênticas àquelas da N° 1.
Os procedimentos de simulação destacados acima foramseguidos para o IGPCF (Fluido 1 na Tabela precedente) a0,397 m3/min (2,5 bbl/min) e 0,6 g/cm3 (0,5 lb/galadicionado) . Uma onda alfa e uma onda beta distintas foramobservadas. Sem uma perda de fluido, uma altura de duna eraesperada (veja as Fig. Ib e Icf discutidas abaixo) .Contudo, a altura de duna observada na janela N0 5 foimuito mais alta do que a altura de duna em janelas prévias.Um enchimento completo para o fundo do tubo de lavagem foiobtido. O enchimento pareceu ser mais solto do que oenchimento realizado com água como o fluido carreador (vejao Exemplo 3). Os dados registrados durante os testes foramtomados através de aquisição eletrônica de dados emanualmente. As alturas de duna foram medidas pela marcaçãoda altura de equilíbrio em ambos os lados de cada janela. ATabela 3 mostra os resultados destas medições.
Tabela 3 - Relação Medida de Duna/Furo de Teste 1IGPCF, 0,397 m3/min (2,5 bpm), 0,06 g/cm3 (0,5 lb/galadicionado), 100% de retorno de fluido.
<table>table see original document page 26</column></row><table>
Os dados de aquisição incluíam o seguinte:
1) Tempo decorrido
2) Pressão de transdutor 1
3) Pressão de transdutor 2
4) Pressão de transdutor 3
5) Pressão de transdutor 4
6) Taxa de entrada, bpm (1 bpm = 0,1589 m3/min)
7) Taxa de retorno, bpm (1 bpm = 0,1589 m3/min)
8) Taxa de areia, lb/min (1 lb/min = 0,454 kg/min)
9) Relação de mistura, ppa (1 lb/gal = 0,1198 g/cm3)
10) Areia total Ib (1 Ib = 0,454 kg)
11) Suspensão total, bbl (1 bbl = 119,24 litros)A Figura Ia ilustra os dados de pressão, taxa erelação de mistura de cascalho para o Exemplo 1.
A pressão esperada e a relação de duna / furo foramestimadas usando-se o ID do tubo de base ou básico (12, naFig. 1) como o ID de tela e a rugosidade de tubo de 0,0254cm (0,01 in). O que vem a seguir foram as hipóteses:
Centralizado: falso
Relação de Retorno de Fluido = 1
Ângulo de Furo Máximo, graus = 90
Diâmetro de Furo = 15,24 cm (6 in)
O.D. de Tela = 11,43 cm (4,5 in)
OD de Tubo de Lavagem = 7,3 cm (2,875 in)
Rugosidade de Tubo = 0,0254 cm (0,01 in)
Viscosidade de Fluido, cP = 14
Peso específico de Fluido = 1,17 g/cm3 (9,75 ppg)
Relação de Mistura, lb/gal adicionado (ou ppa) = 0,06 g/cm3(0,5 lb/gal adicionado)
Diâmetro de Cascalho = 0,0635 cm (0,025 in)
A Figura Ib mostra a pressão estimada e a relação deduna/furo como uma função da taxa para o teste deenchimento com cascalho horizontal 1. A 0,3 97 m3/min (2,5bpm) , a relação de duna/furo estimada foi de 0,625, e apressão de entrada foi de em torno de 289,58 kPa (42 psi)no final da onda alfa e de 1.034 kPa (150 psi) quando aonda beta atingiu o topo da tela.
A pressão e a relação de duna/furo também foramestimadas com base nas hipóteses a seguir:
Centralizado: falso
Relação de Retorno de Fluido = 1
Ângulo de Furo Máximo, graus = 90Diâmetro de Furo = 15,24 cm (6 in)O.D. de Tela = 11,43 cm (4,5 in), 9,49 cm (3,735 in)OD de Tubo de Lavagem = 7,3 cm (2,875 in)Rugosidade de Tubo = 0,1524 cm (0,06 in)Viscosidade de Fluido, cP = 14Peso específico de Fluido = 1,17 g/cm3 (9,75 ppg)Relação de Mistura = 0,06 g/cm3 (0,5 lb/gal adicionado ou ppa)
Diâmetro de Cascalho = 0,0635 cm (0,025 in)
A Figura Ic mostra a pressão estimada e a relação deduna/furo como uma função da taxa para o teste deenchimento com cascalho horizontal 1. A 0,397 m3/min (2,5bpm) , a relação de duna/furo estimada foi de 0,725, e apressão de entrada foi de em torno de 4 96,4 kPa (72 psi) nofinal da onda alfa e de 1.013,5 kPa (147 psi) quando a ondabeta atingiu o topo da tela, usando-se a rugosidadeaparente de tubo de 0,1524 cm (0,06 in).
Exemplo 2
Teste 2 - IGPCF, 0,556 m3/min (3,5 bbl/min), 0,18 g/cm3(1,5 lb/gal adicionado), 100% de retorno de fluido.
Os procedimentos acima foram seguidos usando-se IGPCF(Fluido 2, a partir do Exemplo 1) a 0,556 m3/min (3,5bbl/min) e 0,18 g/cm3 (1,5 lb/gal adicionado). Ondas alfa eondas beta distintas foram observads. Nesta taxa de teste ena relação de mistura, uma altura de duna menor do que aaltura de duna no Exemplo 1 foi obserrvada nas trêsprimeiras janelas, conforme esperado. Contudo, a altura deduna observada na janela N0 4 foi muito mais alta do que aaltura de duna nas janelas prévias. 0 enchimento foi paradoacima da janela N0 6. Houve um vazio na janela N0 3 e oenchimento não foi tão firme quanto com o fluido carreadorcom água (veja o Exemplo 3).
A Figura 2a ilustra os dados de pressão, taxa erelação de mistura de cascalho para o Exemplo 2.
A pressão esperada e a relação de duna/furo foramestimadas usando-se o ID do tubo de base e a rugosidade detubo de 0,0254 cm (0,01 in) . Os dados registrados duranteos testes foram tomados através de aquisição eletrônica dedados e manualmente. As alturas de duna foram medidas pelamarcação da altura de equilíbrio em ambos os lados de cadajanela. A Tabela 4 mostra os resultados destas medições.
Tabela 4 - Relação Medida de Duna / Furo de Teste 2IGPCF, 0,556 m3/min (3,5 bbl/min) e 0,216 g/cm3 (1,5 lb/gal
<table>table see original document page 29</column></row><table>
O que vem a seguir foram as hipóteses, em que arugosidade de tubo estimada foi de 0,0254 cm (0,01 in):
Centralizado: falso
Relação de Retorno de Fluido = 1
Ângulo de Furo Máximo, graus = 90
Diâmetro de Furo = 15,24 cm (6 in)O.D. de Tela = 11,43 cm (4,5 in)OD de Tubo de Lavagem = 7,3 cm (2,875 in)Rugosidade de Tubo = 0,0254 cm (0,01 in)Viscosidade de Fluido, cP = 15,5
Peso específico de Fluido = 1,17 g/cm3 (9,75 ppg)
Relação de Mistura = 0,18 g/cm3 (1,5 lb/gal adicionado ou ppa)
Diâmetro de Cascalho = 0,0635 cm (0,025 in)
A Figura 2b mostra a pressão estimada e a relação deduna/furo como uma função da taxa para o teste deenchimento com cascalho horizontal 2. A 0,556 m3/min (3,5bpm) , a relação de duna/furo estimada foi de 0,52, e apressão de entrada foi de em torno de 552 kPa (80 psi) nofinal da onda alfa e de 1.965 kPa (285 psi) quando a ondabeta atingiu o topo da tela.
A Figura 2c mostra a pressão estimada e a relação deduna / furo como uma função da taxa para o teste deenchimento com cascalho horizontal 2, usando-se arugosidade aparente de tubo de 0,1524 cm (0,06 in) . 0 quevem a seguir foram as hipóteses:
Centralizado: falsoRelação de Retorno de Fluido = 1Ângulo de Furo Máximo, graus = 90Diâmetro de Furo = 15,24 cm (6 in)O.D. de Tela = 11,43 cm (4,5 in), 9,49 cm (3,735 in)
OD de Tubo de Lavagem = 7,3 cm (2,875 in)Rugosidade de Tubo = 0,1524 cm (0,06 in)Viscosidade de Fluido, cP = 15,5Peso específico de Fluido = 1,17 g/cm3 (9,75 ppg)
Relação de Mistura = 0,18 g/cm3 (1,5 lb/gal adicionado ouppa)
Diâmetro de Cascalho = 0,0635 cm (0,025 in)A 0,556 m3/min (3,5 bbl/min), a relação de duna/furoestimada foi de 0,568, e a pressão de entrada foi de emtorno de 1.034 kPa (134 psi) no final da onda alfa e de1.924 kPa (279 psi) quando a onda beta atingiu o topo datela, usando-se a rugosidade aparente de tubo de 0,1524 cm(0,06 in).
Exemplo 3
Teste 3 - água, 0,556 m3/min (3,5 bbl/min) e 0,18 g/cm3(1,5 lb/gal adicionado), 100% de retorno de fluido
O teste foi repetido usando-se água a 0,556 m3/min(3,5 bbl/min) e 0,18 g/cm3 (1,5 lb/gal adicionado). Ondasalfa e ondas beta distintas foram observads. Alturas deduna similares foram observadas em todas as janelas. Umenchimento firme completo foi obtido.
Tabela 5 - Relação Medida de Duna / Furo de Teste 3
<table>table see original document page 31</column></row><table>A Figura 3a ilustra os dados de pressão, taxa e relação demistura de cascalho para o Exemplo 3.
A pressão e a relação de duna/furo também foramestimadas usando-se o ID de tubo de base como o ID de telae a rugosidade de tubo de 0,1524 cm (0,06 in) . O que vem aseguir foram as hipóteses:
Centralizado: falso
Relação de Retorno dé Fluido = 1Ângulo de Furo Máximo, graus = 90Diâmetro de Furo = 15,24 cm (6 in)O.D. de Tela = 11,43 cm (4,5 in), 9,49 cm (3,735 in)OD de Tubo de Lavagem = 7,3 cm (2,875 in)Rugosidade de Tubo = 0,1524 cm (0,06 in)Viscosidade de Fluido, cP = 14Peso específico de Fluido = 1,17 g/cm3 (9,75 ppg)Relação de Mistura = 0,18 g/cm3 (1,5 lb/gal adicionado ou ppa)
Diâmetro de Cascalho = 0,0635 cm (0,025 in)
A Figura 3b mostra a pressão estimada e a relação deduna/furo como uma função da taxa para o teste deenchimento com cascalho horizontal 3. A 0,556 m3/min (3,5bbl/min), a relação de duna/furo estimada foi de em tornode 0,703, e a pressão de entrada foi de em torno de 434 kPa(63 psi) no final da onda alfa e de 1.448 kPa (210 psi)quando a onda beta atingiu o topo da tela.
A Figura 3c mostra a pressão estimada e a relação deduna/furo como uma função da taxa para o teste deenchimento com cascalho horizontal 3. 0 que vem a seguirforam as hipóteses:
Centralizado: falsoRelação de Retorno de Fluido = 1
Ângulo de Furo Máximo, graus = 90
Diâmetro de Furo = 15,24 cm (6 in)
O.D. de Tela = 11,43 cm (4,5 in), 9,49 cm (3,735 in)
OD de Tubo de Lavagem = 7,3 cm (2,875 in)
Rugosidade de Tubo = 0,0254 cm (0,01 in)
Viscosidade de Fluido, cP = 1
Peso específico de Fluido = 1 g/cm3 (8,345 ppg)
Relação de Mistura = 0,18 g/cm3 (1,5 lb/gal adicionado)
Diâmetro de Cascalho = 0,0635 cm (0,025 in)
A 0,556 m3/min (3,5 bbl/min), a relação de duna/furoestimada foi de 0,757, e a pressão de entrada foi de emtorno de 627 kPa (91 psi) no final da onda alfa e de 1.186kPa (172 psi) quando a onda beta atingiu o topo da tela,usando-se a rugosidade aparente de tubo de 0,0762 cm (0,03 in).
Com base nos exemplos 1 a 3, o fluido IGPCF secomportou como uma salmoura de alta viscosidade. Ondas alfae beta distintas foram observadas no Exemplo 1 e no Exemplo2. O enchimento com areia realizado com o fluido IGPCF nãofoi tão firme quanto o enchimento realizado com água como ofluido carreador.
Conforme esperado, a altura de duna estabilizada noExemplo 2 foi mais baixa do que a altura de dunaestabilizada no Exemplo 1. O aumento súbito na altura deduna acima da duna estabilizada em ambos os testesrealizados com fluido IGPCF podem implicar em uma obstruçãoou uma tela tamponada no simulador de GP. O teste realizadocom água como o fluido carreador a 0,556 m3/min (3,5bbl/min) e 0,216 g/cm3 (1,5 lb/gal adicionado) areia 20/40e 100% de retorno de fluido produziu uma altura de dunasimilar em todas as janelas que foi mais alta do que aaltura de duna estabilizada formada com o fluido IGPCF. 0uso de ID de tela efetivo como ID de tela ao invés do ID detubo de base resultou em uma concordância maior entre osdados medidos e os dados estimados, mas a rugosidade detubo aparente para combinação de ambas a pressão alfa e apressão beta foi muito mais alta do que o valor típico ,de0,01524 cm (0,006 in) a 0,0254 cm (0,01 in) [em torno de0,01524 cm (0,006 in) no teste 1 e no teste 2, e 0,0762 cm(0,03 in) no teste 3].
Quando se usou o ID de tubo de base como a ID de tela,as alturas de duna estabilizadas medidas foram mais altasdo que os valores estimados: 2,4% mais alta no teste 1 e7,7% mais alta no teste 2. Quando se usa o ID de telaefetivo como o ID de tela, as alturas de duna medidas forammenores do que os valores estimados: 11,7% mais baixa noteste 1 e 1,4% mais baixa no teste 2. Quando se usou o IDde tubo de base como o ID de tela, e uma rugosidade de tubode 0,0254 cm (0,01 in) , as pressões beta medidas foram em5% dos valores estimados. As pressões alfa medidas forammuito mais altas do que os valores estimados em ambos ostestes, 55% mais alta no teste 1 e 69% mais alta no teste2. Isto pode indicar um tamponamento severo de tela nofundo. Quando se usa o ID de tela efetivo como o ID detela, e uma rugosidade de tubo de 0,0254 cm (0,01 in), aspressões beta medidas foram em 5% dos valores estimados. Apressão alfa medida foi em torno de 10% mais baixa do que ovalor estimado no teste 1 e foi em torno de 1% mais alta doque o valor estimado no teste 2.Exemplo 4
Para se garantir que os valores observados foramdevido a uma obstrução ou uma tela tamponada no simuladorde GPi um teste de comparação com água como o fluidocarreador usando-se o mesmo aparelho de teste foirecomendado. Um teste que foi realizado com água como umfluido carreador com um parâmetro de bombeamento similar aodo Exemplo 2: 0,556 m3/min (3,5 bbl/min) e 0,216 g/cm3 (1,5lb/gal adicionado), areia 20/40 e 100% de retorno de fluidoproveu os resultados a seguir: uma relação de duna / furoestabilizada medida de em torno de 0,79 foi observada emtodas as janelas e a pressão alfa foi de em torno de 593kPa (86 psi) e a pressão beta foi de em torno de 1.248 kPa(180 psi) [taxa de queda para 0,525 m3/min (3,3 bbl/min)] .
As hipóteses a seguir foram feitas na estimativa darelação de duna / furo:
Centralizado: falsoRelação de Retorno de Fluido = 1Ângulo de Furo Máximo, graus = 90
Diâmetro de Furo = 15,24 cm (6 in)
O.D. de Tela = 11,43 cm (4,5 in), 9,49 cm (3,735 in)OD de Tubo de Lavagem = 7,3 cm (2,875 in)Rugosidade de Tubo = 0,0762 cm (0,03 in)Viscosidade de Fluido, cP = 1
Peso específico de Fluido = 1 g/cm3 (8,345 ppg)
Relação de Mistura = 0,18 g/cm3 (1,5 lb/gal adicionado)
Diâmetro de Cascalho = 0,0635 cm (0,025 in)
A Figura 4 mostra a pressão estimada e a relação deduna/furo como uma função da taxa. A relação estimada deduna/furo foi de em torno de 0,703, quando se usou o ID detubo de base como o ID de tela, e foi de em torno de 0,757quando se usou o ID de tela efetivo como o ID de tela. Aspressões alfa e beta estimadas foram de 434 kPa (63 psi) e1.44 8 kPa (210 psi) usando-se o ID de tubo de base como oID de tela e a rugosidade de tubo de 0,0254 cm (0,01 in) .As pressões alfa e beta estimadas foram de 627 kPa (91 psi)e 1.172 kPa (170 psi) usando-se o ID de tela efetivo como oID de tela e a rugosidade de tubo de 0,0762 cm (0,03 in) .
Exemplo 5
Comparação de Dados Medidos e Dados Estimados a Partir dosExemplos 1 a 4
A Figura 5 mostra os dados medidos e os dadosestimados usando-se ambos o ID de tubo de base e o ID detela efetivo como o ID de tela. Embora a tela fossecentralizada, os dados estimados mostraram que ela secomportou como a tela não centralizada. Os dados estimadosmostrados na Figura 5 usaram a opção de tela nãocentralizada.
As relações de duna/furo medidas foram valoresestabilizados nas janelas 3-4 para o teste 1 e nas janelas2 e 3 para o teste 2. Sem uma perda de fluido e se a telanão estivesse tamponada, seria esperado que a altura deduna fosse a mesma em todas as janelas. No teste 1, arelação de duna/altura medida na janela N0 5 saltou paramais de 0,9, se comparado com 0,64 na janela N0 4. No teste1, a relação de duna/altura medida na janela N0 4 saltoupara 0,9, se comparado com 0,5 6 na janela N0 3. Estesaumentos anormais implicaram em uma obstrução no sistema ouque o fundo da tela estava tamponado.
Quando se usou o ID de tubo de base como o ID de tela[e uma rugosidade de tubo de 0,0254 cm (0,01 in) ] , asalturas de duna estabilizadas medidas foram mais altas doque os valores estimados: 2,4% mais alta no teste 1, 7,7%mais alta no teste 2 e 12,4% mais alta no teste 3.
As pressões alfa medidas foram muito mais altas do queos valores estimados em todos os testes, 55% mais alta noteste 1, 69% mais alta no teste 2 e 35% mais alta no teste3. As pressões beta medidas foram em 5% dos valoresestimados. Pressões alfa altas com pressões beta normaispodem indicar que o fundo da tela estava tamponado. Noteste 2, a areia se acumulou acima da janela N0 6. Istotambém implicou que o fundo da tela estava tamponado.
Quando se usou o ID de tela efetivo como o ID de tela(e uma rugosidade de tubo para combinar as pressões) , asalturas de duna medidas foram menores do que os valoresestimados para os testes de fluido IGPCF: 11,7% mais baixano teste 1 e 1,4% mais baixa no teste 2. Para o teste comágua, a altura de duna medida foi 4,4% mais alta do que ovalor estimado.
A combinação da pressão alfa e da pressão beta com aspressões medidas resultou na rugosidade de tubo aparente deem torno de 0,1524 cm (0,06 in) para os testes de IGPCF 1 e2 e de em torno de 0,0762 cm (0,03 in) para o teste comágua 3. Um valor de rugosidade acima de 0,0254 cm (0,01 in)foi considerado anormalmente alto.
Foi decidido que os resultados precedentes podem serdevido a um umedecimento ineficaz do cascalho.
Exemplo 6
Um umedecimento foi avaliado pela mistura de 12 gramasde areia de enchimento 20/40 com 15 ml de emulsão inversasem sólidos de 1,26 g/cm3 (10,5 lb/gal) (.veja a fórmula noExemplo 7) . Comparações de linha de base foram preparadasusando-se n-parafina e água. A mistura de areia / fluidoentão foi agitada fortemente (misturada) e foi deixado quea areia se depositasse. Finalmente, as alturas da areiadepositada foram comparadas com o frasco contendo a areiaseca. Uma altura de areia muito similar foi observada nas 4amostras após a separação total da areia e dos líquidos.
A deposição de areia foi avaliada conforme se segue. Atemperatura do gel foi medida e registrada. Uma seringa foiusada para a transferência de 516,4 cm3 de gel para umagarrafa de polietileno. 376,7 cm3 de cascalho seco de 420 a250 mícrons (malha 40 a 60) foram postos em um cilindrograduado, batendo-se levemente no cilindro periodicamentepara permitir que o cascalho se depositasse completamente.O cascalho do cilindro então foi derramado na garrafa depolietileno contendo a emulsão inversa ou o controle. Agarrafa foi tamponada e agitada vigorosamente até que ocascalho estivesse uniformemente disperso no carreador. Asuspensão foi vazada no cilindro graduado até a marca de500 cm3. 0 cilindro graduado foi colocado em uma superfícienivelada à temperatura ambiente e as graduações de fluidohomogêneo foram médias a 10, 20 e 30 minutos. Cadagraduação foi um por cento do volume de cilindro total. Onúmero de graduações de fluido homogêneo por 3 0 minutos detempo decorrido foi medido para a obtenção da deposição deareia em deposição percentual por 30 minutos. A análise foirealizada à temperatura ambiente, a 15,56°C (60°F) e32,22°C (90°F) para o estabelecimento de valores de basepara o sistema de gel. Os valores de base foramestabelecidos usando-se um cascalho de 420 a 250 mícrons(de malha de 4 0 a 60).
Os resultados são mostrados na Fig. 6. Em n-parafina,a separação total da areia e do fluido carreador de emulsãoinversa foi atingida após em torno de 100 segundos,atingindo a altura de areia inicial de 25 ml.
Exemplo 7
Um estudo foi realizado para se determinar se fluidoscarreadores de enchimento com cascalho de emulsão inversasem sólidos preparados com um fluido de base de parafina seadéquam às exigências para um fluido carreador deenchimento com cascalho. Três emulsões inversas sem sólidosforam formuladas e avaliadas para se determinar:
a. As propriedades reológicas em três pesosespecíficos: 1,14, 1,2 e 1,26 g/cm3 (9,5, 10 e 10,5lb/gal) .
b. A estabilidade de emulsão de longa duração a 93 0C(2 00 °F) . A meta é ter um fluido que não se separeapós 8 horas no campo. Os testes incluíram até 4 8horas de testes estáticos.
c. As propriedades reológicas do fluido carreador de1,26 g/cm3 (10,5 lb/gal) contaminado com 3% desólidos de gravidade baixa.
d. A compatibilidade do fluido carreador de 1,26 g/cm3(10,5 lb/gal) com o fluido de perfuraçãocondicionado de 1,26 g/cm3 (10,5 lb/gal).
e. As características de umedecimento do fluidocarreador inverso a 1,26 g/cm3 (10,5 lb/gal) comareia de enchimento 20/40.
f. A invasão de filtrado após um deslocamento parainversão sem sólidos.
i. a quantidade de invasão de filtração apósum deslocamento para inversão sem sólidos.
ii. se a filtração sem sólidos estádanificando o arenito.
g. A compatibilidade do filtrado de fluidoscarreadores de enchimento com cascalho com fluidosde formação.
Os fluidos de emulsão inversa sem sólidos foramformulados com pesos específicos entre 1,2 e 1,26 g/cm3(9,5 e 10,5 lb/gal) usando-se concentrações aditivaslistadas na Tabela a seguir:
Tabela 6. Formulações de fluido e propriedades
<table>table see original document page 40</column></row><table><table>table see original document page 41</column></row><table>
* A n-parafina foi PARAFINA PURA (Brasil)Os fluidos foram misturados e laminados a quente a65,56 0C (150 °F) e, então, avaliados em um teste estáticode 48 horas a 93,33 0C (200 °F). As propriedades reológicasiniciais e finais medidas com o FANN 3 5 também sãomostradas na Tabela precedente. As propriedades reológicasobtidas após uma laminação a quente não exibiram quaisquermudanças quando as amostras foram expostas a umenvelhecimento estático por 48 horas. Os resultadossatisfizeram às especificações para um fluido carreador deenchimento com cascalho de emulsão inversa, listadasabaixo:
• O fluido carreador exibiu um comportamento quasenewtoniano com valores nulos ou quase nulos paralimite de escoamento, baixa leitura de rpm eresistência de gel.
• O fluido carreador permaneceu estável (sem separaçãode salmoura) por 48 horas durante testes estáticos.
Os resultados usando-se CARBO-MUL™ padronizadosatisfizeram às especificações.
Exemplo 8
0 fluido carreador de 1,25 g/cm3 (10,5 lb/gal) doExemplo 7 foi contaminado com REV-DUST™ a 3% [76,05 kg/m3(27 lb/bbl)], com base no volume do fluido carreador. OREV-DUST™ é um produto perfurado simulado disponível apartir da Mil-White Company, Houston, Texas. 0 REV-DUST™foi usado para a simulação da contaminação com sólidos debaixa gravidade. 0 fluido contaminado exibiu propriedadesreológicas similares ao fluido sem sólidos. Isto indicouque a formulação sem sólidos teve um agente de umedecimentosuficiente para lidar com uma contaminação de sólidos, semalteração das propriedades reológicas. Ligeiros aumentos naviscosidade plástica e na estabilidade elétrica foramnotados. Os resultados são dados na Tabela a seguir:
Tabela 7. Testes de Contaminação de 1,26 g/cm3 (10,5 Ib/gal) de emulsão inversa sem sólidos com REV-DUST™
<table>table see original document page 43</column></row><table>Além disso, as propriedades reológicas foram medidasem amostras do fluido sem sólidos tendo a formulação aseguir:
<table>table see original document page 44</column></row><table>
Com base no volume total do fluido sem solidos, ofluido sem sólidos foi contaminado com (1) 5% em volume e10% em volume do fluido de perfuração altamente viscoso de1,26 g/cm3 (10,5 lb/gal) do Exemplo 7 e (2) 5% em volume e10% em volume de água de formação sintética. Os resultadosmostrados abaixo nas Tabelas 8 e 9 indicam que umacontaminação com 5% em volume ou 10% em volume do fluido do
Exemplo 7 não afetou as propriedades reológicas do fluidocarreador.
Tabela 8: Testes de contaminação de emulsão inversa semsólidos de 10,5 Ib/ gal (1,26 g/cm3) com fluido deperfuração<table>table see original document page 45</column></row><table>
* CARBO-GEL™ é uma argila organofílica disponível a partir da BakerHughes Drilling Fluids.
* *CARBO-MUL ht™ é um emulsificante de poliamina, disponívelcomercialmente a partir da Baker Hughes Drilling Fluids.
* * *CARB0-TEC S™ é um ácido graxo de dímero - trímero, disponívelcomercialmente a partir da Baker Hughes Drilling Fluids.
Tabela 9: Testes de Contaminação de 1,26 g/cm3 (10,5 Ib/gal) de emulsão inversa ("IE") sem sólidos com água deformação
<table>table see original document page 45</column></row><table><table>table see original document page 46</column></row><table>
Exemplo 9
Um teste de permeabilidade de retorno foi realizadopara avaliação do impacto de invasão de filtrado da emulsãoinversa sem sólidos no dano à formação. 0 teste foirealizado usando-se arenito 2,8 Darcy Berea e o fluido deemulsão inversa sem sólidos de 1,26 g/cm3 (10,5 lb/gal) doExemplo 7 a 93,33 0C (200 °F), o qual fluiu através dotestemunho, porque não existia nenhum bolo de filtro. 0resultado do teste mostrou uma permeabilidade inicial de2867,2 e uma permeabilidade de retorno de 2719,8 ou umretorno de permeabilidade de 95%, não indicando nenhum danopotencial à formação de arenito (veja a Figura 7).
Exemplo 10
O IGPCF do Exemplo 7 é usado nos procedimentos doExemplo 1. Ondas alfa e ondas beta distintas foramobservadas. Alturas de duna similares foram observadas emtodas as janelas. Um enchimento firme completo é obtido.
Exemplo 11
Dois IGPCFs viscosos tendo a composição e aspropriedades a seguir foram preparados:
<table>table see original document page 47</column></row><table>*EDC-99/DW é um mineral hidrogenado disponível a partir da Total FinaElf.
A deposição de areia foi avaliada conforme no Exemplo5. Os resultados são dados na Tabela a seguir e ilustradosna Fig. 6. Uma deposição substancial foi vista na amostracontendo BIO-COTE™, se comparado com a mostra sem BIO-COTE™, indicando que o BI0-C0TE™ melhorou substancialmentea taxa de deposição e a firmeza do enchimento.
<table>table see original document page 48</column></row><table><table>table see original document page 49</column></row><table>
As pessoas de conhecimento comum na técnicareconhecerão que muitas modificações podem ser feitas noprecedente, sem se desviar dali.
Claims (64)
1. Fluido de enchimento com cascalho, caracterizadopelo fato de compreender uma emulsão inversa compreendendoóleo como a fase externa, salmoura de limpeza como uma faseinterna e uma quantidade de emulsificante efetiva para aprodução de uma emulsão inversa estável, a fase externa dofluido de enchimento com cascalho ainda compreendendo umagente de umedecimento de cascalho.
2. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreender umaconcentração de em torno de 2,9 litros/m3 (1/8 gal/bbl) oumais do ingrediente ativo do agente de umedecimento, combase no volume total do fluido de enchimento com cascalho.
3. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 1, caracterizado pelo fato do emulsificanteter um HLB de 3 a 8.
4. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 1, caracterizado pelo fato do emulsificanteter um HLB de 3 a 6.
5. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 3, caracterizado pelo fato do emulsificantecompreender nitrogênio.
6. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 5, caracterizado pelo fato do emulsificanteser selecionado a partir do grupo que consiste em amidas eimidazolinas.
7. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 5, caracterizado pelo fato do emulsificanteser selecionado a partir do grupo que consiste em amidas depoliolefina, alquenoamidas e imidazolinas.
8. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 5, caracterizado pelo fato do emulsificantecompreender imidazolina.
9. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 8, caracterizado pelo fato do fluidocompreendendo a partir de em torno de 0,06 g/cm3 (0,5gal/bbl) a em torno de 0,24 g/cm3 (2,0 gal/bbl) deemulsificante, com base no volume de emulsão inversa a serproduzido.
10. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 9, caracterizado pelo fato do emulsificantecompreender uma solução que compreende a partir de em tornode 50 a em torno de 70% em peso de emulsif icante, orestante compreendendo óleo à base de emulsificante.
11. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 10, caracterizado pelo fato do emulsificantecompreender uma solução que compreende em torno de 60% empeso de emulsificante, o restante compreendendo óleo à basede emulsificante.
12. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 11, caracterizado pelo fato do óleo à base deemulsificante compreender óleo mineral.
13. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 12, caracterizado pelo fato do óleo à base deemulsificante ainda compreender álcool.
14. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 1, caracterizado pelo fato do agente deumedecimento de cascalho ser não solúvel em água.
15. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 1, caracterizado pelo fato do agente deumedecimento de cascalho ter um HLB de em torno de 4 oumenos.
16. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 1, caracterizado pelo fato do agente deumedecimento de cascalho ter um HLB de em torno de 3 oumenos.
17. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 1, caracterizado pelo fato do agente deumedecimento de cascalho compreender um ingrediente ativoselecionado a partir do grupo que consiste em sulfonato dedodecilbenzeno, sais de cálcio de ácidos graxos, triésteresde glicerol, estéres de sorbitano, lecitina, álcooisgraxos, e combinações dos mesmos.
18. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 1, caracterizado pelo fato do agente deumedecimento de cascalho compreender alquenoamina de amidade poliolefina como um ingrediente ativo.
19. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 1, caracterizado pelo fato do agente deumedecimento de cascalho compreender um diluente o qual ésolúvel na fase externa da emulsão inversa.
20. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 19, caracterizado pelo fato do diluente serselecionado a partir do grupo que consiste em n-parafinas,óleo mineral, olefinas e combinações dos mesmos.
21. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 19, caracterizado pelo fato do agente deumedecimento de cascalho compreender um diluentecompreendendo uma olefina.
22. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 17, caracterizado pelo fato de compreender:a partir de 5,95 litros/m3 (0,25 gal/bbl) a em tornode 23,8 litros/m3 (1,0 gal/bbl) ou mais de volume total doagente de umedecimento de cascalho, incluindoingrediente(s) ativo(s) e um diluente;um peso específico a partir de em torno de 0,84 g/cm3(7 lb/gal) a 1,56 g/cm3 (13,0 lb/gal);uma viscosidade de em torno de 20 cP ou menos a 300rpm;onde uma salmoura de limpeza tem um peso específico deem torno de 1,0 g/cm3 (8,34 lb/gal) ou mais e compreendesais selecionados a partir do grupo que consiste em sais dehaleto e sais de formato.
23. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 1, caracterizado pelo fato do referido fluidoser sem sólidos.
24. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 1, caracterizado pelo fato do fluido deenchimento com cascalho compreender propriedades reológicassubstancialmente newtonianas a temperaturas a partir de emtorno de 4,44°C (40°F) a em torno de 121,Il0C (250°F),conforme determinado sob pressão usando-se um reômetro FANN 75 .
25. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 1, caracterizado pelo fato do fluido deenchimento com cascalho permanecer estável sob condiçõesestáticas a 121,11 0C (250 °F) por duas semanas ou mais.
26. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 1, caracterizado pelo fato do fluido deenchimento com cascalho compreender uma viscosidade de emtorno de 10 cP ou menos a 3 00 rpm.
27. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 1, caracterizado pelo fato de compreenderagentes de viscosificação os quais obtêm uma reologia nãonewtoniana.
28. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 1, caracterizado pelo fato da salmoura delimpeza ter um peso especifico de em torno de 1,0 g/cm3(8,34 lb/gal) a em torno de 2,3 g/cm3 (19,2 lb/gal).
29. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 1, caracterizado pelo fato da salmoura delimpeza compreender um sal que compreende um metalselecionado a partir do grupo que consiste em sódio,cálcio, zinco, potássio, césio e combinações dos mesmos.
30. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 29, caracterizado pelo fato da salmoura delimpeza compreender um metal selecionado a partir do grupoque consiste em cloreto de cálcio, brometo de cálcio,brometo de zinco/cálcio, formato de potássio, formato decésio/potássio e combinações dos mesmos.
31. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 1, caracterizado pelo fato da salmoura delimpeza compreender a partir de em torno de 1 Ib (0,454 kg)de sal de cloreto de sódio ou potássio ou menos por barril(0,119 m3) de água a em torno de 2,3 g/cm3 (19,2 lb/gal) deZnBr2 / CaBr2 / CaCl2 de matéria-prima líquida.
32. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 1, caracterizado pelo fato da salmoura delimpeza ter um peso específico de em torno de 1,2 g/cm3 (10lb/gal) a em torno de 1,8 g/cm3 (15 lb/gal),
33. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 1, caracterizado pelo fato da salmoura delimpeza compreender um sal de formato.
34. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 1, caracterizado pelo fato da salmoura delimpeza compreender em torno de 1,55 g/cm3 (12,9 lb/gal) deformato de potássio de matéria-prima liquida.
35. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 1, caracterizado pelo fato da salmoura delimpeza compreender uma combinação de 1,55 g/cm3 (12,9lb/gal) de formato de potássio combinado com 2,29 g/cm3(19,1 lb/gal) de césio de matéria-prima líquida para aprodução de um peso específico de salmoura máximo final deem torno de 2,28 g/cm3 (19,0 lb/gal) ou menos.
36. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 1, caracterizado pelo fato de a salmoura delimpeza ter um peso específico de 1,39 g/cm3 (11,6 lb/gal)ou menos.
37. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 1, caracterizado pelo fato de o fluido deenchimento com cascalho ter uma relação de óleo parasalmoura de 45/55 ou mais.
38. Fluido de enchimento com cascalho, de acordo com areivindicação 1, caracterizado pelo fato da salmoura ter umpeso específico maior do que 1,39 g/cm3 (11,6 lb/gal), e arelação de óleo para salmoura ser de 50/50 ou mais.
39. Método para enchimento com cascalho de um furo depoço, caracterizado pelo fato de compreender:a provisão de uma emulsão inversa estávelcompreendendo um óleo como uma fase externa, salmoura delimpeza como uma fase interna e um emulsificante em umaquantidade suficiente para produzir uma emulsão estável;após a produção da emulsão estável, a provisão daemulsão estável com um agente de umedecimento de cascalho,desse modo se produzindo uma emulsão modificada; ea injeção da emulsão modificada em um furo de poço comcascalho sob condições efetivas para a produção de umenchimento com cascalho efetivo e firme.
40. Método, de acordo com a reivindicação 39,caracterizado pelo fato de compreender a infusãosubstancialmente contínua de cascalho e a partir de emtorno de 5,95 litros/m3 (0,25 gal/bbl) a em torno de 23,8litros/m3 (1,0 gal/bbl) de agente de umedecimento no furode poço com a emulsão inversa estável.
41. Método, de acordo com a reivindicação 39,caracterizado pelo fato de ainda compreender a circulaçãodo referido fluido de enchimento com cascalho de emulsãoinversa poço abaixo para o estabelecimento da vazão anularrequerida para enchimento com cascalho do furo de poço.
42. Método, de acordo com a reivindicação 41,caracterizado pelo fato da referida circulação estabeleceruma vazão anular de em torno de 92,44 m/min (300 ft/min) oumais.
43. Método, de acordo com a reivindicação 39,caracterizado pelo fato de ainda compreender a infusãoadicional de cascalho no furo de poço com uma quantidade deagente de umedecimento adicional.
44. Método, de acordo com a reivindicação 43,caracterizado pelo fato da quantidade adicional de agentede umedecimento obter e manter um comportamento reológicoquase newtoniano do fluido de enchimento com cascalho.
45. Método, de acordo com a reivindicação 44,caracterizado pelo fato de uma quantidade suficiente deagente de umedecimento ser infundida na emulsão inversaestável para a provisão de um fluido de enchimento comcascalho que compreende uma concentração de em torno de 2,9litros/m3 (1/8 gal/bbl) ou mais do ingrediente ativo doagente de umedecimento.
46. Método, de acordo com a reivindicação 39,caracterizado pelo fato de compreender o uso do referidofluido como outro fluido de execução de serviço, além de umfluido de enchimento com cascalho.
47. Método, de acordo com a reivindicação 39,caracterizado pelo fato de o referido furo de poço ser umfuro de poço horizontal.
48. Método, de acordo com a reivindicação 43,caracterizado pelo fato da infusão do agente deumedecimento adicional produzir uma deposição de cascalhomais rápida durante a "onda alfa" de um procedimento deenchimento com cascalho "alfa-beta" em um furo de poçohorizontal.
49. Método, de acordo com a reivindicação 43,caracterizado pelo fato da infusão do agente deumedecimento adicional ser usada para controle da "alturade duna de cascalho" de um enchimento com cascalho "alfa-beta".
50. Método, de acordo com a reivindicação 39,caracterizado pelo fato do fluido de enchimento comcascalho manter a estabilidade de folhelho, antes e durantea operação de enchimento com cascalho.
51. Método, de acordo com a reivindicação 39,caracterizado pelo fato de compreender:a mistura de em torno de 0,4 a em torno de 0,7 barrisde óleo (de em torno de 63,59 a em torno de 111,29 1) comde 1,43 kg/m3 (0,5 gal/bbl) a em torno de 5,7 kg/m3 (2,0gal/bbl) de emulsificante, com base no volume total deemulsão inversa estável produzida, produzindo uma misturade óleo/emulsificante;a mistura de em torno de 4,76 litros/m3 (0,2 gal/bbl)a em torno de 14,26 litros/m3 (0,6 gal/bbl) de salmoura delimpeza com a mistura de óleo/emulsificante, com base novolume da mistura de óleo/emulsificante, produzindo umaemulsão inversa estável; ea injeção da emulsão inversa estável em um furo depoço, enquanto se infunde continuamente a partir de emtorno de 5,9 litros/m3 (0,25 gal/bbl) a em torno de 23,8litros/m3 (1,0 gal/bbl) de agente de umedecimento, com baseno volume total da emulsão inversa estável.
52. Método para enchimento com cascalho de um furo depoço, caracterizado pelo fato de compreender:a provisão de uma emulsão inversa estávelcompreendendo um óleo como uma fase externa, salmoura delimpeza como uma fase interna e um emulsif icante em umaquantidade suficiente para produzir uma emulsão estável;após a produção da emulsão estável, a injeção daemulsão estável em um furo de poço em conjunto com umaquantidade de cascalho e um agente de umedecimento decascalho suficiente para tornar o cascalho úmido com óleopara a produção de um enchimento com cascalho efetivo efirme.
53. Método, de acordo com a reivindicação 52,caracterizado pelo fato de compreender a infusãosubstancialmente contínua de cascalho e a partir de emtorno de 5,95 litros/m3 (0,25 gal/bbl) a em torno de 23,8litros/m3 (1,0 gal/bbl) de agente de umedecimento no furode poço com a emulsão inversa estável.
54. Método, de acordo com a reivindicação 52,caracterizado pelo fato de ainda compreender a circulaçãodo referido fluido de enchimento com cascalho de emulsãoinversa poço abaixo para o estabelecimento da vazão anularrequerida para enchimento com cascalho do furo de poço.
55. Método, de acordo com a reivindicação 54,caracterizado pelo fato da referida circulação estabeleceruma vazão anular de em torno de 92,44 m/min (300 ft/min) oumais.
56. Método, de acordo com a reivindicação 52,caracterizado pelo fato de ainda compreender a infusãoadicional de cascalho no furo de poço com uma quantidade deagente de umedecimento adicional.
57. Método, de acordo com a reivindicação 56,caracterizado pelo fato da quantidade adicional de agentede umedecimento obter e manter um comportamento reológicoquase newtoniano do fluido de enchimento com cascalho.
58. Método, de acordo com a reivindicação 57,caracterizado pelo fato de uma quantidade suficiente deagente de umedecimento ser infundida na emulsão inversaestável para a provisão de um fluido de enchimento comcascalho que compreende uma concentração de em torno de 2,9litros/m3 (1/8 gal/bbl) ou mais do ingrediente ativo doagente de umedecimento.
59. Método, de acordo com a reivindicação 52,caracterizado pelo fato de compreender o uso do referidofluido como um outro fluido de execução de serviço, além deum fluido de enchimento com cascalho.
60. Método, de acordo com a reivindicação 52,caracterizado pelo fato do referido furo de poço ser umfuro de poço horizontal.
61. Método, de acordo com a reivindicação 56,caracterizado pelo fato do agente de umedecimento adicionalproduzir uma deposição de cascalho mais rápida durante a"onda alfa" de um procedimento de enchimento com cascalho"alfa-beta" em um furo de poço horizontal.
62. Método, de acordo com a reivindicação 56,caracterizado pelo fato do agente de umedecimento adicionalcontrolar a "altura de duna de cascalho" de um enchimentocom cascalho "alfa-beta".
63. Método, de acordo com a reivindicação 52,caracterizado pelo fato de o fluido de enchimento comcascalho manter a estabilidade de folhelho, antes e durantea operação de enchimento com cascalho.
64. Método, de acordo com a reivindicação 52,caracterizado pelo fato de compreender:a mistura de em torno de 0,4 a em torno de 0,7 barrisde óleo (de em torno de 63,59 a em torno de 111,29 1) comde 1,4 3 kg/m3 (0,5 gal/bbl) a em torno de 5,7 kg/m3 (2,0gal/bbl) de emulsificante, com base no volume total deemulsão inversa estável produzida, produzindo uma misturade óleo/emulsificante;a mistura de em torno de 4,76 litros/m3 (0,2 gal/bbl)a em torno de 14,26 litros/m3 (0,6 gal/bbl) de salmoura delimpeza com a mistura de óleo/emulsificante, com base novolume da mistura de óleo/emulsificante, produzindo umaemulsão inversa estável; ea injeção da emulsão inversa estável em um furo depoço, enquanto se infunde continuamente a partir de emtorno de 5,9 litros/m3 (0,25 gal/bbl) a em torno de 23,8litros/m3 (1,0 gal/bbl) de agente de umedecimento, com baseno volume total da emulsão inversa estável.
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